Регламент Комісії (ЄС) 2017/1485 від 02 серпня 2017 року про встановлення настанов щодо експлуатації системи передачі електроенергії

(a) для синхронних зон Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії - пропозиція кожного ОСП із зазначенням рівня втрати споживання, за якого система передачі опиниться в режимі системної аварії;

(b) обсяг обміну даними з ОСР і значними користувачами мережі згідно зі статтею 40(5);

(c) додаткові вимоги до груп постачання РПЧ згідно зі статтею 154(3);

(d) виключення груп постачання РПЧ із постачання РПЧ згідно зі статтею 154(4);

(e) для синхронних зон континентальної Європи та Північної Європи - пропозиція щодо проміжного мінімального періоду активації, який повинен бути забезпечений постачальниками РПЧ, як пропонується ОСП згідно зі статтею 156(9);

(f) технічні вимоги до РВЧ, визначені ОСП згідно зі статтею 158(3);

(g) відсторонення груп постачання РВЧ від постачання РВЧ згідно зі статтею 159(7);

(h) технічні вимоги до приєднання одиниць постачання РЗ і груп постачання РЗ, визначені ОСП згідно зі статтею 161(3);

(i) відсторонення груп постачання РЗ від постачання РЗ згідно зі статтею 162(6).

5. Якщо, згідно із цим Регламентом, відповідний оператор системи або ОСП зобов’язаний або йому дозволено визначати або погоджувати вимоги, які не підпадають під дію параграфа 4, держави-члени можуть вимагати попереднього затвердження таких вимог і будь-яких змін до них компетентним регуляторним органом.

6. Пропозиція щодо умов або методологій повинна включати пропонований строк їх імплементації та опис їх очікуваного впливу на цілі цього Регламенту. Пропозиції щодо умов або методологій, які підлягають затвердженню кількома регуляторними органами відповідно до параграфа 3, повинні бути подані до Агентства протягом 1 тижня з моменту їх подання до регуляторних органів. Пропозиції щодо умов або методологій, які підлягають затвердженню призначеним суб’єктом відповідно до параграфа 4, можуть бути подані до Агентства протягом 1 місяця з моменту їх подання за розсудом призначеного суб’єкта, але повинні бути подані на вимогу Агентства для інформаційних цілей відповідно до статті 3(2) Регламенту (ЄС) 2019/942, якщо Агентство вважає, що пропозиція має транскордонний вплив. За запитом компетентних регуляторних органів, Агентство повинне протягом 3 місяців надати висновок стосовно пропозицій щодо умов або методологій.

7. Якщо затвердження умов або методологій відповідно до параграфа 3 чи змін відповідно до статті 7 вимагає ухвалення рішення більш ніж одним регуляторним органом згідно з параграфом 3, компетентні регуляторні органи повинні проводити консультації, тісно співпрацювати та координувати свої дії один з одним, щоб досягти згоди. Якщо Агентство надає висновок, компетентні регуляторні органи повинні враховувати такий висновок. Регуляторні органи або Агентство, якщо це в його компетенції, повинні ухвалити рішення стосовно поданих умов або методологій відповідно до параграфів 2 та 3 протягом 6 місяців з моменту отримання умов або методологій Агентством чи регуляторним органом або, якщо застосовно, останнім відповідним регуляторним органом. Відлік цього строку починається з наступного дня за днем подання пропозиції Агентству відповідно до параграфа 2 або останньому відповідному регуляторному органу відповідно до параграфа 3.

8. Якщо регуляторні органи не змогли досягти згоди у строк, зазначений у параграфі 7, або за їх спільним запитом чи за запитом Агентства відповідно до третього підпараграфа статті 5(3) Регламенту (ЄС) 2019/942, Агентство повинне ухвалити рішення стосовно поданих пропозицій щодо умов або методологій протягом 6 місяців згідно зі статтею 5(3) і другим підпараграфом статті 6(10) Регламенту (ЄС) 2019/942.

9. Якщо затвердження умов або методологій вимагає ухвалення рішення єдиним призначеним суб’єктом відповідно до параграфа 4 або компетентним регуляторним органом відповідно до параграфа 5, призначений суб’єкт або компетентний регуляторний орган повинен ухвалити рішення протягом 6 місяців після отримання умов або методологій. Відлік цього строку починається з наступного дня за днем подання пропозиції призначеному суб’єкту відповідно до параграфа 4 або компетентному регуляторному органу відповідно до параграфа 5.

10. Будь-яка сторона може подати скаргу на відповідного оператора системи чи ОСП щодо обов’язків або рішень відповідного оператора системи або ОСП за цим Регламентом і може надіслати її до регуляторного органу, який, діючи в якості органу врегулювання спорів, повинен ухвалити рішення протягом 2 місяців після отримання скарги. Указаний строк може бути продовжений іще на 2 місяці, якщо регуляторному органу необхідна додаткова інформація. Такий продовжений строк може бути знову продовжений за згодою скаржника. Рішення регуляторного органу є обов’язковим, якщо і доки його не буде скасовано в порядку оскарження.

1. Якщо Агентство або всі компетентні регуляторні органи спільно вимагають внесення змін для затвердження умов або методологій, поданих відповідно до параграфів 2 і 3 статті 6, відповідні ОСП повинні подати на затвердження пропозицію щодо змінених умов або методологій протягом 2 місяців з дати запиту від Агентства або регуляторних органів. Агентство або компетентні регуляторні органи повинні ухвалити рішення щодо змінених умов або методологій протягом 2 місяців з моменту їх подання.

2. Якщо призначений суб’єкт вимагає внесення змін для затвердження умов або методологій, поданих відповідно до статті 6(4), або компетентний регуляторний орган вимагає внесення змін для затвердження вимог, поданих відповідно до статті 6(5), відповідні ОСП повинні подати на затвердження пропозицію щодо змінених умов або методологій протягом 2 місяців з дати запиту від призначеного суб’єкта або компетентного регуляторного органу. Призначений суб’єкт або компетентний регуляторний орган повинен ухвалити рішення щодо змінених умов або методологій протягом 2 місяців з моменту їх подання.

3. У випадку, коли компетентним регуляторним органам не вдалося досягти згоди щодо умов або методологій відповідно до параграфів 2 та 3 статті 6 протягом 2-місячного строку, або за їх спільним запитом чи за запитом Агентства відповідно до третього підпараграфа статті 5(3) Регламенту (ЄС) 2019/942, Агентство повинне ухвалити рішення щодо змінених умов або методологій протягом 6 місяців згідно зі статтею 5(3) і другим підпараграфом статті 6(10) Регламенту (ЄС) 2019/942. У разі неподання відповідними ОСП пропозиції щодо змінених умов або методологій застосовується процедура, передбачена у статті 5(9).

4. Агентство, регуляторні органи або призначені суб’єкти, якщо вони відповідають за ухвалення умов або методологій відповідно до параграфів 2, 3 та 4 статті 6, можуть, відповідно, вимагати подання пропозицій щодо внесення змін до таких умов або методологій і визначити кінцевий строк їх подання. ОСП, які відповідають за розроблення пропозиції щодо умов або методологій, можуть пропонувати внесення змін регуляторним органам або Агентству. Пропозиції щодо внесення змін до умов або методологій повинні бути подані для консультацій, якщо застосовно, згідно з процедурою, визначеною у статті 11, і затверджені згідно з процедурою, визначеною у статтях 5 та 6.

1. ОСП, які відповідають за визначення умов або методологій відповідно до цього Регламенту, повинні опублікувати їх у мережі Інтернет після затвердження Агентством чи компетентними регуляторними органами або, якщо таке затвердження не вимагається, після їх визначення, за винятком випадків, коли така інформація вважається конфіденційною відповідно до статті 12.

2. Публікація також повинна стосуватися:

(a) удосконалення інструментів експлуатації мережі згідно зі статтею 55(e);

(b) цільових параметрів FRCE згідно зі статтею 128;

(c) обмежень лінійної зміни на рівні синхронної зони згідно зі статтею 137(1);

(d) обмежень лінійної зміни на рівні блоку РЧП згідно зі статтею 137(3);

(e) заходів, вжитих у передаварійному режимі у зв’язку з недостатністю резервів активної потужності відповідно до статті 152(11); та

(f) запиту ОСП, що підключає резерви, до постачальника РПЧ про надання інформації в реальному часі, згідно зі статтею 154(11).

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

2. За запитом відповідних регуляторних органів, оператори систем, згадані в параграфі 1, повинні протягом 3 місяців з дати запиту надати необхідну інформацію, щоб сприяти оцінюванню понесених витрат.

Агентство, у тісній співпраці з ENTSO-E, повинні організувати залучення стейкхолдерів у зв’язку з безпечною експлуатацією системи та іншими аспектами імплементації цього Регламенту. Таке залучення повинне включати регулярні зустрічі зі стейкхолдерами з метою виявлення проблем і пропонування покращень, пов’язаних із безпечною експлуатацією мережі.

1. ОСП, що відповідають за подання пропозицій щодо умов або методологій чи змін до них відповідно до цього Регламенту, повинні проводити консультації зі стейкхолдерами, включно з відповідними органами кожної держави-члена, стосовно проектів пропозицій щодо умов або методологій, зазначених у статті 6(2) та (3). Такі консультації повинні тривати не менше 1 місяця.

2. Пропозиції щодо умов або методологій, подані ОСП на рівні Союзу, повинні бути опубліковані та подані для консультацій із громадськістю на рівні Союзу. Пропозиції, подані ОСП на регіональному рівні, повинні бути подані для консультацій із громадськістю принаймні на регіональному рівні. Сторони, які подають пропозиції на двосторонньому або багатосторонньому рівні, повинні провести консультації з громадськістю принаймні у відповідних державах-членах.

3. ОСП, які відповідають за розроблення пропозиції щодо умов або методологій, повинні належним чином враховувати думки стейкхолдерів, отримані в результаті консультацій до її подання на регуляторне затвердження. У будь-якому випадку належне обґрунтування врахування або неврахування думок, отриманих в результаті консультацій, повинне бути надане одночасно з поданням пропозиції та своєчасно опубліковане до або одночасно з публікацією пропозиції щодо умов або методологій.

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

2. Обов’язок щодо збереження професійної таємниці застосовується до будь-яких осіб, які підпадають під дію цього Регламенту.

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

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

Якщо синхронна зона об’єднує як ОСП Союзу, так і ОСП третіх країн, протягом 18 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ОСП Союзу в такій синхронній зоні повинні докласти зусиль для укладення з ОСП третіх країн, які не підпадають під дію цього Регламенту, угоди, що визначає основи їх співпраці у сфері безпечної експлуатації системи і встановлює умови для виконання ОСП третіх країн обов’язків, встановлених у цьому Регламенті.

1. ENTSO-E повинна здійснювати моніторинг імплементації цього Регламенту відповідно до статті 8(8) Регламенту (ЄС) № 714/2009. Зазначений моніторинг повинен охоплювати щонайменше такі питання:

(a) показники операційної безпеки згідно зі статтею 15;

(b) регулювання частоти та потужності відповідно до статті 16;

(c) оцінювання регіональної координації відповідно до статті 17;

(d) визначення будь-яких відмінностей національної імплементації цього Регламенту стосовно умов і методологій, визначених у статті 6(3);

(e) визначення будь-яких додаткових покращень інструментів і послуг згідно з підпараграфами (a) та (b) статті 55, які виходять за межі покращень, визначених ОСП згідно зі статтею 55(e);

(f) визначення будь-яких необхідних покращень у річному звіті про шкалу класифікації інцидентів відповідно до статті 15, які необхідні для підтримання сталої та довгострокової операційної безпеки; та

(g) визначення будь-яких труднощів співпраці у сфері безпечної експлуатації системи з ОСП третіх країн.

2. Агентство, у співпраці з ENTSO-E, повинні підготувати, протягом 12 місяців після набуття чинності цим Регламентом, перелік релевантної інформації, яку ENTSO-E має повідомляти Агентству відповідно до статей 8(9) і 9(1) Регламенту (ЄС) № 714/2009. Перелік релевантної інформації може оновлюватися. ENTSO-E повинна здійснювати комплексне архівування інформації, запитуваної Агентством, у вигляді цифрових даних у стандартизованому форматі.

3. Відповідні ОСП повинні надавати ENTSO-E інформацію, необхідну для виконання завдань, зазначених у параграфах 1 і 2.

4. На вимогу регуляторного органу ОСР повинні надавати ОСП інформацію відповідно до параграфа 2, крім випадків, коли така інформація вже доступна регуляторним органам, Агентству або ENTSO-E у зв’язку з їхніми відповідними завданнями з моніторингу імплементації, щоб уникнути дублювання інформації.

1. До 30 вересня ENTSO-E повинна опублікувати річний звіт на основі шкали класифікації інцидентів, ухваленої згідно зі статтею 8(3)(a) Регламенту (ЄС) № 714/2009. Агентство може надати свій висновок щодо формату та змісту такого річного звіту, включно з географічною сферою охоплення повідомлених інцидентів, електричними взаємозалежностями між областями регулювання ОСП і будь-якою відповідною інформацією минулих періодів.

2. ОСП кожної держави-члена повинні надати ENTSO-E до 01 березня необхідні дані та інформацію для підготовки річних звітів на основі шкали класифікації інцидентів, зазначених у параграфі 1. Дані, надані ОСП, повинні стосуватися попереднього року.

3. Річні звіти, зазначені в параграфі 1, повинні містити принаймні зазначені нижче показники операційної безпеки, які мають значення для операційної безпеки:

(a) кількість відключених елементів системи передачі на рік для кожного ОСП;

(b) кількість відключених генеруючих об’єктів на рік для кожного ОСП;

(c) електроенергія, не постачена за рік у зв’язку з незапланованим відключенням об’єктів енергоспоживання, для кожного ОСП;

(d) тривалість і кількість випадків перебування в передаварійному та аварійному режимах для кожного ОСП;

(e) тривалість і кількість подій, під час яких був виявлений дефіцит резервів, для кожного ОСП;

(f) тривалість і кількість відхилень напруги, які виходять за межі діапазонів у таблицях 1 та 2 додатка II, для кожного ОСП;

(g) кількість хвилин перебування за межами стандартного діапазону частот і кількість хвилин перебування за межами 50% максимального усталеного відхилення частоти для кожної синхронної зони;

(h) кількість відключень від системи або місцевих системних аварій; та

(i) кількість системних аварій за участю двох або більше ОСП.

4. Річний звіт, зазначений у параграфі 1, повинен містити принаймні вказані нижче показники операційної безпеки, які мають значення для оперативного планування:

(a) кількість подій, коли інциденти, які містяться в переліку аварійних ситуацій, призвели до погіршення робочого режиму системи;

(b) кількість подій, зазначених у пункті (a), при яких мало місце погіршення умов роботи системи внаслідок неочікуваних відхилень від прогнозів споживання або генерації;

(c) кількість подій, при яких мало місце погіршення умов роботи системи внаслідок виняткової аварійної ситуації;

(d) кількість подій, зазначених у пункті (c), при яких мало місце погіршення умов роботи системи внаслідок неочікуваних відхилень від прогнозів споживання або генерації; та

(e) кількість подій, які призвели до погіршення умов роботи системи внаслідок дефіциту резервів активної потужності.

5. Річні звіти повинні містити пояснення причин виникнення інцидентів на рівнях 2 та 3 шкали класифікації операційної безпеки відповідно до шкали класифікації інцидентів, ухваленої ENTSO-E. Такі пояснення повинні ґрунтуватися на розслідуванні інцидентів ОСП, процедура проведення якого повинна бути визначена у шкалі класифікації інцидентів. ОСП повинні повідомити відповідні регуляторні органи про розслідування в установлений строк до його початку. Регуляторні органи та Агентство можуть долучитися до розслідування за їх запитом.

1. До 30 вересня ENTSO-E повинна опублікувати річний звіт про регулювання частоти та потужності на основі інформації, наданої ОСП згідно з параграфом 2. Річний звіт про регулювання частоти та потужності повинен містити інформацію, вказану в параграфі 2, для кожної держави-члена.

2. Починаючи з 14 вересня 2018 року ОСП кожної держави-члена повинні повідомляти ENTSO-E, до 01 березня кожного року, таку інформацію за попередній рік:

(a) визначення блоків РЧП, областей РЧП і областей моніторингу в державі-члені;

(b) визначення блоків РЧП, які розташовані за межами держави-члена і які містять області РЧП і області моніторингу, розташовані в державі-члені;

(c) визначення синхронних зон, до яких належить кожна держава-член;

(d) дані, пов’язані з критеріями оцінювання якості частоти для кожної синхронної зони та кожного блоку РЧП, зазначені в підпараграфах (a), (b) та (c), які охоплюють кожен місяць принаймні 2 попередніх календарних років;

(e) зобов’язання щодо РПЧ і початкове зобов’язання щодо РПЧ кожного ОСП, що здійснює діяльність у державі-члені, які охоплюють кожен місяць принаймні 2 попередніх календарних років; та

(f) опис і дата впровадження будь-яких пом’якшувальних заходів і вимог щодо лінійної зміни для послаблення детермінованих відхилень частоти, які були вжиті протягом попереднього календарного року згідно зі статтями 137 і 138 та у яких брали участь ОСП держави-члена.

3. Дані, надані ОСП, повинні стосуватися попереднього року. Інформацію стосовно синхронних зон, блоків РЧП, областей РЧП і областей моніторингу в підпараграфах (a), (b) та (c) необхідно повідомляти один раз. У разі зміни таких зон і областей таку інформацію необхідно повідомити до 01 березня наступного року.

4. У відповідних випадках усі ОСП у синхронній зоні або у блоці РЧП повинні співпрацювати під час збору даних, вказаних у параграфі 2.

1. До 30 вересня ENTSO-E повинна опублікувати річний звіт про результати оцінювання регіональної координації на основі річних звітів про результати оцінювання регіональної координації, наданих регіональними координаторами безпеки згідно з параграфом 2, оцінити будь-які проблеми взаємодійності та запропонувати зміни, спрямовані на підвищення дієвості та ефективності координації експлуатації системи.

2. До 01 березня кожен регіональний координатор безпеки повинен підготувати річний звіт і подати його до ENTSO-E, надавши зазначену нижче інформацію стосовно завдань, які він виконує:

(a) кількість випадків, середня тривалість і причини невиконання ним своїх функцій;

(b) статистика щодо обмежень, включно з їх тривалістю, розташуванням і кількістю випадків, а також щодо пов’язаних активованих коригувальних дій та витрат на них, у разі їх виникнення;

(c) кількість випадків відмови ОСП здійснювати коригувальні дії, рекомендовані регіональним координатором безпеки, і причини такої відмови;

(d) кількість несумісностей планування відключення згідно зі статтею 80; та

(e) опис випадків, коли був оцінений дефіцит регіональної відповідності (достатності), і опис встановлених пом’якшувальних заходів.

3. Дані, надані ENTSO-E регіональними координаторами безпеки, повинні стосуватися попереднього року.

1. Система передачі перебуває в нормальному режимі, якщо виконуються всі зазначені нижче умови:

(a) напруги та перетоки потужності перебувають у межах операційної безпеки, визначених відповідно до статті 25;

(b) частота відповідає таким критеріям:

(i) усталене відхилення частоти системи перебуває в межах стандартного діапазону частот; або

(ii) абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи не перевищує максимальне усталене відхилення частоти та не досягнуті межі частоти системи, встановлені для передаварійного режиму;

(c) резерви активної та реактивної потужності достатні для протидії аварійним ситуаціям із переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до статті 33, без порушення меж операційної безпеки;

(d) робота області регулювання відповідного ОСП перебуває та перебуватиме в межах операційної безпеки після активації коригувальних дій після виникнення аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до статті 33.

2. Система передачі перебуває в передаварійному режимі, коли:

(a) напруги та перетоки потужності перебувають у межах операційної безпеки, визначених відповідно до статті 25; та

(b) резервна потужність ОСП знизилася на понад 20% упродовж понад 30 хвилин і без засобів компенсації такого зниження при експлуатації системи в реальному часі; або

(c) частота відповідає таким критеріям:

(i) абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи не перевищує максимальне відхилення частоти в усталеному стані; та

(ii) абсолютна величина усталеного відхилення частоти системи безперервно перевищує 50% максимального усталеного відхилення частоти протягом періоду часу, що перевищує час активації передаварійного режиму, або стандартний діапазон частот протягом періоду часу, що перевищує час відновлення частоти; або

(d) принаймні одна аварійна ситуація з переліку аварійних ситуацій, визначеного відповідно до статті 33, може призвести до порушення меж операційної безпеки ОСП навіть після активації коригувальних дій.

3. Система передачі перебуває в аварійному режимі, якщо виконується принаймні одна із зазначених нижче умов:

(a) має місце принаймні одне порушення меж операційної безпеки ОСП, визначених відповідно до статті 25;

(b) частота не відповідає критеріям для нормального режиму та передаварійного режиму, визначеним відповідно до параграфів 1 та 2;

(c) був активований принаймні один захід із плану захисту системи ОСП;

(d) має місце порушення функціонування інструментів, засобів і об’єктів, визначених згідно зі статтею 24(1), що призвело до недоступності таких інструментів, засобів і об’єктів протягом більше 30 хвилин.

4. Система передачі перебуває в режимі системної аварії, якщо виконується принаймні одна із зазначених нижче умов:

(a) втрата понад 50% споживання в області регулювання відповідного ОСП;

(b) повна відсутність напруги впродовж принаймні трьох хвилин в області регулювання відповідного ОСП, що призвела до активації планів відновлення.

ОСП синхронних зон Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії може розробити пропозицію із зазначенням рівня втрати споживання, за якого система передачі опиниться в режимі системної аварії.

ОСП синхронних зон Великобританії та Ірландії/Північної Ірландії повинні повідомити про це ENTSO-E.

5. Система передачі перебуває в режимі відновлення, якщо після перебування в аварійному режимі або в режимі системної аварії ОСП розпочав активацію заходів плану відновлення.

1. Кожен ОСП повинен у режимі реального часу визначати режим його системи передачі.

2. Кожен ОСП повинен здійснювати моніторинг зазначених нижче параметрів системи передачі в режимі реального часу в його області регулювання на основі телеметричних вимірювань або розрахованих значень з його області спостереження, враховуючи структурні дані та дані в реальному часі згідно зі статтею 42:

(a) перетоки активної та реактивної потужності;

(b) напруги на системах шин;

(c) частота і помилка регулювання при відновленні частоти в його області РЧП;

(d) резерви активної та реактивної потужності; та

(e) генерація та споживання.

3. Щоб визначити режим системи, кожен ОСП повинен принаймні кожні 15 хвилин проводити аналіз аварійних ситуацій, здійснюючи моніторинг параметрів системи, визначених відповідно до параграфа 2, на основі меж операційної безпеки, визначених відповідно до статті 25, і критеріїв режимів системи, визначених відповідно до статті 18. Кожен ОСП повинен здійснювати моніторинг рівня доступних резервів у розрізі резервної потужності. У ході проведення аналізу аварійних ситуацій кожен ОСП повинен враховувати вплив коригувальних дій і заходів плану захисту системи.

4. Якщо його система передачі не перебуває в нормальному режимі і якщо такий режим системи кваліфікується як широкомасштабний режим, ОСП повинен:

(a) повідомити всіх ОСП про режим його системи передачі за допомогою ІТ-інструмента для обміну даними в реальному часі на загальноєвропейському рівні; та

(b) надати додаткову інформацію про елементи його системи передачі, які входять до області спостереження інших ОСП, відповідним ОСП.

1. Кожен ОСП повинен докладати зусиль для забезпечення того, щоб його система передачі залишалася в нормальному режимі, і відповідає за управління порушеннями операційної безпеки. Для досягнення цієї мети кожен ОСП повинен розробити, підготувати та активувати коригувальні дії з урахуванням їх доступності, часу та ресурсів, необхідних для їх активації, і будь-яких зовнішніх умов по відношенню до системи передачі, які мають значення для кожної коригувальної дії.

2. Коригувальні дії, які використовуються ОСП при експлуатації системи згідно з параграфом 1 і статтями 21-23 цього Регламенту, повинні узгоджуватися з коригувальними діями, врахованими при розрахунку пропускної спроможності згідно зі статтею 25 Регламенту (ЄС) 2015/1222.

1. Кожен ОСП повинен застосовувати такі принципи при активації та координації коригувальних дій згідно зі статтею 23:

(a) для порушень операційної безпеки, що не вимагають координованого управління, ОСП повинен розробити, підготувати та активувати коригувальні дії для повернення системи у нормальний режим і запобігання поширенню передаварійного або аварійного режиму за межі області регулювання ОСП із категорій, визначених у статті 22;

(b) для порушень операційної безпеки, які вимагають координованого управління, ОСП повинен розробити, підготувати та активувати коригувальні дії в координації з іншими відповідними ОСП відповідно до методології підготовки коригувальних дій у координований спосіб згідно зі статтею 76(1)(b) і з урахуванням рекомендації регіонального координатора безпеки згідно зі статтею 78(4).

2. При виборі відповідних коригувальних дій кожен ОСП повинен застосовувати такі критерії:

(a) активувати найбільш дієві та економічно ефективні коригувальні дії;

(b) активувати коригувальні дії в режимі, якомога наближенішому до реального часу, з урахуванням очікуваного часу активації та терміновості ситуації, пов’язаної з експлуатацією системи, яку вони повинні врегулювати;

(c) враховувати ризики відмов при застосуванні доступних коригувальних дій і їх вплив на операційну безпеку, зокрема;

(i) ризики відмови або короткого замикання внаслідок змін топології;

(ii) ризики відключення внаслідок змін активної або реактивної потужності генеруючих модулів або об’єктів енергоспоживання; та

(iii) ризики несправності, спричинені поведінкою обладнання;

(d) надавати перевагу коригувальним діям, які забезпечують найбільший обсяг міжзональної пропускної спроможності для цілей розподілу пропускної спроможності, забезпечуючи дотримання всіх меж операційної безпеки.

1. Кожен ОСП повинен використовувати такі категорії коригувальних дій:

(a) зміна тривалості планових відключень або повернення в роботу елементів системи передачі для забезпечення експлуатаційної готовності таких елементів системи передачі;

(b) активний вплив на перетоки потужності за допомогою:

(i) перемикання відгалужень силових трансформаторів;

(ii) перемикання відгалужень фазозсувних трансформаторів;

(iii) зміни топологій;

(c) регулювання напруги та управління реактивною потужністю за допомогою:

(i) перемикання відгалужень силових трансформаторів;

(ii) перемикання конденсаторів і реакторів;

(iii) перемикання пристроїв управління напругою та реактивною потужністю на основі силової електроніки;

(iv) надання приєднаним до системи передачі ОСР і значним користувачам мережі команд на блокування автоматичного регулювання напруги та реактивної потужності трансформаторів або на активацію на їхніх об’єктах коригувальних дій, визначених у пунктах (i)-(iii), якщо погіршення напруги становить загрозу для операційної безпеки або може призвести до лавини напруги в системі передачі;

(v) застосування вимоги щодо зміни вихідної реактивної потужності або уставки напруги приєднаних до системи передачі синхронних генеруючих модулів;

(vi) застосування вимоги щодо зміни вихідної реактивної потужності перетворювачів приєднаних до системи передачі несинхронних генеруючих модулів;

(d) перерахунок міжзональної пропускної спроможності на добу наперед і внутрішньодобової міжзональної пропускної спроможності згідно з Регламентом (ЄС) 2015/1222;

(e) передиспетчеризація приєднаних до системи передачі або розподілу користувачів системи в області регулювання ОСП між двома або більше ОСП;

(f) зустрічна торгівля між двома або більше торговими зонами;

(g) коригування перетоків активної потужності через системи ПСВН;

(h) активація процедур управління відхиленнями частоти;

(i) обмеження, згідно зі статтею 16(2) Регламенту (ЄС) № 714/2009, уже розподіленої міжзональної пропускної спроможності в надзвичайній ситуації, коли використання пропускної спроможності ставить під загрозу операційну безпеку, усі ОСП на відповідному міждержавному перетині погоджуються на таке коригування і передиспетчеризація або зустрічна торгівля неможлива; та

(j) якщо застосовно, введення ручного скидання навантаження в нормальному або передаварійному режимі.

2. Якщо це необхідно та обґрунтовано, для підтримання операційної безпеки кожен ОСП може підготувати й активувати додаткові коригувальні дії. ОСП повинен звітувати та обґрунтувати такі випадки перед відповідним регуляторним органом і, якщо застосовно, державою-членом, принаймні раз на рік, після активації додаткових коригувальних дій. Відповідні звіти та обґрунтування також підлягають публікації. Європейська Комісія або Агентство можуть вимагати від відповідного регуляторного органу надання додаткової інформації про активацію додаткових коригувальних дій у таких випадках, якщо вони впливають на суміжну систему передачі.

1. Кожен ОСП повинен підготувати та активувати коригувальні дії згідно з критеріями, визначеними у статті 21(2), для запобігання погіршенню режиму системи на основі таких елементів:

(a) моніторинг і визначення режимів системи згідно зі статтею 19;

(b) аналіз аварійних ситуацій при експлуатації в реальному часі згідно зі статтею 34; та

(c) аналіз аварійних ситуацій при оперативному плануванні згідно зі статтею 72.

2. У ході підготовки та активації коригувальної дії, у тому числі передиспетчеризації або зустрічної торгівлі згідно зі статтями 25 та 35 Регламенту (ЄС) 2015/1222, або процедури плану захисту системи ОСП, що впливає на інших ОСП, відповідний ОСП повинен оцінити, у координації з відповідними ОСП, вплив такої коригувальної дії або заходу в межах і за межами його області регулювання згідно зі статтею 75(1), статтею 76(1)(b) і статтею 78(1), (2) та (4) і повинен надати відповідним ОСП інформацію про такий вплив.

3. У ході підготовки та активації коригувальних дій, які впливають на приєднаних до системи передачі ЗКМ та ОСР, кожен ОСП повинен, якщо його система передачі перебуває в нормальному або передаварійному режимі, оцінити вплив таких коригувальних дій у координації із причетними ЗКМ та ОСР і вибрати коригувальні дії, що сприяють підтриманню нормального режиму та безпечного функціонування всіх відповідних сторін. Кожен причетний ЗКМ та ОСР повинен надати ОСП всю необхідну інформацію для такої координації.

4. У ході підготовки та активації коригувальних дій кожен ОСП повинен, якщо його система передачі не перебуває в нормальному або передаварійному режимі, координувати, наскільки це можливо, такі коригувальні дії з причетними приєднаними до системи передачі ЗКМ та ОСР для підтримання операційної безпеки та цілісності системи передачі.

Коли ОСП активує коригувальну дію, кожен приєднаний до системи передачі значний користувач мережі та ОСР, що зазнає впливу, повинен виконувати вказівки, надані ОСП.

5. Якщо обмеження мають наслідки тільки для локального режиму в межах області регулювання ОСП і порушення операційної безпеки не вимагає координованого управління, ОСП, відповідальний за таке управління, може ухвалити рішення не активувати коригувальні дії, пов’язані із витратами, для їх пом’якшення.

1. Кожен ОСП повинен забезпечити доступність, надійність і резервованість таких елементів:

(a) об’єкти моніторингу режиму системи передачі, у тому числі застосунки для оцінювання режиму та об’єкти регулювання частоти та потужності;

(b) засоби управління перемиканням вимикачів, шиноз’єднувальних вимикачів, перемикачів відгалужень під навантаженням трансформаторів та іншого обладнання, яке призначене для управління елементами системи передачі;

(c) засоби зв’язку з диспетчерськими пунктами інших ОСП та РКБ;

(d) інструменти для аналізу операційної безпеки; та

(e) інструменти та засоби зв’язку, необхідні ОСП для сприяння транскордонним ринковим операціям.

2. Якщо інструменти, засоби та об’єкти ОСП, зазначені в параграфі 1, впливають на приєднаних до системи передачі ОСР або ЗКМ, які беруть участь у наданні послуг балансування, допоміжних послуг, захисті чи відновленні системи або наданні операційних даних у режимі реального часу згідно зі статтями 44, 47, 50, 51 та 52, відповідний ОСП і такі ОСР та ЗКМ повинні співпрацювати та координувати свої дії для визначення та забезпечення доступності, надійності та резервованості таких інструментів, засобів і об’єктів.

3. Упродовж 18 місяців після набуття чинності цим Регламентом кожен ОСП повинен ухвалити план забезпечення безперервної роботи, у якому визначаються заходи реагування на втрату критичних інструментів, засобів та об’єктів і який містить положення щодо їх технічного обслуговування, заміни та розвитку. Кожен ОСП повинен принаймні щорічно переглядати свій план забезпечення безперервної роботи та оновлювати його за необхідності та в будь-якому разі після будь-якої істотної зміни критичних інструментів, засобів і об’єктів або відповідних умов експлуатації системи. ОСП повинен надати частини плану забезпечення безперервності роботи, які впливають на ОСР і ЗКМ, відповідним ОСР і ЗКМ.

1. Кожен ОСП повинен визначити межі операційної безпеки для кожного елемента своєї системи передачі з урахуванням принаймні таких фізичних характеристик:

(a) обмежень напруги згідно зі статтею 27;

(b) обмежень струмів короткого замикання згідно зі статтею 30; та

(c) поточних обмежень стосовно теплових характеристик елементів, включаючи перехідні допустимі перевантаження.

2. При визначенні меж операційної безпеки кожен ОСП повинен враховувати можливість ЗКМ запобігти тому, щоб діапазони напруг і обмеження частоти в нормальному та передаварійному режимах не призводили до їх відключення.

3. У разі змін одного з елементів системи передачі кожен ОСП повинен валідувати та, за необхідності, оновити межі операційної безпеки.

4. Для кожного перетину кожен ОСП повинен погодити з оператором суміжної системи передачі спільні межі операційної безпеки згідно з параграфом 1.

1. Кожен ОСП повинен визначити, з урахуванням статті 5 Директиви Ради 2008/114/ЄС (- 8), конфіденційний план забезпечення безпеки, який містить оцінювання ризиків для активів, що перебувають у власності або експлуатації ОСП, і який охоплює сценарії серйозних фізичних або кіберзагроз, визначені державою-членом.

2. У плані забезпечення безпеки повинні бути враховані потенційні наслідки для європейських об’єднаних систем передачі, і він повинен містити організаційні та фізичні заходи, спрямовані на пом’якшення виявлених ризиків.

3. Кожен ОСП повинен регулярно переглядати план забезпечення безпеки з метою врахування змін сценаріїв загроз і відображення розвитку системи передачі.

1. Згідно зі статтею 18, кожен ОСП повинен докладати зусиль для забезпечення того, щоб у нормальному режимі напруга залишалася в усталеному режимі в точках приєднання до системи передачі в межах діапазонів, визначених у таблицях 1 та 2 додатка II.

2. Якщо відповідний ОСП в Іспанії вимагає, згідно зі статтею 16(2) Регламенту (ЄС) 2016/631, щоб генеруючі модулі, приєднані при номінальні напрузі між 300 кВ і 400 кВ, залишалися приєднаними в межах діапазону напруг від 1,05 в.о. до 1,0875 в.о. протягом необмеженого часу, такий додатковий діапазон напруг повинен бути врахований відповідним ОСП Іспанії при дотриманні параграфа 1.

3. Кожен ОСП повинен визначити базовий рівень напруги для значень у в.о.

4. Кожен ОСП повинен докладати зусиль, щоб забезпечити, що в нормальному режимі та після виникнення аварійної ситуації напруга залишається в межах ширших діапазонів напруг протягом обмеженого часу експлуатації за наявності угоди про такі ширші діапазони напруг із приєднаними до системи передачі ОСР, власниками генеруючих об’єктів згідно зі статтею 16(2) Регламенту (ЄС) 2016/631 або з власниками систем ПСВН згідно зі статтею 18 Регламенту (ЄС) 2016/1447.

5. Кожен ОСП повинен погодити з приєднаними до системи передачі ОСР і приєднаними до системи передачі значними користувачами мережі діапазони напруг на точках приєднання нижче 110 кВ, якщо такі діапазони напруг мають значення для підтримання меж операційної безпеки. Кожен ОСП повинен докладати зусиль, щоб забезпечити, що напруга залишається в межах погодженого діапазону в нормальному режимі та після виникнення аварійної ситуації.

1. Не пізніше ніж протягом 3 місяців після набуття чинності цим Регламентом усі ЗКМ, які є приєднаними до системи передачі генеруючими модулями, що не підпадають під дію статті 16 Регламенту (ЄС) 2016/631, або які є системами ПСВН, що не підпадають під дію статті 18 Регламенту (ЄС) 2016/1447, повинні повідомити ОСП про їхні можливості порівняно з вимогами до напруги у статті 16 Регламенту (ЄС) 2016/631 або у статті 18 Регламенту (ЄС) 2016/1447, заявивши їхні характеристики напруги та час, протягом якого вони можуть не відключатися.

2. ЗКМ, які є об’єктами енергоспоживання, що підпадають під дію вимог статті 3 Регламенту (ЄС) 2016/1388, не повинні відключатися у зв’язку з порушенням нормального режиму роботи в межах діапазонів напруг, зазначених у статті 27. Не пізніше ніж протягом 3 місяців після набуття чинності цим Регламентом ЗКМ, які є приєднаними до системи передачі об’єктами енергоспоживання і які не підпадають під дію статті 3 Регламенту (ЄС) 2016/1388, повинні повідомити ОСП про їхні можливості порівняно з вимогами до напруги, визначеними в додатку II до Регламенту (ЄС) 2016/1388, заявивши їхні характеристики напруги та час, протягом якого вони можуть не відключатися.

3. Кожен ЗКМ, який є приєднаним до системи передачі об’єктом енергоспоживання, повинен підтримувати уставки реактивної потужності, діапазони коефіцієнта потужності та уставки напруги для регулювання напруги в межах діапазону, погодженого з його ОСП згідно зі статтею 27.

1. Якщо напруга в точці приєднання до системи передачі виходить за межі діапазонів, визначених у таблицях 1 і 2 додатка II до цього Регламенту, кожен ОСП повинен застосувати коригувальні дії для регулювання напруги та реактивної потужності згідно зі статтею 22(1)(c) цього Регламенту з метою відновлення напруги в точці приєднання до діапазону, визначеного в додатку II, і в межах часового інтервалу, визначеного у статті 16 Регламенту (ЄС) 2016/631 і статті 13 Регламенту (ЄС) 2016/1388.

2. Кожен ОСП повинен враховувати у своєму аналізі операційної безпеки значення напруги, при яких приєднані до системи передачі ЗКМ, які не підпадають під дію вимог Регламенту (ЄС) 2016/631 або Регламенту (ЄС) 2016/1388, можуть відключатися.

3. Кожен ОСП повинен забезпечити резерв реактивної потужності з належним обсягом і часом реалізації, щоб утримувати напругу у своїй області регулювання та на перетинах у межах діапазонів, визначених у додатку II.

4. ОСП, з’єднані міжсистемними лініями електропередачі змінного струму, повинні спільно визначити належний режим регулювання напруги, щоб забезпечити дотримання спільних меж операційної безпеки, встановлених згідно зі статтею 25(4).

5. Кожен ОСП повинен погодити з кожним приєднаним до системи передачі ОСР уставки реактивної потужності, діапазони коефіцієнта потужності та уставки напруги для регулювання напруги в точці приєднання між ОСП і ОСР згідно зі статтею 15 Регламенту (ЄС) 2016/1388. Щоб забезпечити підтримання таких параметрів, кожен приєднаний до системи передачі ОСР повинен використовувати свої ресурси реактивної потужності та мати право надавати команди щодо регулювання напруги приєднаним до системи розподілу ЗКМ.

6. Кожен ОСП має право використовувати всі доступні приєднані до системи передачі ресурси реактивної потужності в межах своєї області регулювання для ефективного регулювання реактивної потужності та підтримки діапазонів напруг, визначених у таблицях 1 і 2 додатка II до цього Регламенту.

7. Кожен ОСП повинен, прямо або непрямо в координації з приєднаним до системи передачі ОСР, якщо застосовно, управляти ресурсами реактивної потужності в межах своєї області регулювання, у тому числі за рахунок блокування автоматичного регулювання напруги/реактивної потужності трансформаторів, зниження напруги та вимкнення навантаження при зниженні напруги, щоб підтримувати межі операційної безпеки та запобігти лавині напруги в системі передачі.

8. Кожен ОСП повинен визначити заходи регулювання напруги в координації з приєднаними до системи передачі ЗКМ і ОСР, а також із операторами суміжних систем передачі.

9. Якщо це доцільно для регулювання напруги та реактивної потужності в системі передачі, ОСП може вимагати, у координації з ОСР, щоб приєднаний до системи розподілу ЗКМ виконував команди щодо регулювання напруги.

Кожен ОСП повинен визначити:

(a) максимальну межу струму короткого замиканні, при якій перевищується номінальна потужність вимикачів; та

(b) мінімальну межу струму короткого замикання для правильної роботи засобів захисту.

1. Кожен ОСП повинен виконувати розрахунки струмів короткого замикання, щоб оцінити вплив операторів суміжних систем передачі, приєднаних до системи передачі ЗКМ і приєднаних до системи передачі систем розподілу, у тому числі закритих систем розподілу, на рівні струмів короткого замикання в системі передачі. Якщо приєднана до системи передачі система розподілу, у тому числі закрита система розподілу, впливає на рівні струмів короткого замикання, вона повинна бути включена у розрахунки струмів короткого замикання у системі передачі.

2. При здійсненні розрахунків струмів короткого замикання кожен ОСП повинен:

(a) використовувати найточніші та найбільш якісні доступні дані;

(b) враховувати міжнародні стандарти; та

(c) брати за основу при розрахунку максимальних струмів короткого замикання такі експлуатаційні умови, які забезпечують максимально можливий рівень струму короткого замикання, враховуючи також внесок у струми короткого замикання від інших систем передачі та систем розподілу, включаючи закриті системи розподілу.

3. Кожен ОСП повинен застосовувати операційні або інші заходи для запобігання відхиленню від максимальних і мінімальних меж струмів короткого замикання, зазначених у статті 30, для всіх часових інтервалів і всіх засобів захисту. Якщо стається таке відхилення, кожен ОСП повинен активувати коригувальні дії або застосовувати інші заходи для забезпечення дотримання меж, зазначених у статті 30. Відхилення від таких меж дозволяється тільки при виконанні послідовності перемикань.

1. Кожен ОСП повинен підтримувати потоки потужності в межах операційної безпеки, визначених, коли система перебуває в нормальному режимі та після виникнення аварійної ситуації з переліку аварійних ситуацій, зазначеного у статті 33(1).

2. У ситуації N-1 та в нормальному режимі кожен ОСП повинен підтримувати потоки потужності в межах перехідних допустимих перевантажень, зазначених у статті 25(1)(c), і підготувати коригувальні дії, які підлягають застосуванню та виконанню в межах часового інтервалу, дозволеного для перехідних допустимих перевантажень.

1. Кожен ОСП повинен визначити перелік аварійних ситуацій, включаючи внутрішні і зовнішні аварійні ситуації в його області спостереження, шляхом оцінювання того, чи будь-яка з таких аварійних ситуацій ставить під загрозу операційну безпеку області регулювання ОСП. Перелік аварійних ситуацій повинен містити звичайні та виняткові аварійні ситуації, визначені шляхом застосування методології, розробленої відповідно до статті 75.

2. Для підготовки переліку аварійних ситуацій кожен ОСП повинен класифікувати кожну аварійну ситуацію з огляду на те, чи є така аварійна ситуація звичайною, винятковою або непередбаченою, з урахуванням ймовірності виникнення і таких принципів:

(a) кожен ОСП повинен класифікувати аварійні ситуації для його області регулювання;

(b) якщо експлуатаційні умови або погодні умови суттєво підвищують ймовірність виникнення виняткової аварійної ситуації, ОСП повинен включити таку виняткову аварійну ситуацію до свого переліку аварійних ситуацій; та

(c) з метою врахування виняткових аварійних ситуацій із високим впливом на власну або суміжні системи передачі кожен ОСП повинен включити такі аварійні ситуації до свого переліку аварійних ситуацій.