Rozporządzenie 2016/1447 ustanawiające kodeks sieci określający wymogi dotyczące przyłączenia do sieci systemów wysokiego napięcia prądu stałego oraz modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
Dz.U.UE.L.2016.241.1
Akt obowiązującyROZPORZĄDZENIE KOMISJI (UE) 2016/1447
z dnia 26 sierpnia 2016 r.
ustanawiające kodeks sieci określający wymogi dotyczące przyłączenia do sieci systemów wysokiego napięcia prądu stałego oraz modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
(Tekst mający znaczenie dla EOG)
uwzględniając Traktat o funkcjonowaniu Unii Europejskiej,
uwzględniając rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 714/2009 z dnia 13 lipca 2009 r. w sprawie warunków dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej i uchylające rozporządzenie (WE) nr 1228/2003 1 , w szczególności jego art. 6 ust. 11,
(1) Szybkie ukończenie budowy w pełni funkcjonującego i wzajemnie połączonego wewnętrznego rynku energii ma zasadnicze znaczenie dla utrzymania bezpieczeństwa dostaw energii, zwiększenia konkurencyjności oraz zapewnienia wszystkim konsumentom możliwości nabywania energii po przystępnych cenach.
(2) Rozporządzenie (WE) nr 714/2009 ustanawia niedyskryminacyjne przepisy dotyczące dostępu do sieci w odniesieniu do transgranicznej wymiany energii elektrycznej w celu zapewnienia właściwego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii elektrycznej. W art. 5 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2009/72/WE 2 zobowiązano ponadto państwa członkowskie lub - w przypadku gdy państwa członkowskie tak postanowiły - organy regulacyjne do zapewnienia m.in. opracowania obiektywnych i niedyskryminujących przepisów technicznych ustalających minimalne wymogi dotyczące projektu technicznego i eksploatacji na potrzeby przyłączania do systemu. Jeśli wymogi stanowią jednocześnie warunki przyłączenia do sieci krajowych, art. 37 ust. 6 tej dyrektywy nakłada na organy regulacyjne odpowiedzialność za ustalenie lub zatwierdzenie przynajmniej metod stosowanych do ich wyliczania lub ustalania. W celu zapewnienia bezpieczeństwa wzajemnie połączonego systemu przesyłowego niezbędne jest ustalenie jednolitego rozumienia wymogów dotyczących systemów wysokiego napięcia prądu stałego (HVDC) oraz modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego. Wspomniane wymogi, które przyczyniają się do zachowania, utrzymywania i przywracania bezpieczeństwa systemu w celu ułatwienia właściwego funkcjonowania rynku wewnętrznego energii elektrycznej między obszarami synchronicznymi oraz w ich obrębie, a także osiągnięcia efektywności kosztowej, należy postrzegać jako kwestie o charakterze transgranicznym związane z siecią oraz integracją rynku.
(3) Należy określić zharmonizowane przepisy dotyczące przyłączania do sieci systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego, aby zapewnić jasne ramy prawne dla przyłączeń do sieci, ułatwić obrót energią elektryczną w całej Unii, zapewnić bezpieczeństwo systemu, ułatwić integrację odnawialnych źródeł energii, zwiększyć konkurencję i umożliwić bardziej efektywne wykorzystanie sieci i zasobów z korzyścią dla konsumentów.
(4) Bezpieczeństwo systemu zależy w części od technicznych zdolności systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego. W związku z tym istotnymi warunkami są regularna koordynacja na poziomie sieci przesyłowych i dystrybucyjnych oraz odpowiednie działanie urządzeń przyłączonych do tych sieci, które powinny posiadać wystarczającą odporność, aby eliminować zakłócenia oraz pomagać w zapobieganiu poważnym przerwom i ułatwiać przywracanie działania systemu po jego załamaniu.
(5) Bezpieczne działanie systemu możliwe jest wyłącznie pod warunkiem zapewnienia ścisłej współpracy pomiędzy właścicielami systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego a operatorami systemów. W szczególności funkcjonowanie systemu w odbiegających od normy warunkach eksploatacji zależy od reakcji systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego na odchylenia od referencyjnych wartości napięcia i częstotliwości znamionowej 1 dla jednostek względnych (pu). W kontekście bezpieczeństwa systemu należy - z punktu widzenia projektowania systemu - uznać sieci i systemy HVDC oraz moduły parku energii z podłączeniem prądu stałego za jedną całość, uwzględniając to, że są one od siebie wzajemnie zależne. W związku z tym dla systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego należy określić odpowiednie wymogi techniczne stanowiące warunek przyłączania ich do sieci.
(6) Przy ustalaniu lub zatwierdzaniu taryf przesyłowych lub dystrybucyjnych lub metod taryfikacji, bądź przy zatwierdzaniu warunków przyłączenia i dostępu do sieci krajowych zgodnie z art. 37 ust. 1 i 6 dyrektywy 2009/72/WE oraz z art. 14 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, organy regulacyjne powinny uwzględniać uzasadnione koszty rzeczywiście ponoszone przez operatorów systemów w związku ze stosowaniem niniejszego rozporządzenia.
(7) Poszczególne synchroniczne systemy elektroenergetyczne w Unii mają różne parametry, które należy wziąć pod uwagę przy ustalaniu wymogów dla systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego. Właściwe jest zatem uwzględnienie specyfiki regionalnej podczas ustanawiania przepisów dotyczących przyłączenia ich do sieci, zgodnie z wymogami art. 8 ust. 6 rozporządzenia (WE) nr 714/2009.
(8) Ze względu na konieczność zagwarantowania pewności prawa wymogi niniejszego rozporządzenia powinny mieć zastosowanie do nowych systemów HVDC i nowych modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego, ale nie powinny mieć zastosowania do systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego już istniejących lub będących w zaawansowanej fazie planowania, choć jeszcze nieukończonych, chyba że właściwy organ regulacyjny lub państwo członkowskie postanowi inaczej w oparciu o zachodzące zmiany wymogów dotyczących systemu i pełną analizę kosztów i korzyści, lub w przypadku, gdy przeprowadza się poważną modernizację tych obiektów.
(9) Ze względu na swój transgraniczny wpływ niniejsze rozporządzenie powinno zmierzać do ustanowienia tych samych wymogów w zakresie częstotliwości dla wszystkich poziomów napięcia, co najmniej w obrębie poszczególnych obszarów synchronicznych. Jest to konieczne, ponieważ w ramach obszaru synchronicznego zmiana częstotliwości w jednym państwie członkowskim będzie bezpośrednio wpływać na częstotliwość we wszystkich państwach członkowskich i może powodować uszkodzenie urządzeń.
(10) W celu zapewnienia bezpieczeństwa systemu powinna istnieć możliwość, aby systemy HVDC i moduły parku energii z podłączeniem prądu stałego w każdym z obszarów synchronicznych wzajemnie połączonego systemu pozostawały przyłączone do systemu w określonych zakresach częstotliwości i napięcia.
(11) Zakresy napięcia powinny być koordynowane między wzajemnie połączonymi systemami, ponieważ mają kluczowe znaczenie dla zabezpieczenia planowania i działania systemu energetycznego w ramach obszaru synchronicznego. Odłączenia spowodowane zakłóceniami napięcia mają wpływ na sąsiednie systemy. Brak określenia zakresów napięcia mógłby doprowadzić do powszechnej niepewności przy planowaniu i podczas pracy systemu, jeśli chodzi o pracę poza normalnymi warunkami eksploatacji.
(12) Należy wprowadzić odpowiednie i proporcjonalne testy zgodności, tak aby operatorzy systemów mogli zapewnić bezpieczeństwo eksploatacji. Zgodnie z art. 37 ust. 1 lit. b) dyrektywy 2009/72/WE organy regulacyjne są odpowiedzialne za zapewnienie dopełnienia przez operatorów systemów obowiązków wynikających z niniejszego rozporządzenia.
(13) W celu zapewnienia pełnej integracji rynku organy regulacyjne, państwa członkowskie oraz operatorzy systemów powinni zagwarantować możliwie najszersze zharmonizowanie wymogów dotyczących przyłączania do sieci w procesie opracowywania i zatwierdzania tych wymogów. Przy opracowywaniu wymogów dotyczących przyłączenia należy w szczególności uwzględnić ugruntowane normy techniczne.
(14) W niniejszym rozporządzeniu należy ustanowić procedurę dotyczącą przyznawania odstępstw od jego przepisów w celu uwzględnienia warunków lokalnych w wyjątkowych sytuacjach, na przykład gdy zastosowanie się do przedmiotowych przepisów mogłoby zagrozić stabilności sieci lokalnej lub gdy bezpieczna eksploatacja systemu HVDC lub modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego może wymagać warunków eksploatacji, które nie są zgodne z rozporządzeniem.
(15) W przypadku modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego nowe moduły mogą w przyszłości stanowić część zamkniętej sieci morskiej połączonej z więcej niż jednym obszarem synchronicznym. W takim przypadku w celu zachowania bezpieczeństwa systemu i zapewnienia możliwości tworzenia w przyszłości sieci zamkniętych w sposób racjonalny pod względem kosztów, powinny zostać ustanowione pewne wymogi techniczne. Jednakże w przypadku niektórych wymogów, moduły parku energii z podłączeniem prądu stałego powinny podlegać obowiązkowi posiadania wyposażenia niezbędnego dla bezpieczeństwa systemu dopiero od momentu, kiedy staje się ono konieczne.
(16) Dlatego też właściciele modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego, które są lub będą przyłączone do jednego obszaru synchronicznego połączeniem radialnym, powinni mieć możliwość ubiegania się, w trybie przyspieszonym, o przyznanie odstępstwa od wymogów, których spełnienie będzie potrzebne jedynie wtedy, gdy dane moduły parku energii zostaną przyłączone do sieci zamkniętej, przy czym każdorazowo powinny być brane pod uwagę okoliczności dotyczące danego przypadku. Ich właściciele, na potrzeby swoich decyzji inwestycyjnych, powinni także być jak najwcześniej informowani o tym, czy dane moduły parku energii kwalifikują się do uzyskania odstępstwa.
(17) Operatorzy systemów powinni mieć możliwość proponowania odstępstw dla określonych kategorii systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego, podlegających zatwierdzeniu przez właściwy organ regulacyjny lub inny organ właściwy w danym państwie członkowskim.
(18) Niniejsze rozporządzenie, które przyjęto na podstawie rozporządzenia (WE) nr 714/2009, uzupełnia wspomniane rozporządzenie i stanowi jego integralną część. Odniesienia do rozporządzenia (WE) nr 714/2009 w innych aktach prawnych należy rozumieć jako odniesienia także do niniejszego rozporządzenia.
(19) Środki przewidziane w niniejszym rozporządzeniu są zgodne z opinią komitetu, o którym mowa w art. 23 ust. 1 rozporządzenia (WE) nr 714/2009,
PRZYJMUJE NINIEJSZE ROZPORZĄDZENIE:
TYTUŁ I
PRZEPISY OGÓLNE
PRZEPISY OGÓLNE
Przedmiot
Niniejsze rozporządzenie ustanawia kodeks sieci określający wymogi dotyczące przyłączania do sieci systemów wysokiego napięcia prądu stałego (systemów HVDC) i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego. Pomaga ono zatem wprowadzić uczciwe warunki konkurencji na rynku wewnętrznym energii elektrycznej, zapewnić bezpieczeństwo systemu oraz integrację odnawialnych źródeł energii elektrycznej, a także ułatwić obrót energią elektryczną w całej Unii.
Niniejsze rozporządzenie nakłada również obowiązki zapewniające właściwe wykorzystanie zdolności systemów HVDC oraz modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego przez operatorów systemów w przejrzysty i niedyskryminacyjny sposób, w celu zapewnienia równych szans podmiotom w całej Unii.
Definicje
Do celów niniejszego rozporządzenia zastosowanie mają definicje zawarte w art. 2 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, w art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 3 , w art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) nr 543/2013 4 , w art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 5 , w art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/1388 6 oraz w art. 2 dyrektywy 2009/72/WE. Zastosowanie mają ponadto następujące definicje:
Zakres stosowania
Zastosowanie do istniejących systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
W powiadomieniu przekazywanym właściwemu operatorowi systemu i właściwemu OSP przez właściciela systemu HVDC lub modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego podaje się co najmniej tytuł umowy, datę jej podpisania i datę wejścia w życie oraz specyfikację podstawowej instalacji wytwórczej lub urządzeń HVDC, które mają zostać zbudowane, zmontowane lub zakupione.
Państwo członkowskie może postanowić, że w określonych okolicznościach organ regulacyjny może ustalić, czy system HVDC lub moduł parku energii z podłączeniem prądu stałego należy uznać za istniejący czy za nowy.
W tym celu przeprowadza się, zgodnie z art. 65 i 66, rzetelną i przejrzystą ilościową analizę kosztów i korzyści. W analizie tej określa się:
Aspekty regulacyjne
Większa liczba OSP
Zwrot kosztów
Konsultacje publiczne
Zaangażowanie zainteresowanych stron
Agencja ds. Współpracy Organów Regulacji Energetyki ("Agencja"), w ścisłej współpracy z europejską siecią operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej ("ENTSO energii elektrycznej"), umożliwia zaangażowanie zainteresowanych stron w zakresie wymogów dotyczących przyłączenia do sieci systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego oraz innych aspektów wdrażania niniejszego rozporządzenia. Powyższe obejmuje regularne spotkania z zainteresowanymi stronami w celu zidentyfikowania problemów i zaproponowania rozwiązań, w szczególności w odniesieniu do wymogów dotyczących przyłączenia do sieci systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego.
Obowiązki w zakresie poufności
TYTUŁ II
WYMOGI OGÓLNE DOTYCZĄCE PODŁĄCZEŃ HVDC
WYMOGI OGÓLNE DOTYCZĄCE PODŁĄCZEŃ HVDC
ROZDZIAŁ 1
Wymogi dotyczące regulacji mocy czynnej i wsparcia częstotliwości
Wymogi dotyczące regulacji mocy czynnej i wsparcia częstotliwości
Zakresy częstotliwości
Zdolność wytrzymania prędkości zmiany częstotliwości
System HVDC musi posiadać zdolność zachowania połączenia z siecią i pozostania w pracy, jeśli częstotliwość sieci zmienia się z prędkością od - 2,5 do + 2,5 Hz/s (mierzoną w dowolnym momencie jako średnia prędkość zmiany częstotliwości w poprzedzającej sekundzie).
Możliwość regulacji mocy czynnej, zakres regulacji i prędkość narastania
Właściwy OSP:
Inercja syntetyczna
Wymogi dotyczące trybów FSM, LFSM-O i LFSM-U
Wymogi dotyczące trybów FSM (regulacji pierwotnej), LFSM-O (ograniczonej regulacji pierwotnej - wzrost częstotliwości) i LFSM-U (ograniczonej regulacji pierwotnej - spadek częstotliwości) zostały określone w załączniku II.
Regulacja częstotliwości
Maksymalna utrata mocy czynnej
ROZDZIAŁ 2
Wymogi dotyczące regulacji mocy biernej i napięcia
Wymogi dotyczące regulacji mocy biernej i napięcia
Zakresy napięcia
Udział prądu zwarciowego podczas awarii
Zdolność do generacji mocy biernej
Moc bierna wymieniana z siecią
Tryb regulacji mocy biernej
Pierwszeństwo dla wkładu mocy czynnej lub wkładu mocy biernej
Uwzględniając zdolności systemu HVDC, określone zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, właściwy OSP wskazuje, czy pierwszeństwo podczas pracy przy wysokim lub niskim napięciu oraz w trakcie zwarć, przy których jest wymagana zdolność do pozostania w pracy podczas zwarcia, ma wkład mocy czynnej czy wkład mocy biernej. Jeżeli pierwszeństwo otrzymuje wkład mocy czynnej, musi on zostać zapewniony w określonym przez właściwego OSP czasie od powstania zwarcia.
Jakość zasilania
Właściciel systemu HVDC gwarantuje, że przyłączenie jego systemu do sieci nie spowoduje zakłócenia ani wahania napięcia zasilania w sieci w punkcie przyłączenia, przekraczającego poziom określony przez właściwego operatora systemu w porozumieniu z właściwym OSP. Proces przeprowadzania niezbędnych badań oraz przekazywania stosownych danych przez wszystkich zaangażowanych użytkowników sieci, a także ustalania i wdrażania działań zaradczych, musi odbywać się zgodnie z procedurą przewidzianą w art. 29.
ROZDZIAŁ 3
Wymogi dotyczące zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia
Wymogi dotyczące zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia
Zdolność do pozostania w pracy podczas zwarcia
Właściwy operator systemu może ewentualnie podać ogólne wartości dla powyższych warunków, uzyskane na podstawie typowych przypadków.
Pozwarciowe odtworzenie mocy czynnej
Właściwy OSP określa wielkość i profil czasowy odtworzenia mocy czynnej, do zapewnienia których system HVDC musi być zdolny zgodnie z art. 25.
Szybkie przywrócenie działania po zwarciach w systemie prądu stałego
Systemy HVDC, w tym linie napowietrzne prądu stałego, muszą posiadać zdolność do szybkiego przywrócenia działania po krótkotrwałych zwarciach w systemie HVDC. Szczegółowe ustalenia dotyczące takiej zdolności podlegają koordynacji i uzgodnieniom w sprawie schematów działania i nastaw zabezpieczeń, o których mowa w art. 34.
ROZDZIAŁ 4
Wymogi dotyczące regulacji
Wymogi dotyczące regulacji
Podawanie napięcia na stacje przekształtnikowe HVDC i ich synchronizowanie
O ile właściwy operator systemu nie wskaże inaczej, w trakcie podawania napięcia na stację przekształtnikową HVDC lub synchronizowania jej z siecią prądu przemiennego, lub w trakcie przyłączania stacji przekształtnikowej HVDC pod napięciem do systemu HVDC, stacja przekształtnikowa HVDC musi posiadać zdolność do ograniczania wszelkich zmian napięcia do poziomu stanu ustalonego, określonego przez właściwego operatora systemu w porozumieniu z właściwym OSP. Określony poziom nie może przekraczać 5 procent poziomu napięcia przed synchronizacją. Właściwy operator systemu, w porozumieniu z właściwym OSP, określa maksymalną wielkość, czas trwania i okno pomiarowe stanów nieustalonych napięć.
Interakcje pomiędzy systemami HVDC lub innymi instalacjami i urządzeniami
Zdolność tłumienia oscylacji mocy
System HVDC musi posiadać zdolność do wspierania tłumienia oscylacji mocy w przyłączonych sieciach prądu przemiennego. Układ regulacji systemu HVDC nie może ograniczać tłumienia oscylacji mocy. Właściwy OSP określa zakres częstotliwości oscylacji, jakie musi skutecznie tłumić schemat działania układów sterowania i regulacji, oraz warunki sieciowe, w jakich to następuje, uwzględniając jako minimum wszelkie badania dotyczące oceny dynamicznej stabilności przeprowadzone przez poszczególnych OSP w celu ustalenia limitów stabilności i potencjalnych problemów ze stabilnością w swoich systemach przesyłowych. Właściwy OSP i właściciel systemu HVDC uzgadniają między sobą wybór nastaw parametrów regulacji.
Zdolność do tłumienia podsynchronicznych interakcji skrętnych
Charakterystyka sieci
Odporność systemu HVDC
ROZDZIAŁ 5
Wymogi dotyczące urządzeń zabezpieczeniowych i nastaw zabezpieczeń 23
Wymogi dotyczące urządzeń zabezpieczeniowych i nastaw zabezpieczeń 23
Schematy działania i nastawy zabezpieczeń elektrycznych 24
Kolejność działania zabezpieczeń oraz układów sterowania i regulacji 28
Zmiany schematów działania i nastaw zabezpieczeń oraz układów sterowania i regulacji 31
ROZDZIAŁ 6
Wymogi dotyczące odbudowy systemu energetycznego
Wymogi dotyczące odbudowy systemu energetycznego
Rozruch autonomiczny
TYTUŁ III
WYMOGI DOTYCZĄCE MODUŁÓW PARKU ENERGII Z PODŁĄCZENIEM PRĄDU STAŁEGO ORAZ STACJI PRZEKSZTAŁTNIKOWYCH HVDC W ODDALONEJ LOKALIZACJI
WYMOGI DOTYCZĄCE MODUŁÓW PARKU ENERGII Z PODŁĄCZENIEM PRĄDU STAŁEGO ORAZ STACJI PRZEKSZTAŁTNIKOWYCH HVDC W ODDALONEJ LOKALIZACJI
ROZDZIAŁ 1
Wymogi dotyczące modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
Wymogi dotyczące modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
Zakres
Wymogi mające zastosowanie do morskich modułów parku energii zgodnie z art. 13-22 rozporządzenia (UE) 2016/631 mają zastosowanie do modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego, z zastrzeżeniem szczególnych wymogów przewidzianych w art. 41-45 niniejszego rozporządzenia. Przedmiotowe wymogi mają zastosowanie w przyłączach HVDC modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego i systemów HVDC. Podział na kategorie przewidziany w art. 5 rozporządzenia (UE) 2016/631 ma zastosowanie do modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego.
Wymogi w zakresie stabilności częstotliwościowej
Wymogi dotyczące mocy biernej i napięcia
Jeżeli dziesięcioletni plan rozwoju sieci, opracowany zgodnie z art. 8 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, bądź plan krajowy, opracowany i zatwierdzony zgodnie z art. 22 dyrektywy 2009/72/WE, stanowi, że moduł parku energii z podłączeniem prądu stałego zostanie przyłączony przez sieć prądu przemiennego do obszaru synchronicznego, właściwy OSP może postanowić, że:
Wymogi dotyczące regulacji
Charakterystyka sieci
W odniesieniu do charakterystyki sieci, poniższe wymogi mają zastosowanie do modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego:
Wymogi dotyczące zabezpieczeń
Jakość zasilania
Właściciele modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego zapewniają, aby ich przyłączenie do sieci nie powodowało zakłócenia ani wahania napięcia zasilania w sieci, w punkcie przyłączenia, przekraczającego poziom określony przez właściwego operatora systemu w porozumieniu z właściwym OSP. Użytkownicy sieci nie mogą bez uzasadnienia odmówić wniesienia niezbędnego wkładu w odpowiednie badania, co dotyczy między innymi istniejących modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego oraz istniejących systemów HVDC. Proces przeprowadzania niezbędnych badań oraz przekazywania stosownych danych przez wszystkich zaangażowanych użytkowników sieci, a także ustalania i wdrażania działań zaradczych, musi odbywać się zgodnie z procedurą przewidzianą w art. 29.
Ogólne wymogi dotyczące zarządzania systemem, mające zastosowanie do modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
Art. 14 ust. 5, art. 15 ust. 6 i art. 16 ust. 4 rozporządzenia (UE) 2016/631 mają zastosowanie do każdego modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego w odniesieniu do wymogów w zakresie ogólnego zarządzania systemem.
ROZDZIAŁ 2
Wymogi dotyczące stacji przekształtnikowych HVDC w oddalonej lokalizacji
Wymogi dotyczące stacji przekształtnikowych HVDC w oddalonej lokalizacji
Zakres
Wymogi art. 11-39 mają zastosowanie do stacji przekształtnikowych HVDC w oddalonej lokalizacji, z zastrzeżeniem szczególnych wymogów przewidzianych w art. 47-50.
Wymogi w zakresie stabilności częstotliwościowej
Wymogi dotyczące mocy biernej i napięcia
Charakterystyka sieci
W odniesieniu do charakterystyki sieci właściciel stacji przekształtnikowej HVDC w oddalonej lokalizacji przekazuje stosowne dane właścicielowi modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego zgodnie z art. 42.
Jakość zasilania
Właściciele stacji przekształtnikowych HVDC w oddalonej lokalizacji zapewniają, aby ich przyłączenie do sieci nie powodowało zakłócenia ani wahania napięcia zasilania w sieci, w punkcie przyłączenia, przekraczającego poziom przydzielony im przez właściwego operatora systemu w porozumieniu z właściwym OSP. Użytkownicy sieci nie mogą bez uzasadnienia odmówić wniesienia niezbędnego wkładu w odpowiednie badania, co dotyczy między innymi istniejących modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego oraz istniejących systemów HVDC. Proces przeprowadzania niezbędnych badań oraz przekazywania stosownych danych przez wszystkich użytkowników sieci, a także ustalania i wdrażania działań zaradczych, musi odbywać się zgodnie z procedurą przewidzianą w art. 29.
TYTUŁ IV
WYMIANA INFORMACJI I KOORDYNACJA
WYMIANA INFORMACJI I KOORDYNACJA
Eksploatacja systemów HVDC
Parametry i nastawy
Parametry i nastawy elementów podstawowych funkcji regulacji systemu HVDC muszą zostać uzgodnione przez właściciela systemu HVDC i właściwego operatora systemu, w porozumieniu z właściwym OSP. Parametry i nastawy są wdrażane w ramach takiej hierarchii regulacji, która umożliwia w razie konieczności ich modyfikację. Te podstawowe funkcje regulacji obejmują co najmniej:
Rejestracja zakłóceń i monitorowanie 48
Modele symulacyjne
Właściwy operator systemu, w porozumieniu z właściwym OSP, określa format przekazania modeli oraz dokumentacji dotyczącej struktury modelu i schematów blokowych.
TYTUŁ V
PROCEDURA POZWOLENIA NA UŻYTKOWANIE NA POTRZEBY PRZYŁĄCZENIA
PROCEDURA POZWOLENIA NA UŻYTKOWANIE NA POTRZEBY PRZYŁĄCZENIA
ROZDZIAŁ 1
Przyłączenie nowych systemów HVDC
Przyłączenie nowych systemów HVDC
Przepisy ogólne
Pozwolenie EON dla systemów HVDC
Pozwolenie ION dla systemów HVDC
Pozwolenie FON dla systemów HVDC
Jeżeli wniosek o przyznanie odstępstwa zostaje odrzucony, właściwy operator systemu ma prawo odmówić eksploatacji systemu HVDC lub jednostek przekształtnikowych HVDC do czasu, aż właściciel systemu HVDC oraz właściwy operator systemu usuną niezgodność, a właściwy operator systemu uzna system HVDC za zgodny z przepisami niniejszego rozporządzenia.
Jeżeli właściwy operator systemu i właściciel systemu HVDC nie usuną niezgodności w rozsądnym terminie, ale w każdym razie nie później niż sześć miesięcy od powiadomienia o odrzuceniu wniosku o przyznanie odstępstwa, każda ze stron może skierować sprawę do rozpatrzenia przez organ regulacyjny.
Ograniczone pozwolenie na użytkowanie dla systemów HVDC/odstępstwa
ROZDZIAŁ 2
Przyłączenie nowych modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
Przyłączenie nowych modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
Przepisy ogólne
Pozwolenie EON dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
Pozwolenie ION dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
Pozwolenie FON dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
Ograniczone pozwolenie na użytkowanie dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
ROZDZIAŁ 3
Analiza kosztów i korzyści
Analiza kosztów i korzyści
Ustalenie kosztów i korzyści wynikających z zastosowania wymogów do istniejących systemów HVDC lub modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego
Zasady dotyczące analizy kosztów i korzyści
TYTUŁ VI
ZAPEWNIENIE ZGODNOŚCI
ZAPEWNIENIE ZGODNOŚCI
ROZDZIAŁ 1
Monitorowanie przestrzegania wymogów
Monitorowanie przestrzegania wymogów
Wspólne przepisy dotyczące testów zgodności
Wspólne przepisy dotyczące symulacji zgodności
Obowiązki właściciela systemu HVDC i właściciela modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego
Zadania właściwego operatora systemu
ROZDZIAŁ 2
Testy Zgodności
Testy Zgodności
Testy zgodności dla systemów HVDC
Testy zgodności dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego oraz jednostek przekształtnikowych HVDC w oddalonej lokalizacji
ROZDZIAŁ 3
Symulacje zgodności
Symulacje zgodności
Symulacje zgodności dla systemów HVDC
Symulacje zgodności dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego oraz jednostek przekształtnikowych HVDC w oddalonej lokalizacji
ROZDZIAŁ 4
Niewiążące wytyczne oraz monitorowanie wdrożenia
Niewiążące wytyczne oraz monitorowanie wdrożenia
Niewiążące wytyczne dotyczące wdrożenia
Monitorowanie
Na podstawie wniosku organu regulacyjnego OSD przekazują OSP informacje, o których mowa w ust. 2, chyba że organy regulacyjne, Agencja lub ENTSO energii elektrycznej otrzymali już te informacje w związku ze swoimi odpowiednimi zadaniami dotyczącymi monitorowania wdrożenia, przy czym celem jest uniknięcie dublowania informacji.
TYTUŁ VII
ODSTĘPSTWA
ODSTĘPSTWA
Uprawnienie do przyznawania odstępstw
Przepisy ogólne
Wniosek o przyznanie odstępstwa składany przez właściciela systemu HVDC lub właściciela modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego
Wniosek o przyznanie odstępstwa składany przez właściwego operatora systemu lub właściwego OSP
Właściwy operator systemu przedstawia wszelkie dodatkowe informacje wymagane przez organ regulacyjny w terminie dwóch miesięcy od daty wniosku. Jeżeli właściwy operator systemu nie dostarczy wymaganych dodatkowych informacji w tym terminie, wniosek o przyznanie odstępstwa uważa się za wycofany, chyba że przed upływem terminu:
Wniosek o przyznanie odstępstw od przepisów tytułu III ze strony właściciela modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego
Rejestr odstępstw od wymogów niniejszego rozporządzenia
Monitorowanie odstępstw
TYTUŁ VIII
PRZEPISY KOŃCOWE
PRZEPISY KOŃCOWE
Zmiana umów oraz warunków ogólnych
Systemy HVDC lub moduły parku energii z podłączeniem prądu stałego przyłączone do obszarów synchronicznych lub obszarów regulacyjnych, na których nie obowiązuje prawodawstwo UE
Wejście w życie
Niniejsze rozporządzenie wchodzi w życie dwudziestego dnia po jego opublikowaniu w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.
Nie naruszając przepisów art. 4 ust. 2 lit. b), art. 5, art. 75, art. 76 i art. 78, stosowanie wymogów określonych w niniejszym rozporządzeniu rozpoczyna się trzy lata po jego publikacji.
W imieniu Komisji | |
Jean-Claude JUNCKER | |
Przewodniczący |
ZAŁĄCZNIKI
ZAŁĄCZNIK I
Zakresy częstotliwości, o których mowa w art. 11
Zakresy częstotliwości, o których mowa w art. 11
Zakres częstotliwości | Czas pracy |
47,0 Hz - 47,5 Hz | 60 sekund |
47,5 Hz - 48,5 Hz | określa każdy właściwy OSP, ale dłuższy niż czasy określone dla wytwarzania i odbioru według, odpowiednio, rozporządzenia (UE) 2016/631 i rozporządzenia (UE) 2016/1388 oraz dłuższy niż czasy przewidziane w art. 39 dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego |
48,5 Hz - 49,0 Hz | określa każdy właściwy OSP, ale dłuższy niż czasy określone dla wytwarzania i odbioru według, odpowiednio, rozporządzenia (UE) 2016/631 i rozporządzenia (UE) 2016/1388 oraz dłuższy niż czasy przewidziane w art. 39 dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego |
49,0 Hz - 51,0 Hz | nieograniczony |
51,0 Hz - 51,5 Hz | określa każdy właściwy OSP, ale dłuższy niż czasy określone dla wytwarzania i odbioru według, odpowiednio, rozporządzenia (UE) 2016/631 i rozporządzenia (UE) 2016/1388 oraz dłuższy niż czasy przewidziane w art. 39 dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego |
51,5 Hz - 52,0 Hz | określa każdy właściwy OSP, ale dłuższy niż czasy przewidziane w art. 39 dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego |
ZAŁĄCZNIK II 87
Wymogi mające zastosowanie do trybu FSM, trybu LFSM-O, trybu LFSM-U
Wymogi mające zastosowanie do trybu FSM, trybu LFSM-O, trybu LFSM-U
Rysunek 1: Zdolność do odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej systemu HVDC w trybie FSM ilustrująca przypadek zerowej strefy nieczułości i niewrażliwości przy dodatniej wartości wartości zadanej mocy czynnej (tryb importu). ΔΡ oznacza zmianę wyjściowej mocy czynnej systemu HVDC. fn oznacza częstotliwość docelową w sieci prądu przemiennego, w której zapewnia się usługę regulacji pierwotnej, a Δf oznacza odchylenie częstotliwości w sieci prądu przemiennego, w której zapewnia się usługę regulacji pierwotnej.
Parametry | Zakresy wartości |
strefa nieczułości odpowiedzi częstotliwościowej | 0 - ±500mHz |
statyzm s1 (regulacja w górę) | minimum 0,1 % |
statyzm s2 (regulacja w dół) | minimum 0,1 % |
niewrażliwość odpowiedzi częstotliwościowej | maksimum 30 mHz |
Tabela 2: Parametry dotyczące odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej w trybie FSM
Rysunek 2: Zdolność do odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej systemu HVDC. ΔΡ oznacza zmianę mocy czynnej wywołaną skokową zmianą częstotliwości.
Parametry | Czas |
Maksymalna dopuszczalna zwłoka początkowa t1 | 0,5 sekundy |
Maksymalny dopuszczalny czas pełnego uruchomienia t2, chyba że właściwy OSP określił dłuższe czasy uruchomienia | 30 sekund |
Tabela 3: Parametry pełnego uruchomienia odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej, wynikającego ze skokowej zmiany częstotliwości.
Rysunek 3: Zdolność do odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej systemów HVDC w trybie LFSM-O. ΔΡ oznacza zmianę wyjściowej mocy czynnej systemu HVDC, tj. - w zależności od warunków pracy - zmniejszenie mocy importowanej albo zwiększenie mocy eksportowanej. fn oznacza częstotliwość znamionową jednej lub wielu sieci prądu przemiennego, do których jest przyłączony system HVDC, a Δf oznacza zmianę częstotliwości w sieci lub sieciach prądu przemiennego, do których jest przyłączony system HVDC. Przy wzrostach częstotliwości, gdy wartość f jest powyżej wartości f1, w systemie HVDC musi zostać obniżona moc czynna zgodnie z nastawą statyzmu.
Rysunek 4: Zdolność do odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej systemów HVDC w trybie LFSM-U. ΔΡ oznacza zmianę generowanej mocy czynnej systemu HVDC, tj. - w zależności od stanu pracy - zmniejszenie mocy importowanej lub zwiększenie mocy eksportowanej. fn oznacza częstotliwość znamionową jednej lub wielu sieci prądu przemiennego, do których jest przyłączony system HVDC, a Δf oznacza zmianę częstotliwości w sieci lub sieciach prądu przemiennego, do których jest przyłączony system HVDC. Przy spadkach częstotliwości, gdy wartość f wynosi poniżej f2, w systemie HVDC musi zostać zwiększona wyjściowa moc czynna zgodnie z wartością statyzmu s4.
ZAŁĄCZNIK III
Zakresy napięcia, o których mowa w art. 18
Zakresy napięcia, o których mowa w art. 18
Obszar synchroniczny | Zakres napięcia | Czas pracy |
Europa kontynentalna | 0,85 pu - 1,118 pu | nieograniczony |
1,118 pu - 1,15 pu | określa każdy właściwy operator systemu, w porozumieniu z właściwym OSP, ale nie mniej niż 20 minut | |
nordycki | 0,90 pu - 1,05 pu | nieograniczony |
1,05 pu - 1,10 pu | 60 minut | |
Wielka Brytania | 0,90 pu - 1,10 pu | nieograniczony |
Irlandia i Irlandia Północna | 0,90 pu - 1,118 pu | nieograniczony |
bałtycki | 0,85 pu - 1,118 pu | nieograniczony |
1,118 pu - 1,15 pu | 20 minut |
Obszar synchroniczny | Zakres napięcia | Czas pracy |
Europa kontynentalna | 0,85 pu - 1,05 pu | nieograniczony |
1,05 pu - 1,0875 pu | określa każdy OSP, ale nie mniej niż 60 minut | |
1,0875 pu - 1,10 pu | 60 minut | |
nordycki | 0,90 pu - 1,05 pu | nieograniczony |
1,05 pu - 1,10 pu | określa każdy OSP, ale nie więcej niż 60 minut | |
Wielka Brytania | 0,90 pu - 1,05 pu | nieograniczony |
1,05 pu - 1,10 pu | 15 minut | |
Irlandia i Irlandia Północna | 0,90 pu - 1,05 pu | nieograniczony |
bałtycki | 0,88 pu - 1,097 pu | nieograniczony |
1,097 pu - 1,15 pu | 20 minut |
Tabela 5: Minimalne czasy, w których system HVDC musi mieć zdolność do pracy przy wartościach napięcia odbiegających od referencyjnej wartości 1 pu w punktach przyłączenia, bez odłączenia od sieci. Niniejsza tabela ma zastosowanie w przypadku, gdy wartości bazowe napięcia dla jednostek względnych (pu) kształtują się w przedziale od 300 kV do 400 kV (włącznie).
ZAŁĄCZNIK IV
Wymogi dotyczące profilu U-Q/Pmax, o których mowa w art. 20
Wymogi dotyczące profilu U-Q/Pmax, o których mowa w art. 20
Rysunek 5: Na wykresie przedstawiono granice profilu U-Q/Pmax, gdzie U oznacza napięcie w punktach przyłączenia, wyrażane jako stosunek jego rzeczywistej wartości do referencyjnej wartości 1 pu, a Q/Pmax oznacza stosunek mocy biernej do maksymalnej zdolności przesyłowej mocy czynnej HVDC. Położenie, wielkość i kształt obwiedni wewnętrznej są orientacyjne, a kształty inne niż prostokąt można stosować w granicach obwiedni wewnętrznej. W przypadku kształtów profili innych niż prostokątne zakres napięcia przedstawia najwyższe i najniższe punkty napięcia w tym kształcie. Taki profil nie spowodowałby udostępnienia pełnego zakresu mocy biernej w całym zakresie wartości napięcia w stanie ustalonym.
Obszar synchroniczny | Maksymalny zakres Q/Pmax | Maksymalny zakres poziomu napięcia (pu) w stanie ustalonym |
Europa kontynentalna | 0,95 | 0,225 |
nordycki | 0,95 | 0,15 |
Wielka Brytania | 0,95 | 0,225 |
Irlandia i Irlandia Północna | 1,08 | 0,218 |
bałtycki | 1,0 | 0,220 |
Tabela 6: Parametry obwiedni wewnętrznej na powyższym rysunku.
ZAŁĄCZNIK V
Przebieg napięcia w czasie, o którym mowa w art. 25
Przebieg napięcia w czasie, o którym mowa w art. 25
Rysunek 6: Profil pozostania w pracy podczas zwarcia stacji przekształtnikowej HVDC. Wykres przedstawia dolną wartość graniczną przebiegu napięcia w czasie w punkcie przyłączenia, wyrażoną jako stosunek rzeczywistej wartości i referencyjnej wartości 1 pu przed zwarciem, w trakcie zwarcia oraz po zwarciu. Uret oznacza napięcie utrzymane w punkcie przyłączenia w trakcie zwarcia, tclear oznacza moment, w którym usunięto zwarcie, Urec1 oraz trec1 określają punkty dolnych wartości granicznych powrotu napięcia po usunięciu zwarcia. Ublock oznacza napięcie blokujące w punkcie przyłączenia. Wartości czasu, o których mowa, są mierzone od momentu tfault.
Parametry napięcia [pu] | Parametry czasu [s] | ||
Uret | 0,00-0,30 | tclear | 0,14-0,25 |
Urec1 | 0,25-0,85 | trec1 | 1,5-2,5 |
Urec2 | 0,85-0,90 | trec2 | Trec1-10,0 |
Tabela 7: Parametry dotyczące rysunku 6 w zakresie zdolności stacji przekształtnikowej HVDC do pozostania w pracy podczas zwarcia.
ZAŁĄCZNIK VI
Zakresy częstotliwości i okresy, o których mowa w art. 39 ust. 2 lit. a)
Zakresy częstotliwości i okresy, o których mowa w art. 39 ust. 2 lit. a)
Zakres częstotliwości | Czas pracy |
47,0 Hz - 47,5 Hz | 20 sekund |
47,5 Hz - 49,0 Hz | 90 minut |
49,0 Hz - 51,0 Hz | nieograniczony |
51,0 Hz - 51,5 Hz | 90 minut |
51,5 Hz - 52,0 Hz | 15 minut |
ZAŁĄCZNIK VII
Zakresy napięcia i okresy, o których mowa w art. 40
Zakresy napięcia i okresy, o których mowa w art. 40
Zakres napięcia | Czas pracy |
0,85 pu - 0,90 pu | 60 minut |
0,90 pu - 1,10 pu | nieograniczony |
1,10 pu - 1,118 pu | nieograniczony, chyba że właściwy operator systemu określił inaczej w porozumieniu z właściwym OSP |
1,118 pu - 1,15 pu | określa właściwy operator systemu w porozumieniu z właściwym OSP |
Zakres napięcia | Czas pracy |
0,85 pu - 0,90 pu | 60 minut |
0,90 pu - 1,05 pu | nieograniczony |
1,05 pu - 1,15 pu | Określa właściwy operator systemu w porozumieniu z właściwym OSP. Można określić różne podzakresy zdolności do wytrzymania zmiany napięcia. |
Tabela 10: Minimalne czasy, w których moduł parku energii z podłączeniem prądu stałego musi być zdolny do pracy przy różnych wartościach napięcia odbiegających od referencyjnej wartości 1 pu bez odłączenia od sieci, w przypadku gdy wartości bazowe napięcia dla jednostek względnych kształtują się w przedziale od 300 kV do 400 kV (włącznie).
Rysunek 7: Profil U-Q/Pmax modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego w punkcie przyłączenia. Na wykresie przedstawiono granice profilu U-Q/Pmax napięcia w punkcie przyłączenia, wyrażane jako stosunek jego rzeczywistej wartości do referencyjnej wartości 1 pu, w porównaniu ze stosunkiem mocy biernej (Q) do mocy maksymalnej (Pmax). Położenie, wielkość i kształt obwiedni wewnętrznej są orientacyjne, a kształty inne niż prostokąt można stosować w granicach obwiedni wewnętrznej. W przypadku kształtów profili innych niż prostokątne zakres napięcia przedstawia najwyższe i najniższe punkty napięcia. Taki profil nie spowodowałby udostępnienia pełnego zakresu mocy biernej w całym zakresie wartości napięcia w stanie ustalonym.
Zakres szerokości profilu Q/Pmax | Zakres poziomu napięcia (pu) w stanie ustalonym |
0-0,95 | 0,1-0,225 |
Tabela 11: Maksymalny i minimalny zakres zarówno Q/Pmax, jak i poziomu napięcia w stanie ustalonym dla modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego
ZAŁĄCZNIK VIII
Wymogi dotyczące mocy biernej i napięcia, o których mowa w art. 48
Wymogi dotyczące mocy biernej i napięcia, o których mowa w art. 48
Zakres napięcia | Czas pracy |
0,85 pu - 0,90 pu | 60 minut |
0,90 pu - 1,10 pu | nieograniczony |
1,10 pu - 1,12 pu | nieograniczony, chyba że właściwy operator systemu określił inaczej w porozumieniu z właściwym OSP |
1,12 pu - 1,15 pu | określa właściwy operator systemu w porozumieniu z właściwym OSP |
Zakres napięcia | Czas pracy |
0,85 pu - 0,90 pu | 60 minut |
0,90 pu - 1,05 pu | nieograniczony |
1,05 pu - 1,15 pu | określa właściwy operator systemu w porozumieniu z właściwym OSP Można określić różne podzakresy zdolności do wytrzymania zmiany napięcia. |
Tabela 13: Minimalne czasy, w których stacja przekształtnikowa HVDC w oddalonej lokalizacji musi być zdolna do pracy przy różnych wartościach napięcia odbiegających od referencyjnej wartości 1 pu bez odłączenia od sieci, w przypadku gdy wartości bazowe napięcia dla jednostek względnych kształtują się w przedziale od 300 kV do 400 kV (włącznie).
Maksymalny zakres Q/Pmax | Maksymalny zakres poziomu napięcia (pu) w stanie ustalonym |
0,95 | 0,225 |
Tabela 14: Maksymalny zakres zarówno Q/Pmax, jak i napięcia w stanie ustalonym dla stacji przekształtnikowej HVDC w oddalonej lokalizacji.
© Unia Europejska, http://eur-lex.europa.eu/
Za autentyczne uważa się wyłącznie dokumenty Unii Europejskiej opublikowane w Dzienniku Urzędowym Unii Europejskiej.