(a) щодо здатності проходити КЗ без відключення від мережі:
(i) генеруючі модулі повинні бути здатні залишатися приєднаним до мережі та продовжувати стабільну роботу після порушення режиму роботи енергосистеми у зв’язку з усуненими засобами захисту пошкодженнями. Така здатність повинна бути в межах графіку залежності напруги від часу в точці приєднання для режиму КЗ, визначеного відповідним ОСП.
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.
Така нижня межа повинна бути вказана відповідним ОСП із використанням параметрів, визначених на рис. 3, і в межах діапазонів, визначених у таблицях 7.1 і 7.2 для генеруючих модулів типу D, приєднаних на рівні 110 кВ або вище.
Така нижня межа також повинна бути вказана відповідним ОСП із використанням параметрів, визначених на рис. 3, і в межах діапазонів, визначених у таблицях 3.1 і 3.2 для генеруючих модулів типу Б, приєднаних на рівні нижче 110 кВ;
(ii) кожен ОСП повинен визначити передаварійні та післяаварійні режими для здатності проходити КЗ без відключення від мережі, згадані в пункті (iv) статті 14(3)(a). Визначені передаварійні та післяаварійні режими для здатності проходити КЗ без відключення від мережі повинні бути оприлюднені;
Таблиця 7.1
Параметри для рис. 3 щодо здатності синхронних генеруючих модулів до проходження КЗ без відключення від мережі
Таблиця 7.2
Параметри для рис. 3 щодо здатності модулів енергоцентрів до проходження КЗ без відключення від мережі
(b) на вимогу власника генеруючого об’єкта відповідний системний оператор повинен надати параметри передаварійного та післяаварійного режимів, які необхідно враховувати для здатності проходити КЗ без відключення від мережі, отримані в результаті розрахунків у точці приєднання, як вказано в пункті (iv) статті 14(3)(a), зокрема:
(i) передаварійну мінімальну потужність КЗ у кожній точці приєднання, виражену в МВА,
(ii) передаварійні робочі параметри генеруючого модуля по вихідних активній і реактивній потужностях у точці приєднання та напрузі в точці приєднання; та
(iii) післяаварійну мінімальну потужність КЗ у кожній точці приєднання, виражену в МВА.
(c) можливості проходження КЗ без відключення від мережі у випадку несиметричних пошкоджень повинні визначатися кожним ОСП.
4. Генеруючі модулі типу D повинні відповідати таким загальним вимогам щодо управління системою:
(a) щодо синхронізації, під час запуску генеруючого модуля синхронізація виконується власником генеруючого об’єкта тільки після отримання дозволу відповідного системного оператора;
(b) генеруючий модуль повинен бути обладнаний необхідними засобами синхронізації;
(c) синхронізація генеруючих модулів має бути можливою для частот у межах діапазонів, визначених у таблиці 2;
(d) відповідний системний оператор і власник генеруючого об’єкта повинні узгодити параметри пристроїв синхронізації до експлуатації генеруючого модуля. Така угода повинна охоплювати:
(i) напругу;
(ii) частоту;
(iii) діапазон фазового кута;
(iv) послідовність чергування фаз;
(v) відхилення напруги та частоти.
ГЛАВА 2
Вимоги для синхронних генеруючих модулів
Стаття 17. Вимоги для синхронних генеруючих модулів типу B
1. Синхронні генеруючі модулі типу B повинні відповідати вимогам, переліченим у статті 13, за винятком статті 13(2)(b), та у статті 14.
2. Синхронні генеруючі модулі типу B повинні відповідати таким додатковим вимогам щодо стабільності напруги:
(a) щодо здатності до вироблення реактивної потужності, відповідний системний оператор має право визначати здатність синхронного генеруючого модуля до вироблення реактивної потужності;
(b) щодо системи регулювання напруги, синхронний генеруючий модуль повинен бути обладнаний постійною системою автоматичного регулювання збудження, яка може забезпечувати постійну напругу на контактах генератора змінного струму на рівні вибраної уставки без нестабільності в усьому робочому діапазоні синхронного генеруючого модуля.
3. Щодо надійності, синхронний генеруючий модуль типу B повинен бути здатний забезпечувати післяаварійне відновлення активної потужності. Відповідний ОСП повинен визначити величину та час відновлення активної потужності.
Стаття 18. Вимоги для синхронних генеруючих модулів типу C
1. Синхронні генеруючі модулі типу С повинні відповідати вимогам, встановленим у статтях 13, 14, 15 і 17, за винятком статті 13(2)(b) і 13(6), статті 14(2) і статті 17(2)(a).
2. Синхронні генеруючі модулі типу С повинні відповідати таким додатковим вимогам щодо стабільності напруги:
(a) щодо здатності до вироблення реактивної потужності, відповідний системний оператор може визначити додаткову реактивну потужність, що має бути забезпечена, якщо точка приєднання синхронного генеруючого модуля 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 споживання реактивної потужності лінією або кабелем високої напруги між високовольтними контактами підвищувального трансформатора синхронного генеруючого модуля або контактами генератора змінного струму за відсутності підвищувального трансформатора та точкою приєднання і має забезпечуватися відповідальним власником відповідної лінії або кабелю;
(b) щодо здатності до вироблення реактивної потужності при максимальній потужності:
(i) відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити вимоги щодо здатності до вироблення реактивної потужності при максимальній потужності у випадку коливань напруги. З цією метою відповідний системний оператор повинен визначити графік U-Q/Pmax у межах, у яких синхронний генеруючий модуль повинен бути здатний до вироблення реактивної потужності при максимальній потужності. Визначений графік U-Q/Pmax може мати будь-яку форму, беручи до уваги потенційні витрати на забезпечення здатності до вироблення реактивної потужності за високих напруг і споживання реактивної потужності за низьких напруг;
(ii) графік U-Q/Pmax повинен визначатися відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП згідно з такими принципами:
- графік U-Q/Pmax не повинен виходити за межі обвідної графіка U-Q/Pmax, представленої внутрішньою обвідною на рис. 7,
- параметри обвідної графіка U-Q/Pmax (діапазон U-Q/Pmax і діапазон напруг) повинні перебувати в межах діапазону, визначеного для кожної синхронної зони в таблиці 8, та
- положення обвідної графіка U-Q/Pmax повинне бути в межах фіксованої зовнішньої обвідної на рис. 7;
Рисунок 7
Графік U-Q/P max синхронного генеруючого модуля
На рисунку представлені межі графіка U-Q/Pmax за напругою в точці приєднання, вираженою відношенням її фактичного значення до її опорного значення в 1 в.о., у залежності від відношення реактивної потужності (Q) до максимальної потужності (Pmax )- Положення, розмір і форма внутрішньої обвідної є орієнтовними.
Таблиця 8
Параметри для внутрішньої обвідної на рис. 7
(iii) вимога щодо здатності до вироблення реактивної потужності застосовується в точці приєднання. Якщо графік має іншу форму, ніж прямокутна, діапазон напруг представлений різницею між найбільшим і найменшим значеннями. Відповідно, не можна очікувати, що повний діапазон реактивної потужності буде наявний в усьому діапазоні напруг в усталеному режимі;
(iv) синхронний генеруючий модуль повинен бути здатний до переміщення в будь-яку робочу точку в межах свого графіка U-Q/Pmax у відповідних часових рамках до цільових значень, встановлених відповідним системним оператором;
(c) щодо здатності до вироблення реактивної потужності на рівні нижче максимальної потужності, при роботі за вихідної активної потужності, нижчої за максимальну потужність (P<Pmax ), синхронні генеруючі модулі повинні бути здатні працювати в будь-якій робочій точці в межах графіка P-Q генератора змінного струму відповідного синхронного генеруючого модуля, принаймні аж до мінімального рівня стабільної роботи. Навіть при зниженій вихідній активній потужності видача реактивної потужності в точці приєднання повинна повністю відповідати графіку P-Q генератора змінного струму відповідного синхронного генеруючого модуля з урахуванням потужності живлення власних потреб і втрат активної та реактивної потужностей підвищувального трансформатора, якщо застосовно.
Стаття 19. Вимоги для синхронних генеруючих модулів типу D
1. Синхронні генеруючі модулі типу Б повинні відповідати вимогам, встановленим у статті 13, за винятком статті 13(2)(b), (6) і (7), у статті 14, за винятком статті 14(2), у статті 15, за винятком статті 15(3), у статтях 16 і 17, за винятком статті 17(2), та у статті 18.
2. Синхронні генеруючі модулі типу D повинні відповідати таким додатковим вимогам щодо стабільності напруги:
(a) параметри та налаштування компонентів системи регулювання напруги повинні бути узгоджені між власником генеруючого об’єкта та відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП;
(b) угода, зазначена в підпараграфі (a), повинна охоплювати специфікації та характеристики автоматичного регулятора напруги (АРН) щодо регулювання напруги в усталених і перехідних режимах, а також специфікації та характеристики системи регулювання збудження. Така система повинна включати:
(i) функцію обмеження діапазону вихідного сигналу таким чином, щоб найвища частота характеристики не мала змоги збуджувати крутильні коливання на інших приєднаних до мережі генеруючих модулях;
(ii) обмежувач недозбудження, щоб не дати АРН зменшити збудження генератора змінного струму до рівня, який загрожує синхронній стійкості;
(iii) обмежувач перезбудження, щоб забезпечити збудження генератора змінного струму нижче від максимального значення, яке може бути досягнуте з одночасним забезпеченням роботи синхронного генеруючого модуля в межах його проектних параметрів;
(iv) обмежувач струму статора; та
(v) функцію PSS для демпфірування коливань потужності, якщо розмір синхронного генеруючого модуля перевищує значення максимальної потужності, визначене відповідним ОСП.
3. Відповідний ОСП і власник генеруючого об’єкта повинні укласти угоду про технічні можливості генеруючого модуля, щоб сприяти динамічній стійкості в разі пошкоджень.
ГЛАВА 3
Вимоги для модулів енергоцентрів
Стаття 20. Вимоги для модулів енергоцентрів типу B
1. Модулі енергоцентрів типу В повинні відповідати вимогам, встановленим у статті 13, за винятком статті 13(2)(b), та у статті 14.
2. Модулі енергоцентрів типу В повинні відповідати таким додатковим вимогам щодо стабільності напруги:
(a) щодо здатності до вироблення реактивної потужності, відповідний системний оператор має право визначати здатність модуля енергоцентру до вироблення реактивної потужності;
(b) відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП мають право визначати, що модуль енергоцентру повинен бути здатний забезпечувати швидке підживлення КЗ струмом у точці приєднання під час симетричних (трифазних) пошкоджень за таких умов:
(i) модуль енергоцентру повинен бути здатний активувати швидке підживлення КЗ струмом шляхом:
- забезпечення швидкого підживлення КЗ струмом у точці приєднання, або
- вимірювання відхилень напруги на контактах окремих енергоблоків модуля енергоцентру та забезпечення швидкого підживлення КЗ струмом на контактах таких енергоблоків;
(ii) відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити:
- як і коли повинне бути виявлене відхилення напруги, а також кінець відхилення напруги;
- характеристики швидкого КЗ струму, у тому числі часовий інтервал для вимірювання відхилення напруги та швидкого КЗ струму, для якого струм і напруга можуть бути виміряні іншим методом, ніж визначений у статті 2,
- час і точність швидкого КЗ струму, який може включати кілька етапів під час пошкодження та після його усунення;
(c) щодо підживлення швидким КЗ струмом у випадку несиметричних (однофазних або двофазних) пошкоджень, відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП мають право визначати вимогу щодо привнесення повного КЗ струму.
3. Модулі енергоцентрів типу В повинні відповідати таким додатковим вимогам щодо надійності:
(a) відповідний ОСП повинен визначити післяаварійне відновлення активної потужності, яке має бути здатний забезпечити модуль енергоцентру, а також вказати:
(i) коли починається післяаварійне відновлення активної потужності на основі критерію напруги;
(ii) максимальний допустимий час відновлення активної потужності; та
(iii) величину та точність відновлення активної потужності;
(b) специфікації повинні відповідати таким принципам:
(i) взаємозалежність між вимогами щодо швидкого КЗ струму відповідно до пунктів (b) і (c) параграфа 2 та відновленням активної потужності;
(ii) залежність часу відновлення активної потужності від тривалості відхилень напруги;
(iii) вказане обмеження максимального допустимого часу відновлення активної потужності;
(iv) відповідність відновлення рівня напруги мінімальній величині відновлення активної потужності; та
(v) належне демпфірування коливань активної потужності.
Стаття 21. Вимоги для модулів еиергоцеитрів типу С
1. Модулі енергоцентрів типу С повинні відповідати вимогам, перерахованим у статті 13, за винятком статті 13(2)(b) і (6), у статті 14, за винятком статті 14(2), у статтях 15 і 20, за винятком статті 20(2)(a), якщо інше не вказане в пункті (v) параграфа 3(d).
2. Модулі енергоцентрів типу С повинні відповідати таким додатковим вимогам щодо стабільності частоти:
(a) відповідний ОСП має право визначати, що модулі енергоцентру повинні бути здатні забезпечувати штучну інерцію при дуже швидких відхиленнях частоти;
(b) принцип роботи систем регулювання, встановлених для забезпечення штучної інерції, і пов’язані робочі параметри повинні визначатися відповідним ОСП;
3. Модулі енергоцентрів типу С повинні відповідати таким додатковим вимогам щодо стабільності напруги:
(a) щодо здатності до вироблення реактивної потужності, відповідний системний оператор може визначити додаткову реактивну потужність, що має бути забезпечена, якщо точка приєднання модуля енергоцентру не розташована на високовольтних контактах підвищувального трансформатора, що забезпечує підключення на рівні напруги точки приєднання, або на контактах перетворювача за відсутності підвищувального трансформатора. Така додаткова реактивна потужність повинна компенсувати споживання реактивної потужності лінією або кабелем високої напруги між високовольтними контактами підвищувального трансформатора модуля енергоцентру або контактами перетворювача за відсутності підвищувального трансформатора та точкою приєднання і має забезпечуватися відповідальним власником відповідної лінії або кабелю.
(b) щодо здатності до вироблення реактивної потужності при максимальній потужності:
(i) відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити вимоги щодо здатності до вироблення реактивної потужності при максимальній потужності у випадку коливань напруги. З цією метою він повинен визначити графік U-Q/Pmax який може мати будь-яку форму та у межах якого модуль енергоцентру повинен бути здатний до вироблення реактивної потужності на рівні максимальної потужності;
(ii) графік U-Q/Pmax повинен визначатися відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП згідно з такими принципами:
- графік U-Q/Pmax не повинен виходити за межі обвідної графіка U-Q/Pmax, представленої внутрішньою обвідною на рис. 8,
- параметри обвідної графіка U-Q/Pmax (діапазон Q/Pmax і діапазон напруг) повинні перебувати в межах діапазону, визначеного для кожної синхронної зони в таблиці 9,
- положення обвідної графіка U-Q/Pmax повинне бути в межах фіксованої зовнішньої обвідної, визначеної на рис. 8, та
- визначений графік U-Q/Pmax може мати будь-яку форму, беручи до уваги потенційні витрати на забезпечення здатності до вироблення реактивної потужності за високих напруг і споживання реактивної потужності за низьких напруг;
Рисунок 8
Графік U-Q/P max модуля енергоцентру
На рисунку представлені межі графіка U-Q/Pmax за напругою в точці приєднання, вираженою відношенням її фактичного значення до її опорного значення в 1 в.о., в залежності від відношення реактивної потужності (Q) до максимальної потужності (Pmax ). Положення, розмір і форма внутрішньої обвідної є орієнтовними.
Таблиця 9
Параметри для внутрішньої обвідної на рис. 8
(iii) вимога щодо здатності до вироблення реактивної потужності застосовується в точці приєднання. Якщо графік має іншу форму, ніж прямокутна, діапазон напруг представлений різницею між найбільшим і найменшим значеннями. Відповідно, не можна очікувати, що повний діапазон реактивної потужності буде наявний в усьому діапазоні напруг в усталеному режимі;
(c) щодо здатності до вироблення реактивної потужності на рівні нижче максимальної потужності:
(i) відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити вимоги щодо здатності до вироблення реактивної потужності, а також графік Р-Q/Рmax, який може мати будь-яку форму та у межах якого модуль енергоцентру повинен бути здатний до вироблення реактивної потужності на рівні нижче максимальної потужності;
(ii) графік Р-Q/Рmax повинен визначатися кожним відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП згідно з такими принципами:
- графік Р-Q/Рmax не повинен виходити за межі обвідної графіка Р-Q/Рmax, представленої внутрішньою обвідною на рис. 9,
- діапазон Р-Q/Рmax обвідної графіка Р-Q/Рmax визначений для кожної синхронної зони в таблиці 9,
- діапазон активної потужності обвідної графіка Р-Q/Рmax при нульовій реактивній потужності повинен дорівнювати 1 в.о.,
- графік Р-Q/Рmax може мати будь-яку форму та повинен включати умови для здатності до вироблення реактивної потужності при нульовій активній потужності, та
- положення обвідної графіка Р-Q/Рmax повинне бути в межах фіксованої зовнішньої обвідної, визначеної на рис. 9;
(iii) при роботі за вихідної активної потужності, нижчої за максимальну потужність (P<Pmax ), модуль енергоцентру повинен бути здатний до вироблення реактивної потужності в будь-якій робочій точці в межах графіка Р-Q/Рmax, якщо всі енергоблоки відповідного модуля енергоцентру, які виробляють потужність, технічно доступні, тобто не виведені з роботи у зв’язку з технічним обслуговуванням або відмовою, інакше здатність до вироблення реактивної потужності може бути нижчою з урахуванням технічної доступності;
Рисунок 9
Графік Р-Q/Р max модуля енергоцентру
На рисунку представлені межі графіка U-Q/Рmax за активною потужністю в точці приєднання, вираженою відношенням її фактичного значення до максимальної потужності у в.о., у залежності від відношення реактивної потужності (Q) до максимальної потужності (Pmax ). Положення, розмір і форма внутрішньої обвідної є орієнтовними.
(iv) модуль енергоцентру повинен бути здатний до переміщення в будь-яку робочу точку в межах свого графіка Р-Q/Рmax у відповідних часових рамках до цільових значень, встановлених відповідним системним оператором;
(d) щодо режимів регулювання реактивної потужності:
(i) модуль енергоцентру повинен бути здатний до вироблення реактивної потужності автоматично або в режимах регулювання напруги, регулювання реактивної потужності або регулювання коефіцієнта потужності;
(ii) для цілей режиму регулювання напруги модуль енергоцентру повинен бути здатний до сприяння регулюванню напруги в точці приєднання через забезпечення обміну реактивною потужністю з мережею з уставкою напруги, що охоплює від 0,95 до 1,05 в.о. з кроками не більше ніж 0,01 в.о., з крутизною характеристики у діапазоні принаймні 2-7% і кроками не більше ніж 0,5%. Вихідна реактивна потужність має бути нульовою, коли значення напруги мережі в точці приєднання дорівнюватиме уставці напруги;
(iii) робота з уставкою має здійснюватися з або без зони нечутливості, вибраної в діапазоні від нуля до ± 5% опорного значення в 1 в.о. напруги мережі, з кроками не більше ніж 0,5%;
(iv) упродовж ступінчатої зміни напруги модуль енергоцентру повинен бути здатний досягати 90% зміни реактивної потужності впродовж часу t1 , що визначається відповідним системним оператором у діапазоні від 1 до 5 секунд, і стабілізуватися на значенні, заданому крутизною характеристики в межах часу t2 , що визначається відповідним системним оператором у діапазоні від 5 до 60 секунд, з усталеним допустимим відхиленням реактивної потужності не більше ніж 5% від максимальної реактивної потужності. Відповідний системний оператор повинен вказати відповідні специфікації часу;
(v) для цілей режиму регулювання реактивної потужності модуль енергоцентру повинен бути здатний до встановлення уставки реактивної потужності в будь-якій точці діапазону реактивної потужності, визначеного в пункті (a) статті 20(2) і в пунктах (a) та (b) статті 21(3), з уставкою кроку не більшою ніж 5 МВАр або 5% (залежно від того, яке з цих значень менше) повної реактивної потужності, регулюючи реактивну потужність у точці приєднання з точністю в межах ± 5 МВАр або ±5% (залежно від того, яке з цих значень менше) повної реактивної потужності;
(vi) для цілей режиму регулювання коефіцієнта потужності модуль енергоцентру повинен бути здатний регулювати коефіцієнт потужності в точці приєднання в межах необхідного діапазону реактивної потужності, визначеного відповідним системним оператором відповідно до пункту (a) статті 20(2) або вказаного у пунктах (a) і (b) статті 21(3), з кроками цільового коефіцієнта потужності не більше ніж 0,01. Відповідний системний оператор повинен визначити цільовий коефіцієнт потужності, його допустиме відхилення та час досягнення цільового коефіцієнта потужності після раптової зміни вихідної активної потужності. Допустиме відхилення коефіцієнта потужності має бути виражене через допустиме відхилення відповідної реактивної потужності. Таке допустиме відхилення реактивної потужності має бути виражене як абсолютна величина або як відсоток від максимальної реактивної потужності модуля енергоцентру;
(vii) відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП і власником модуля енергоцентру повинні визначити, який з указаних вище трьох варіантів режиму регулювання реактивної потужності та пов’язаних уставок повинен застосовуватися і яке додаткове обладнання необхідне, щоб дистанційно коригувати відповідну уставку;
(e) щодо пріоритетності привнесення активної або реактивної потужностей, відповідний 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, відповідне положення повинне бути встановлене не пізніше ніж протягом 150 мс з моменту виникнення пошкодження;
(f) щодо регулювання для демпфірування коливань потужності, якщо визначено відповідним ОСП, модуль енергоцентру повинен бути здатний сприяти демпфіруванню коливань потужності. Характеристики регулювання напруги та реактивної потужності модулів енергоцентрів не повинні негативно впливати на демпфірування коливань потужності.
Стаття 22. Вимоги для модулів енергоцентрів типу D
Модулі енергоцентрів типу D повинні відповідати вимогам, перерахованим у статті 13, за винятком статті 13(2)(b), (6) і (7), у статті 14, за винятком статті 14(2), у статті 15, за винятком статті 15(3), у статтях 16 і 20, за винятком статті 20(2)(a), та у статті 21.
ГЛАВА 4
Вимоги для морських модулів енергоцентрів
Стаття 23. Загальні положення
1. Вимоги, визначені в цій главі, застосовуються до приєднання до мережі приєднаних на змінному струмі модулів енергоцентрів, розташованих у морі. Приєднаний на змінному струмі модуль енергоцентру, розташований у морі, який не має морської точки приєднання, вважається сухопутним модулем енергоцентру та, відповідно, повинен задовольняти вимоги для модулів енергоцентру, розташованих на суходолі.
2. Морська точка приєднання приєднаного на змінному струмі морського модуля енергоцентру повинна бути визначена відповідним системним оператором.
3. Приєднані на змінному струмі морські модулі енергоцентрів, які підпадають під дію цього Регламенту, класифікуються за такими конфігураціями морської системи приєднання до мережі:
(a) конфігурація 1: приєднання на змінному струмі до єдиної сухопутної точки міжмережевого з’єднання, де один або більше морських модулів енергоцентрів, які з’єднані між собою в морі та утворюють морську систему змінного струму, приєднані до сухопутної системи;
(b) конфігурація 2: складнозамкнуті приєднання на змінному струмі, коли кілька морських модулів енергоцентрів з’єднані в морі та утворюють морську систему змінного струму, і ця морська система змінного струму приєднана до сухопутної системи у двох або більше сухопутних точках міжмережевого з’єднання.
Стаття 24. Вимоги щодо стабільності частоти, що застосовуються до приєднаних на змінному струмі морських модулів енергоцентрів
Вимоги щодо стабільності частоти, встановлені, відповідно, у статті 13(1)-(5), за винятком статті 13(2)(b), у статті 15(2) та статті 21(2), застосовуються до будь-якого приєднаного на змінному струмі морського модуля енергоцентру.
Стаття 25. Вимоги щодо стабільності напруги, що застосовуються до приєднаних на змінному струмі морських модулів енергоцентрів
1. Без обмеження пункту (a) статті 14(3) і пункту (a) статті 16(3), приєднаний на змінному струмі морський модуль енергоцентру повинен бути здатний залишатися приєднаним до мережі та працювати в межах діапазонів напруги в мережі у точці приєднання, вираженої відношенням напруги в точці приєднання до опорного значення в 1 в.о., і впродовж періодів часу, зазначених у таблиці 10.
2. Незважаючи на положення параграфа 1, відповідний ОСП в Іспанії може вимагати, щоб приєднані на змінному струмі морські модулі енергоцентрів були здатні залишатися приєднаними до мережі в діапазоні напруг між 1,05 в.о. і 1,0875 в.о. упродовж необмеженого проміжку часу.
3. Незважаючи на положення параграфа 1, відповідні ОСП в Балтійській синхронній зоні можуть вимагати, щоб приєднані на змінному струмі морські модулі енергоцентрів залишалися приєднаними до мережі 400 кВ у межах діапазонів напруг і впродовж періодів часу, які застосовуються в синхронній зоні континентальної Європи.
Таблиця 10
У таблиці вказані мінімальні періоди часу, протягом яких приєднаний на змінному струмі морський модуль енергоцентру повинен бути здатний працювати в різних діапазонах напруг, що відхиляються від опорного значення в 1 в.о., не від’єднуючись від мережі.
4. Вимоги щодо стабільності напруги, визначені, відповідно, у пунктах (b) і (c) статті 20(2), а також у статті 21(3), застосовуються до будь-якого приєднаного на змінному струмі морського модуля енергоцентру.
5. Здатність до вироблення реактивної потужності при максимальній потужності, визначена в пункті (b) статті 21(3), застосовується до приєднаних на змінному струмі морських модулів енергоцентрів, за винятком таблиці 9. Замість цього застосовуються вимоги, визначені в таблиці 11.
Таблиця 11
Параметри для рис. 8
Стаття 26. Вимоги щодо надійності, що застосовуються до приєднаних на змінному струмі морських модулів енергоцентрів
1. Вимоги щодо надійності генеруючих модулів, встановлені у статті 15(4) і статті 20(3), застосовуються до приєднаних на змінному струмі морських модулів енергоцентрів.
2. Вимоги щодо здатності проходити КЗ без відключення від мережі, встановлені в пункті (a) статті 14(3) і пункті (a) статті 16(3), застосовуються до приєднаних на змінному струмі морських модулів енергоцентрів.
Стаття 27. Вимоги щодо відновлення системи, що застосовуються до приєднаних на змінному струмі морських модулів енергоцентрів
Вимоги щодо відновлення системи, встановлені, відповідно, у статті 14(4) і статті 15(5), застосовуються до приєднаних на змінному струмі морських модулів енергоцентрів.
Стаття 28. Загальні вимоги щодо управління системою, що застосовуються до приєднаних на змінному струмі морських модулів енергоцентрів
Загальні вимоги щодо управління системою, встановлені у статті 14(5), статті 15(6) і статті 16(4), застосовуються до приєднаних на змінному струмі морських модулів енергоцентрів.
РОЗДІЛ III
ПОРЯДОК ОПЕРАТИВНОГО ПОВІДОМЛЕННЯ ДЛЯ ПРИЄДНАННЯ
ГЛАВА 1
Приєднання нових генеруючих модулів
Стаття 29. Загальні положення
1. Власник генеруючого об’єкта повинен продемонструвати відповідному системному оператору, що він виконав вимоги, визначені в розділі II цього Регламенту, шляхом успішного виконання порядку оперативного повідомлення для приєднання кожного генеруючого модуля, як описано у статтях 30-37.
2. Відповідний системний оператор повинен визначити та оприлюднити детальний порядок оперативного повідомлення.
Стаття 30. Оперативне повідомлення для генеруючих модулів типу A
1. Порядок оперативного повідомлення для приєднання кожного нового генеруючого модуля типу A повинен передбачати подання посібника з монтажу. Власник генеруючого об’єкта повинен забезпечити зазначення необхідної інформації в посібнику з монтажу, отриманому від відповідного системного оператора, і його подання системному оператору. Для кожного генеруючого модуля у складі генеруючого об’єкта мають подаватися окремі посібники з монтажу.
Відповідний системний оператор повинен забезпечити можливість подання необхідної інформації третіми особами від імені власника генеруючого об’єкта.
2. Відповідний системний оператор повинен визначити зміст посібника з монтажу, який має містити принаймні таку інформацію:
(a) місце приєднання;
(b) дата приєднання;
(c) максимальна потужність установки у кВт;
(d) тип первинного джерела енергії;
(e) класифікація генеруючого модуля як новітньої технології згідно з розділом VI цього Регламенту;
(f) покликання на сертифікати відповідності обладнання, видані уповноваженим органом сертифікації, які використовуються для обладнання, що перебуває у місці встановлення;
(g) щодо використовуваного обладнання, для якого не був отриманий сертифікат відповідності, можна подати інформацію, вказану відповідним системним оператором; та
(h) контактні дані власника генеруючого об’єкта та монтажної організації, а також їхні підписи.
3. Власник генеруючого об’єкта повинен забезпечити повідомлення відповідному системному оператору або компетентному органу держави-члена про остаточне виведення генеруючого модуля з експлуатації згідно з національним законодавством.
Відповідний системний оператор повинен забезпечити можливість подання такого повідомлення третіми особами, у тому числі агрегаторами.
Стаття 31. Оперативне повідомлення для генеруючих модулів типу B, C і D
Порядок оперативного повідомлення для приєднання кожного нового генеруючого модуля типу B, C і D повинен дозволяти використання сертифікатів відповідності обладнання, виданих уповноваженим органом сертифікації.
Стаття 32. Порядок для генеруючих модулів типу B і C
1. Для цілей оперативного повідомлення для приєднання кожного нового генеруючого модуля типу B і C власник генеруючого об’єкта повинен надати відповідному системному оператору документ генеруючого модуля, який має містити декларацію про відповідність.
Для кожного генеруючого модуля у складі генеруючого об’єкта мають надаватися окремі документи генеруючого модуля.
2. Формат документа генеруючого модуля та інформація, що має в ньому зазначатися, повинні визначатися відповідним системним оператором. Відповідний системний оператор має право вимагати від власника генеруючого об’єкта, щоб у документі генеруючого модуля була зазначена така інформація:
(a) доказ погодження уставок захисту та регулювання для відповідної точки приєднання між відповідним системним оператором і власником генеруючого об’єкта;
(b) деталізоване викладення декларації про відповідність;
(c) деталізовані технічні дані генеруючого модуля, які стосуються приєднання до мережі, як визначено відповідним системним оператором;
(d) сертифікати відповідності обладнання, видані уповноваженим органом сертифікації для генеруючих модулів, які використовуються як частина доказів відповідності;
(e) для генеруючих модулів типу C - імітаційні моделі відповідно до пункту (c) статті 15(6);
(f) звіти випробувань на відповідність, які демонструють параметри усталених і перехідних режимів, як вимагається у главах 2, 3 і 4 розділу IV, включно з використанням фактичних значень, виміряних під час випробувань, із рівнем деталізації, який вимагається відповідним системним оператором; та
(g) дослідження, які демонструють параметри усталених і перехідних режимів, як вимагається у главах 5, 6 або 7 розділу IV, з рівнем деталізації, який вимагається відповідним системним оператором.
3. Після отримання повного та належно оформленого документа генеруючого модуля відповідний системний оператор повинен видати власнику генеруючого об’єкта оперативне повідомлення про остаточний дозвіл на підключення.
4. Власник генеруючого об’єкта повинен повідомити відповідного системного оператора або компетентний орган держави-члена про остаточне виведення генеруючого модуля з експлуатації згідно з національним законодавством.
5. Якщо застосовно, відповідний системний оператор повинен забезпечити можливість електронного повідомлення про введення генеруючих модулів типу B і C в експлуатацію або виведення їх з експлуатації.
6. Держави-члени можуть передбачити, щоб документ генеруючого модуля видавав уповноважений орган сертифікації.
Стаття 33. Порядок для генеруючих модулів типу D
Порядок оперативного повідомлення для приєднання кожного нового генеруючого модуля типу D 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).
Стаття 34. Оперативне повідомлення про дозвіл на подачу напруги для генеруючих модулів типу D
1. ДПН дає право власнику генеруючого об’єкта на подачу напруги в його внутрішню мережу та на обладнання власних потреб генеруючих модулів у разі використання приєднання до мережі, визначеного для відповідної точки приєднання.
2. Повідомлення про ДПН видається відповідним системним оператором за умови виконання підготовчих робіт, у тому числі погодження уставок захисту та регулювання для відповідної точки приєднання між відповідним системним оператором і власником генеруючого об’єкта.
Стаття 35. Оперативне повідомлення про тимчасовий дозвіл на підключення для генеруючих модулів типу D
1. ТДП дає право власнику генеруючого об’єкта на експлуатацію генеруючого модуля та виробництво електроенергії з використанням приєднання до мережі упродовж обмеженого проміжку часу.
2. Повідомлення про ТДП видається відповідним системним оператором за умови завершення процесу перевірки даних і аналізу відповідно до вимог цієї статті.
3. Щодо перевірки даних і аналізу, відповідний системний оператор має право вимагати від власника генеруючого об’єкта надати:
(a) деталізоване викладення декларації про відповідність;
(b) деталізовані технічні дані генеруючого модуля, які стосуються приєднання до мережі, як визначено відповідним системним оператором;
(c) сертифікати відповідності обладнання, видані уповноваженим органом сертифікації для генеруючих модулів, які використовуються як частина доказів відповідності;
(d) імітаційні моделі, як указано в пункті (c) статті 15(6) та вимагається відповідним системним оператором;
(e) дослідження, які демонструють параметри усталених і перехідних режимів, як вимагається у главах 5, 6 або 7 розділу IV; та
(f) докладні дані щодо намічених випробувань на відповідність згідно з главами 2, 3 і 4 розділу IV.
4. Максимальний період, упродовж якого власник генеруючого об’єкта може підтримувати статус ТДП, становить 24 місяці. Відповідний системний оператор має право вказати коротший термін дії для ТДП. Продовження терміну дії ТДП надається, тільки якщо власник генеруючого об’єкта досяг значного прогресу в напрямку досягнення повної відповідності. Неусунені зауваження повинні бути чітко визначені в момент запиту на продовження терміну дії.
5. Продовження періоду, упродовж якого власник генеруючого об’єкта може підтримувати статус ТДП, понад період, встановлений у параграфі 4, може надаватися в разі подання запиту про надання відступу відповідному системному оператору до завершення такого періоду відповідно до процедури відступу, встановленої у статті 60.
Стаття 36. Оперативне повідомлення про остаточний дозвіл на підключення для генеруючих модулів типу D
1. ДПО дає право власнику генеруючого об’єкта на експлуатацію генеруючого модуля з використанням 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 відповідно до вимог цієї статті.
3. Для цілей перевірки даних і аналізу власник генеруючого об’єкта повинен надати відповідному системному оператору:
(a) деталізоване викладення декларації про відповідність; та
(b) оновлені застосовні технічні дані, імітаційні моделі та дослідження, зазначені у пунктах (b), (d) і (e) статті 35(3), включно з використанням фактичних значень, виміряних під час випробувань.
4. У разі виявлення невідповідності у зв’язку з видачею повідомлення про ДПО, за запитом до відповідного системного оператора може бути наданий відступ відповідно до процедури відступу, описаної у розділі V. Повідомлення про ДПО видається відповідним системним оператором, якщо генеруючий модуль відповідає положенням відступу.
У разі відхилення запиту про надання відступу відповідний системний оператор має право відмовити в наданні дозволу на експлуатацію генеруючого модуля, доки власник генеруючого об’єкта та відповідний системний оператор не усунуть невідповідність і відповідний системний оператор не переконається, що генеруючий модуль відповідає вимогам цього Регламенту.
Якщо відповідний системний оператор і власник генеруючого об’єкта 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.
Стаття 37. Оперативне повідомлення про обмежений дозвіл на підключення для генеруючих модулів типу D
1. Власники генеруючих об’єктів, яким було надане повідомлення про ДПО, повинні негайно повідомити відповідного системного оператора про виникнення таких обставин:
(a) об’єкт тимчасово підлягає значній модифікації або втратив функціональність, що впливає на його характеристики; або
(b) відмова обладнання, що призводить до недотримання деяких встановлених вимог.
2. Власник генеруючого об’єкта повинен звернутися до відповідного системного оператора для надання ОДП, якщо власник генеруючого об’єкта очікує, що обставини, описані в параграфі 1, зберігатимуться понад три місяці.
3. Повідомлення про ОДП видається відповідним системним оператором і має містити таку інформацію, яку можна легко перевірити:
(a) неусунені зауваження, що зумовили надання ОДП;
(b) обов’язки та строк очікуваного вирішення; та
(c) максимальний період дії, що не повинен перевищувати 12 місяців. Наданий початковий період може бути коротшим із можливістю його продовження, якщо відповідному системному оператору був наданий доказ, що демонструє 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 в разі подання запиту про надання відступу відповідному системному оператору до завершення такого періоду відповідно до процедури відступу, описаної у розділі V.
6. Відповідний системний оператор має право відмовити в наданні дозволу на експлуатацію генеруючого модуля, якщо ОДП більше не діє. У таких випадках ДІЮ автоматично стає недійсним.
7. Якщо відповідний системний оператор не продовжить термін дії ОДП відповідно до параграфа 5 або відмовить у наданні дозволу на експлуатацію генеруючого модуля у випадку, коли ОДП вже не дійсний відповідно до параграфа 6, власник генеруючого об’єкта може направити відповідне питання на розгляд регуляторного органу для ухвалення рішення протягом шести місяців після повідомлення про рішення відповідного системного оператора.
ГЛАВА 2
Аналіз витрат і вигід
Стаття 38. Визначення витрат і вигід від застосування вимог до наявних генеруючих модулів
1. Перш ніж застосовувати будь-яку вимогу, визначену в цьому Регламенті, до наявних генеруючих модулів відповідно до статті 4(3), відповідний ОСП повинен провести якісне порівняння витрат і вигід, пов’язаних із відповідною вимогою. Таке порівняння повинне враховувати доступні мережеві або ринкові альтернативи. Відповідний ОСП може перейти до кількісного аналізу витрат і вигід відповідно до параграфів 2-5, тільки якщо якісне порівняння свідчить, що потенційні вигоди переважають потенційні витрати. Однак, якщо витрати вважаються високими або вигоди - низькими, відповідний ОСП не повинен здійснювати подальших кроків.
2. Після підготовчого етапу, проведеного відповідно до параграфа 1, відповідний ОСП повинен здійснити кількісний аналіз витрат і вигід, пов’язаних із будь-якою відповідною вимогою, для її застосування до наявних генеруючих модулів, які продемонстрували потенційні вигоди за результатами підготовчого етапу відповідно до параграфа 1.
