PL Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 112/1

ROZPORZĄDZENIE KOMISJI (UE) 2016/631

z dnia 14 kwietnia 2016 r.

ustanawiające kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci

(Tekst mający znaczenie dla EOG)

KOMISJA EUROPEJSKA,

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, a także mając na uwadze, co następuje:

a także mając na uwadze, co następuje:

(1) Szybkie ukończenie budowy w pełni funkcjonującego i wzajemnie połączonego wewnętrznego rynku energii ma kluczowe 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 zasady 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 przyłączenia 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. Aby zapewnić bezpieczeństwo systemu w ramach wzajemnie połączonego systemu przesyłowego, niezbędne jest ustalenie jednakowego rozumienia wymogów mających zastosowanie do modułów wytwarzania energii. Wspomniane wymogi, które przyczyniają się do zachowania, utrzymania i przywrócenia bezpieczeństwa systemu, aby ułatwić właściwe funkcjonowanie rynku wewnętrznego energii elektrycznej między obszarami synchronicznymi oraz w ich obrębie, a także osiągnąć efektywność kosztową, należy postrzegać jako kwestie o charakterze transgranicznym związane z siecią oraz integracją rynku.

(3) Należy określić zharmonizowane zasady dotyczące przyłączenia modułów wytwarzania energii do sieci, aby zapewnić jasne ramy prawne dla połączeń sieciowych, ułatwić handel energią elektryczną w całej Unii, zapewnić bezpieczeństwo systemu, ułatwić integrację odnawialnych źródeł energii, zwiększyć konkurencję i umożliwić bardziej efektywne wykorzystanie sieci i zasobów, co przyniesie korzyści dla konsumentów.

(4) Bezpieczeństwo systemu zależy częściowo od technicznych zdolności modułów wytwarzania prądu. W związku z tym istotnymi warunkami są regularna koordynacja na poziomie sieci przesyłowych i dystrybucyjnych oraz odpowiednie działanie urządzeń przyłączonych do tych sieci z wystarczającą odpornością, aby eliminować zakłócenia oraz pomagać w zapobieganiu poważnym przerwom bądź ułatwiać przywrócenie działania systemu po jego załamaniu.

(5) Bezpieczne działanie systemu możliwe jest wyłącznie pod warunkiem zapewnienia ścisłej współpracy między właścicielami zakładów wytwarzania energii a operatorami systemów. W szczególności funkcjonowanie systemu w nienormalnych warunkach eksploatacji zależy od reakcji modułów wytwarzania energii na odchylenia od napięcia referencyjnego 1 dla jednostek względnych (pu) i częstotliwości znamionowej. W kontekście bezpieczeństwa systemu należy – z punktu widzenia projektowania systemu – uznać sieci i moduły wytwarzania energii za jedną całość, biorąc pod uwagę, że części te są od siebie wzajemnie zależne. W związku z tym należy określić – jako warunek przyłączenia do sieci – odpowiednie wymogi techniczne dla modułów wytwarzania energii.

(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 właściwości, które należy wziąć pod uwagę przy ustalaniu wymogów dla jednostek wytwórczych. Właściwe jest zatem przeanalizowanie specyfiki regionalnej podczas ustanawiania zasad przyłączenia 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 zakładów wytwórczych, ale nie powinny mieć zastosowania do istniejących modułów wytwarzania ani do modułów wytwarzania będących już w zaawansowanej fazie planowania, choć jeszcze nieukończonych, chyba że właściwy organ regulacyjny lub państwo członkowskie postanowi inaczej w oparciu o stopniowe zmiany wymogów dotyczących systemu i pełną analizę kosztów i korzyści lub w przypadku, gdy przeprowadzono poważną modernizację takich zakładów wytwórczych.

(9) Znaczenie modułów wytwarzania energii powinno zależeć od ich wielkości oraz wpływu na cały system. Maszyny synchroniczne powinny być klasyfikowane na podstawie wielkości maszyny i obejmować wszystkie elementy zakładu wytwórczego, które zazwyczaj pracują w sposób niepodzielny, takie jak oddzielne prądnice napędzane oddzielnymi turbinami gazowymi i parowymi jednej instalacji turbin gazowych w układzie kombinowanym. Jeśli chodzi o zakłady obejmujące kilka takich instalacji turbin gazowych w układzie kombinowanym, każdą z nich należy oceniać według jej wielkości, a nie całej zdolności wytwórczej zakładu. Jednostki wytwarzania energii przyłączone niesynchronicznie – w przypadku, gdy są połączone, tworząc jednostkę gospodarczą i mają jeden punkt przyłączenia – należy oceniać według ich łącznej zdolności wytwórczej.

(10) Ze względu na różny poziom napięcia, pod jakim przyłączone są jednostki wytwórcze, oraz ich maksymalną moc wytwórczą, w niniejszym rozporządzeniu należy dokonać rozróżnienia między poszczególnymi typami jednostek wytwórczych poprzez ustanowienie różnych poziomów wymogów. Niniejsze rozporządzenie nie określa zasad ustalania poziomu napięcia punktu przyłączenia, do którego przyłączany jest moduł wytwarzania energii.

(11) Wymogi mające zastosowanie do modułów wytwarzania energii typu A należy ustalić na podstawowym poziomie, jaki jest niezbędny do zapewnienia zdolności wytwórczych przy ograniczonej automatycznej reakcji i minimalnej regulacji przez operatora systemu. Powinny one zagwarantować brak znaczącego spadku wytwarzania w zakresach pracy systemu, ograniczając tym samym do minimum zdarzenia krytyczne, oraz powinny obejmować wymogi niezbędne do podejmowania szerokiej interwencji podczas zdarzeń krytycznych dla systemu.

(12) Wymogi mające zastosowanie do modułów wytwarzania energii typu B powinny przewidywać szerszy zakres automatycznej dynamicznej reakcji o większej odporności na zdarzenia operacyjne, aby zapewnić stosowanie takiej dynamicznej reakcji oraz wyższego poziomu regulacji przez operatora systemu i informacji w celu wykorzystania tych zdolności. Zapewniają one automatyczną reakcję mającą na celu łagodzenie skutków zdarzeń systemowych oraz maksymalizowanie dynamicznej reakcji wytwórczej na zdarzenia systemowe.

(13) Wymogi mające zastosowanie do modułów wytwarzania energii typu C powinny przewidywać dopracowaną, stabilną i wysoce regulowalną dynamiczną reakcję w czasie rzeczywistym, mającą na celu świadczenie zasadniczych usług pomocniczych, aby zapewnić bezpieczeństwo dostaw. Wymogi te powinny objąć wszystkie państwa systemu odpowiednią szczegółową specyfikacją interakcji wymogów, funkcji, regulacji i informacji w celu wykorzystania wspomnianych zdolności i zapewnienia reakcji systemu w czasie rzeczywistym, jaka jest niezbędna do uniknięcia zdarzeń systemowych, zarządzania nimi oraz reagowania na nie. Wymogi te powinny również przewidywać dostateczną zdolność modułów wytwarzania energii do reagowania zarówno na sytuacje normalne, jak i spowodowane zakłóceniami systemu, a także powinny zapewniać informacje i regulację niezbędne do wykorzystania potencjału wytwórczego w różnych sytuacjach.

(14) Wymogi mające zastosowanie do modułów wytwarzania prądu typu D powinny być dostosowane do instalacji wytwórczych przyłączonych pod wyższym napięciem, mającego wpływ na regulację i działanie całego systemu. Powinny one zapewniać stabilną pracę systemu wzajemnie połączonego, co pozwoli na wykorzystanie usług pomocniczych z potencjału wytwórczego w całej Europie.

(15) Wymogi powinny opierać się na zasadach niedyskryminacji i przejrzystości, jak również na zasadzie równowagi między najwyższą ogólną wydajnością i najniższym łącznym kosztem dla wszystkich zainteresowanych stron. W związku z tym wymogi te powinny odzwierciedlać różnice w traktowaniu technologii wytwórczych o różnych cechach swoistych, a także umożliwiać uniknięcie niepotrzebnych inwestycji w niektórych obszarach geograficznych w celu uwzględnienia ich odpowiedniej specyfiki regionalnej. Operatorzy systemów przesyłowych („OSP”), operatorzy systemów dystrybucyjnych („OSD”), w tym operatorzy zamkniętych systemów dystrybucyjnych („OZSD”), mogą brać pod uwagę wspomniane różnice przy określaniu wymogów zgodnie z przepisami niniejszego rozporządzenia, przy jednoczesnym uznaniu, że progi, które określają, czy system jest systemem przesyłowym bądź dystrybucyjnym, są ustalane na poziomie krajowym.

(16) 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 obszaru synchronicznego. Jest to konieczne, ponieważ w ramach obszaru synchronicznego zmiana częstotliwości w jednym państwie członkowskim będzie bezpośrednio wpływać na częstotliwość i może powodować uszkodzenie urządzeń we wszystkich pozostałych państwach członkowskich.

(17) W celu zapewnienia bezpieczeństwa systemu powinna istnieć możliwość, aby moduły wytwarzania energii w każdym z obszarów synchronicznych systemu wzajemnie połączonego pozostawały przyłączone do systemu w określonych zakresach częstotliwości i napięcia.

(18) Niniejsze rozporządzenie powinno przewidywać zakresy parametrów do wyboru na poziomie krajowym w odniesieniu do zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia w celu zachowania proporcjonalnego podejścia uwzględniającego różne potrzeby systemu, takie jak poziom odnawialnych źródeł energii („OZE”) oraz istniejące systemy zabezpieczeń sieci, zarówno przesyłowych, jak i dystrybucyjnych. W kontekście konfiguracji niektórych sieci górny limit dla pozostania w pracy podczas zwarcia powinien wynosić 250 milisekund. Biorąc jednak pod uwagę, że najczęstszy czas usunięcia zwarcia w Europie to obecnie 150 milisekund, podmiot wyznaczony przez państwo członkowskie do zatwierdzania wymogów niniejszego rozporządzenia może przed zatwierdzeniem dokonać weryfikacji, czy konieczne jest wprowadzenie wymogu dotyczącego dłuższego czasu.

(19) Przy określaniu warunków przedzakłóceniowych i pozakłóceniowych odnośnie do zdolności pozostania w pracy podczas zwarcia, biorąc pod uwagę właściwości systemu, takie jak topologia sieci i strukturę wytwarzania energii, odpowiedni OSP powinien zdecydować, czy pierwszeństwo przyznaje się przedzakłóceniowym warunkom eksploatacji modułów wytwarzania energii czy też dłuższym czasom usunięcia zwarcia.

(20) Zapewnienie odpowiedniego ponownego przyłączenia po przypadkowym odłączeniu spowodowanym zakłóceniem w sieci jest istotne dla funkcjonowania systemu wzajemnie połączonego. Właściwe zabezpieczenie sieci ma kluczowe znaczenie dla utrzymania stabilności i bezpieczeństwa systemu, szczególnie w przypadku jego zakłóceń. Systemy zabezpieczeń mogą zapobiegać rozszerzaniu zakłóceń oraz ograniczać ich skutki.

(21) Odpowiednia wymiana informacji między operatorami systemów i właścicielami zakładów wytwarzania energii jest wstępnym warunkiem dla umożliwienia operatorom systemu utrzymania stabilności i bezpieczeństwa systemu. Operatorzy systemu muszą prowadzić stały przegląd stanu systemu, który uwzględnia informacje na temat warunków eksploatacji modułów wytwarzania energii, jak również możliwość komunikowania się z nimi w celu wydawania instrukcji eksploatacyjnych.

(22) W sytuacjach nadzwyczajnych, które mogłyby zagrozić stabilności i bezpieczeństwu systemu, operatorzy systemu powinni mieć możliwość nakazać, aby generowana moc modułów wytwarzania energii była regulowana w sposób umożliwiający operatorom systemów wypełnienie ich obowiązków w zakresie bezpieczeństwa systemu.

(23) Zakresy napięcia powinny być koordynowane między systemami wzajemnie połączonymi, ponieważ mają kluczowe znaczenie dla zabezpieczenia planowania i działania systemu w obszarze synchronicznym. Odłączenia spowodowane zakłóceniami napięcia mają wpływ na sąsiednie systemy. Brak określenia zakresów napięcia mógłby doprowadzić do powszechnej niepewności w zakresie planowania i pracy systemu w odniesieniu do pracy poza normalnymi warunkami eksploatacji.

(24) Potrzeby w zakresie zdolności do generacji mocy biernej zależą od kilku czynników, w tym od stopnia zazębienia sieci oraz stosunku zasilania i zużycia, które należy uwzględnić przy ustalaniu wymogów dotyczących mocy biernej. Jeżeli cechy systemu regionalnego są różne w ramach obszaru odpowiedzialności operatora systemu, właściwe może być uwzględnienie więcej niż jednego profilu. Produkcja mocy biernej (tzn. opóźnienie) przy wysokich napięciach oraz zużycie mocy biernej (tzn. wyprzedzenie) przy niskich napięciach mogą nie być konieczne. Wymogi dotyczące mocy biernej mogłyby wprowadzić ograniczenia odnośnie do konstrukcji i działania zakładów wytwarzania energii. W związku z tym ważne jest, aby dokładnie oszacować zdolności rzeczywiście niezbędne do skutecznego działania systemu.

(25) Synchroniczne moduły wytwarzania energii mają swoistą zdolność do powstrzymywania lub spowalniania odchyleń częstotliwości, co jest cechą, której nie posiada wiele technologii OZE. Dlatego też należy przyjąć środki zapobiegawcze, aby uniknąć wyższej prędkości zmian częstotliwości w okresie wysokiej produkcji energii ze źródeł odnawialnych. Inercja syntetyczna może ułatwić dalszy rozwój OZE, które nie przyczyniają się w sposób naturalny do inercji.

(26) Należy wprowadzić odpowiednie i proporcjonalne testy zgodności, tak aby operatorzy systemów mogli zapewnić bezpieczeństwo pracy systemu.

(27) Organy regulacyjne, państwa członkowskie oraz operatorzy systemów powinni zagwarantować, że w ramach procesu opracowywania i zatwierdzania wymogów dotyczących przyłączania do sieci zostaną one zharmonizowane w najszerszym możliwym zakresie w celu zapewnienia pełnej integracji rynku. Przy opracowywaniu wymogów dotyczących przyłączania należy w szczególności uwzględnić ugruntowane normy techniczne.

(28) W niniejszym rozporządzeniu należy ustanowić procedurę dotyczącą przyznawania odstępstw od przepisów w celu uwzględnienia warunków lokalnych w wyjątkowych sytuacjach, na przykład gdy zastosowanie się do przedmiotowych przepisów mogłoby zagrozić stabilności sieci lokalnej lub w których bezpieczna eksploatacja modułów wytwarzania energii może wymagać warunków eksploatacji, które nie są zgodne z rozporządzeniem. W przypadku konkretnych elektrociepłowni, które przynoszą większe korzyści w zakresie wydajności, stosowanie zasad określonych w niniejszym rozporządzeniu może powodować nieproporcjonalne koszty i prowadzić do utraty wspomnianych korzyści w zakresie wydajności.

(29) Pod warunkiem zatwierdzenia przez właściwy organ regulacyjny lub inny organ właściwy w danym państwie członkowskim, operatorzy systemów powinni mieć możliwość proponowania odstępstw dla określonych kategorii modułów wytwarzania energii.

(30) 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.

(31) 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

Artykuł 1

Przedmiot

Niniejsze rozporządzenie ustanawia kodeks sieci określający wymogi dotyczące przyłączenia do sieci zakładów wytwarzania energii, a mianowicie synchronicznych modułów wytwarzania energii, modułów parku energii oraz morskich modułów parku energii, do systemu wzajemnie połączonego. 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 ustanawia również obowiązki zapewniające właściwe wykorzystanie zdolności zakładów wytwarzania energii przez operatorów systemów w przejrzysty i niedyskryminacyjny sposób w celu zapewnienia równych szans podmiotom w całej Unii.

Artykuł 2

Definicje

Do celów niniejszego rozporządzenia zastosowanie mają definicje zawarte w art. 2 dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2012/27/UE (3), w art. 2 rozporządzenia (WE) nr 714/2009, w art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) 2015/1222 (4), w art. 2 rozporządzenia Komisji (UE) nr 543/2013 (5) oraz w art. 2 dyrektywy 2009/72/WE.

Zastosowanie mają ponadto następujące definicje:

1) „podmiot” oznacza organ regulacyjny, inny organ krajowy, operatora systemu bądź inny podmiot publiczny lub prywatny wyznaczony na podstawie przepisów krajowych;

2) „obszar synchroniczny” oznacza obszar objęty działalnością wzajemnie połączonych synchronicznie OSP, taki jak obszary synchroniczne Europy kontynentalnej, Wielkiej Brytanii, Irlandii/Irlandii Północnej i nordycki oraz systemy energetyczne Litwy, Łotwy i Estonii, zwane razem „obszarem bałtyckim”, które wchodzą w skład większego obszaru synchronicznego;

3) „napięcie” oznacza różnicę potencjału elektrycznego pomiędzy dwoma punktami, mierzoną jako średnia kwadratowa wartość napięć międzyfazowych kolejności zgodnej przy częstotliwości podstawowej;

4) „moc pozorna” oznacza iloczyn napięcia i prądu przy częstotliwości podstawowej oraz – w przypadku systemów trójfazowych – pierwiastka kwadratowego z trzech, wyrażany zazwyczaj w kilowoltoamperach („kVA”) lub megawoltoamperach („MVA”);

5) „moduł wytwarzania energii” oznacza synchroniczny moduł wytwarzania energii albo moduł parku energii;

6) „zakład wytwarzania energii” oznacza zakład, który przekształca energię pierwotną w energię elektryczną i który składa się z jednego modułu wytwarzania energii lub z większej liczby modułów wytwarzania energii przyłączonych do sieci w co najmniej jednym punkcie przyłączenia;

7) „właściciel zakładu wytwarzania energii” oznacza osobę fizyczną lub osobę prawną będącą właścicielem zakładu wytwarzania energii;

8) „podstawowa instalacja wytwórcza” oznacza co najmniej jedno główne urządzenie konieczne do przetworzenia źródła energii pierwotnej na energię elektryczną;

9) „synchroniczny moduł wytwarzania energii” oznacza niepodzielny zestaw instalacji, który może wytwarzać energię elektryczną w taki sposób, że częstotliwość generowanego napięcia, prędkość wirowania generatora oraz częstotliwość napięcia sieciowego pozostają w stałej proporcji i są tym samym zsynchronizowane;

10) „dokument modułu wytwarzania energii” („PGMD”) oznacza dokument przedstawiany przez właściciela zakładu wytwarzania energii właściwemu operatorowi systemu w odniesieniu do modułu wytwarzania energii typu B lub C, potwierdzający, że wykazana została zgodność modułu wytwarzania energii z kryteriami technicznymi określonymi w niniejszym rozporządzeniu, a także dostarczający niezbędnych danych i poświadczeń, w tym poświadczenia zgodności;

11) „właściwy OSP” oznacza operatora systemu przesyłowego, na którego obszarze regulacyjnym moduł wytwarzania energii, instalacja odbiorcza, system dystrybucyjny lub system HVDC jest lub zostanie przyłączony(-a) do sieci pod dowolnym poziomem napięcia;

12) „sieć” oznacza obiekty i urządzenia połączone razem w celu przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej;

13) „właściwy operator systemu” oznacza operatora systemu przesyłowego lub operatora systemu dystrybucyjnego, do którego systemu jest lub zostanie przyłączony(-a) moduł wytwarzania energii, instalacja odbiorcza, system dystrybucyjny lub system HVDC;

14) „umowa przyłączeniowa” oznacza umowę między właściwym operatorem systemu a właścicielem zakładu wytwarzania energii, właścicielem instalacji odbiorczej, operatorem systemu dystrybucyjnego lub właścicielem systemu HVDC, która obejmuje odpowiednie i szczegółowe wymogi techniczne dotyczące zakładu wytwarzania energii, instalacji odbiorczej, systemu dystrybucyjnego, przyłączenia systemu dystrybucyjnego lub systemu HVDC;

15) „punkt przyłączenia” oznacza miejsce, w którym moduł wytwarzania energii, instalacja odbiorcza, system dystrybucyjny lub system HVDC jest przyłączony(-a) do systemu przesyłowego, sieci morskiej, systemu dystrybucyjnego, w tym zamkniętego systemu dystrybucyjnego, lub systemu HVDC, jak określono w umowie przyłączeniowej;

16) „moc maksymalna” („Pmax”) oznacza maksymalną wartość mocy czynnej, którą moduł wytwarzania energii jest w stanie generować w sposób ciągły, pomniejszoną o każde zapotrzebowanie związane wyłącznie z pracą tego modułu wytwarzania energii i niewprowadzane do sieci, jak określono w umowie przyłączeniowej lub jak uzgodnili właściwy operator systemu i właściciel zakładu wytwarzania energii;

17) „moduł parku energii” („PPM”) oznacza jednostkę lub zestaw jednostek wytwarzających energię elektryczną, która(-y) jest przyłączona(-y) do sieci w sposób niesynchroniczny lub poprzez układy energoelektroniki, i która(-y) ma również jeden punkt przyłączenia do systemu przesyłowego, systemu dystrybucyjnego, w tym zamkniętego systemu dystrybucyjnego, lub systemu HVDC;

18) „morski moduł parku energii” oznacza moduł parku energii umiejscowiony na morzu i mający punkt przyłączenia na morzu;

19) „synchroniczna praca kompensatorowa” oznacza pracę prądnicy bez źródła napędu w celu dynamicznej regulacji napięcia poprzez produkcję lub absorpcję mocy biernej;

20) „moc czynna” oznacza składową czynną mocy pozornej przy częstotliwości podstawowej, wyrażany w watach lub ich wielokrotnościach, np. w kilowatach („kW”) lub megawatach („MW”);

21) „szczytowo-pompowy” oznacza cechę jednostki wodnej, w której woda może być podnoszona za pomocą pomp i przechowywana na potrzeby wykorzystania do wytwarzania energii elektrycznej;

22) „częstotliwość” oznacza wyrażaną w hercach częstotliwość elektryczną systemu, która jest utrzymywana we wszystkich częściach obszaru synchronicznego przy założeniu spójnej wartości dla systemu w przedziale czasowym rzędu sekund, przy jedynie nieznacznych różnicach między poszczególnymi lokalizacjami pomiarów. Jej wartość znamionowa wynosi 50 Hz;

23) „statyzm” oznacza wyrażany w procentach współczynnik quasi-stacjonarnego odchylenia częstotliwości do wynikającej z tego odchylenia zmiany generowanej mocy czynnej w stanie ustalonym. Zmianę częstotliwości wyraża się jako stosunek do częstotliwości znamionowej, a zmianę mocy czynnej jako stosunek do mocy maksymalnej lub rzeczywistej mocy czynnej w momencie wystąpienia tego odchylenia;

24) „minimalny poziom regulacji” oznacza minimalną wartość mocy czynnej, jaką określono w umowie przyłączeniowej lub jaką uzgodnili właściwy operator systemu i właściciel zakładu wytwarzania energii, do której można regulować moc czynną;

25) „nastawa” oznacza wartość docelową dla każdego parametru stosowanego zazwyczaj w systemach regulacji;

26) „polecenie” oznacza dowolną dyspozycję wydawaną przez operatora systemu, w ramach jego uprawnień, właścicielowi zakładu wytwarzania energii, właścicielowi instalacji odbiorczej, operatorowi systemu dystrybucyjnego lub właścicielowi systemu HVDC w celu wykonania danej czynności;

27) „wyłączone zwarcie” oznacza zwarcie, które zostaje pomyślnie usunięte według kryteriów planowania operatora systemu;

28) „moc bierna” oznacza składową bierną mocy pozornej przy częstotliwości podstawowej, wyrażany zazwyczaj w kilowarach („kVAr”) lub megawarach („MVAr”);

29) „pozostanie w pracy podczas zwarcia” oznacza zdolność urządzenia elektrycznego do utrzymania się w pracy w sieci i działania w okresach niskiego napięcia w punkcie przyłączenia spowodowanych występującymi zwarciami;

30) „prądnica” oznacza urządzenie przetwarzające energię mechaniczną na energię elektryczną za pomocą wirującego pola magnetycznego;

31) „prąd” oznacza przepływ ładunku elektrycznego, mierzony jako średnia kwadratowa wartość prądu kolejności zgodnej przy częstotliwości podstawowej;

32) „stojan” oznacza część maszyny wirującej, która obejmuje stacjonarne części magnetyczne z ich odpowiednim uzwojeniem;

33) „inercja” oznacza właściwość wirującego ciała sztywnego, np. wirnika prądnicy, dzięki której utrzymuje ono swój stan jednolitego ruchu obrotowego i moment kątowy, o ile nie zostanie przyłożony zewnętrzny moment obrotowy;

34) „inercja syntetyczna” oznacza zdolność modułu parku energii lub systemu HVDC do imitowania efektu inercji synchronicznego modułu wytwarzania energii do określonego poziomu działania;

35) „regulacja częstotliwości” oznacza zdolność modułu wytwarzania energii lub systemu HVDC do regulacji generowanej mocy czynnej w odpowiedzi na zmierzone odchylenie częstotliwości systemu od nastawy w celu utrzymania stabilnej częstotliwości systemu;

36) „tryb FSM” oznacza tryb pracy modułu wytwarzania energii lub systemu HVDC, w którym generowana moc czynna zmienia się w zależności od zmian częstotliwości systemu w sposób wspomagający przywrócenie częstotliwości docelowej;

37) „tryb LFSM-O” oznacza tryb pracy modułu wytwarzania energii lub systemu HVDC, w którym generowana moc czynna zmniejsza się w odpowiedzi na wzrost częstotliwości systemu powyżej określonej wartości;

38) „tryb LFSM-U” oznacza tryb pracy modułu wytwarzania energii lub systemu HVDC, w którym generowana moc czynna zwiększa się w następstwie spadku częstotliwości systemu poniżej określonej wartości;

39) „strefa nieczułości odpowiedzi częstotliwościowej” oznacza stosowany celowo przedział częstotliwości, aby dezaktywować działanie regulacji częstotliwości w tym przedziale;

40) „niewrażliwość odpowiedzi częstotliwościowej” oznacza nieodłączną cechę systemu regulacji określoną jako minimalna wielkość zmiany częstotliwości lub sygnału wejściowego, która powoduje zmianę generowanej mocy lub sygnału wyjściowego;

41) „wykres zdolności P-Q” oznacza wykres przedstawiający zdolność do generacji mocy biernej modułu wytwarzania energii w funkcji zmieniającej się mocy czynnej w punkcie przyłączenia;

42) „stabilność w stanie ustalonym” oznacza zdolność sieciowego lub synchronicznego modułu wytwarzania energii do przywrócenia i utrzymania stabilnej pracy w następstwie niewielkiego zakłócenia;

43) „praca wyspowa” oznacza niezależną pracę całej sieci lub części sieci, która jest oddzielona po odłączeniu od systemu wzajemnie połączonego, mającej co najmniej jeden moduł wytwarzania energii lub system HVDC zasilający taką sieć i regulujące częstotliwość i napięcie;

44) „praca na potrzeby własne” oznacza pracę zapewniającą zdolność zakładów wytwarzania energii do dalszego zasilania odbiorów własnych w przypadku awarii sieci skutkujących odłączeniem modułów wytwarzania energii od sieci i ich przełączeniem na zasilanie potrzeb własnych;

45) „zdolność do rozruchu autonomicznego” oznacza zdolność modułu wytwarzania energii do uruchomienia ze stanu całkowitego wyłączenia za pomocą specjalnie przeznaczonego do tego celu źródła zasilania pomocniczego przy braku zasilania energią elektryczną spoza zakładu wytwarzania energii;

46) „upoważniony podmiot certyfikujący” oznacza podmiot, który wydaje certyfikaty sprzętu i dokumenty modułu wytwarzania energii i który otrzymał akredytację od krajowej jednostki stowarzyszonej w ramach Europejskiej Współpracy w Dziedzinie Akredytacji, ustanowionej zgodnie z rozporządzeniem Parlamentu Europejskiego i Rady (WE) nr 765/2008 (6);

47) „certyfikat sprzętu” oznacza dokument wydawany przez upoważniony podmiot certyfikujący dla sprzętu używanego w module wytwarzania energii, jednostce odbiorczej, systemie dystrybucyjnym, instalacji odbiorczej lub systemie HVDC. W certyfikacie sprzętu określa się zakres jego ważności na poziomie krajowym lub na innym poziomie, na którym wybiera się określoną wartość z zakresu dopuszczonego na poziomie europejskim. W celu zastąpienia określonych części procesu weryfikacji spełnienia wymogów certyfikat sprzętu może uwzględniać modele potwierdzone rzeczywistymi wynikami testów;

48) „układ regulacji wzbudzenia” oznacza układ regulacji ze sprzężeniem zwrotnym, który obejmuje maszynę synchroniczną i jej układ wzbudzenia;

49) „profil U-Q/Pmax” oznacza profil przedstawiający zdolność do generacji mocy biernej modułu wytwarzania energii lub stacji przekształtnikowej HVDC w funkcji zmieniającego się napięcia w punkcie przyłączenia;

50) „minimalny poziom mocy do stabilnej pracy” oznacza minimalną wartość mocy czynnej, jak określono w umowie przyłączeniowej lub jak uzgodnili właściwy operator systemu i właściciel zakładu wytwarzania energii, przy której moduł wytwarzania energii może pracować w stabilny sposób przez nieograniczony czas;

51) „ogranicznik maksymalnego prądu wzbudzenia” oznacza urządzenie regulujące w automatycznym regulatorze napięcia, które zapobiega przeciążeniu wirnika prądnicy poprzez ograniczenie prądu wzbudzenia;

52) „ogranicznik niedowzbudzenia” oznacza urządzenie regulujące w automatycznym regulatorze napięcia, które zapobiega utracie przez prądnicę synchronizmu spowodowanej brakiem wzbudzenia;

53) „automatyczny regulator napięcia” („AVR”) oznacza działające w sposób ciągły automatyczne urządzenie regulujące napięcie na zaciskach synchronicznego modułu wytwarzania energii poprzez porównanie rzeczywistego napięcia na zaciskach z wartością odniesienia oraz regulujące moc wyjściową układu regulacji wzbudzenia;

54) „stabilizator systemu elektroenergetycznego” („PSS”) oznacza dodatkową funkcję AVR synchronicznego modułu wytwarzania energii, której celem jest tłumienie oscylacji mocy;

55) „szybki prąd zwarciowy” oznacza prąd wprowadzany przez moduł parku energii lub system HVDC w trakcie odchylenia napięcia lub po nim, które jest skutkiem zwarcia, w celu identyfikacji takiego zwarcia przez systemy zabezpieczeń sieci w jego wstępnej fazie, wspierania utrzymania napięcia systemu w późniejszej fazie zwarcia i przywrócenia napięcia systemu po usunięciu zwarcia;

56) „współczynnik mocy” oznacza współczynnik bezwzględnej wartości mocy czynnej do mocy pozornej;

57) „zbocze” oznacza stosunek zmiany napięcia, na podstawie napięcia referencyjnego 1 dla jednostek względnych (pu), do zmiany wejściowej wartości mocy biernej od poziomu zerowego do poziomu maksymalnej wartości mocy biernej, określonego na podstawie maksymalnej wartości mocy biernej;

58) „morski system przyłączenia do sieci” oznacza kompletne połączenie międzysystemowe między morskim punktem przyłączenia i systemem lądowym w punkcie połączenia międzysystemowego sieci lądowej;

59) „punkt połączenia międzysystemowego sieci lądowej” oznacza punkt, w którym morski system przyłączenia do sieci jest przyłączony do sieci lądowej właściwego operatora systemu;

60) „dokument instalacji” oznacza dokument o prostej strukturze, zawierający informacje o module wytwarzania energii typu A lub jednostce odbiorczej, dostosowanych do zmiany zapotrzebowania, przyłączonych pod napięciem mniejszym niż 1 000 V, potwierdzający jego/jej zgodność z odpowiednimi wymogami;

61) „poświadczenie zgodności” oznacza dokument dostarczany operatorowi systemu przez właściciela zakładu wytwarzania energii, właściciela instalacji odbiorczej, operatora systemu dystrybucyjnego lub właściciela systemu HVDC, określający aktualny stan w zakresie zgodności z odpowiednimi specyfikacjami i wymogami;

62) „ostateczne pozwolenie na użytkowanie” („FON”) oznacza pozwolenie wydawane przez właściwego operatora systemu dla właściciela zakładu wytwarzania energii, właściciela instalacji odbiorczej, operatora systemu dystrybucyjnego lub właściciela systemu HVDC spełniającego odpowiednie specyfikacje i wymogi, które zezwala im na eksploatację, odpowiednio, modułu wytwarzania energii, instalacji odbiorczej, systemu dystrybucyjnego lub systemu HVDC poprzez wykorzystanie przyłączenia do sieci;

63) „pozwolenie na podanie napięcia” („EON”) oznacza pozwolenie wydawane przez właściwego operatora systemu dla właściciela zakładu wytwarzania energii, właściciela instalacji odbiorczej, operatora systemu dystrybucyjnego lub właściciela systemu HVDC przed podaniem napięcia na jego sieć wewnętrzną;

64) „tymczasowe pozwolenie na użytkowanie” („ION”) oznacza pozwolenie wydawane przez właściwego operatora systemu dla właściciela zakładu wytwarzania energii, właściciela instalacji odbiorczej, operatora systemu dystrybucyjnego lub właściciela systemu HVDC, które zezwala im na eksploatację, odpowiednio, modułu wytwarzania energii, instalacji odbiorczej, systemu dystrybucyjnego lub systemu HVDC poprzez wykorzystanie przyłączenia do sieci przez ograniczony czas, a także na rozpoczęcie testów zgodności w celu zapewnienia zgodności z odpowiednimi specyfikacjami i wymogami;

65) „ograniczone pozwolenie na użytkowanie” („LON”) oznacza pozwolenie wydawane przez właściwego operatora systemu dla właściciela zakładu wytwarzania energii, właściciela instalacji odbiorczej, operatora systemu dystrybucyjnego lub właściciela systemu HVDC, którzy wcześniej uzyskali status FON, ale u których tymczasowo występuje poważna modyfikacja lub utrata zdolności skutkująca brakiem zgodności ze specyfikacjami i wymogami.

Artykuł 3

Zakres stosowania

1. Wymogi dotyczące przyłączenia określone w niniejszym rozporządzeniu stosuje się do nowych modułów wytwarzania energii uznanych za istotne zgodnie z art. 5, chyba że postanowiono inaczej.

Właściwy operator systemu odmawia przyłączenia modułu wytwarzania energii, który nie spełnia wymogów określonych w niniejszym rozporządzeniu i który nie jest objęty odstępstwem przyznanym przez organ regulacyjny lub inny organ właściwy w danym państwie członkowskim, zgodnie z art. 60. Właściwy operator systemu powiadamia o przedmiotowej odmowie właściciela zakładu wytwarzania energii oraz, o ile organ regulacyjny nie określił inaczej, organ regulacyjny w formie pisemnego uzasadnionego oświadczenia.

2. Niniejsze rozporządzenie nie ma zastosowania do:

a) modułów wytwarzania energii przyłączonych do systemu przesyłowego i systemów dystrybucyjnych ani do części systemu przesyłowego ani do systemów dystrybucyjnych wysp stanowiących części państw członkowskich, których systemy nie pracują synchronicznie z obszarem synchronicznym Europy kontynentalnej, obszarem synchronicznym Wielkiej Brytanii, nordyckim obszarem synchronicznym, obszarem synchronicznym Irlandii i Irlandii Północnej lub bałtyckim obszarem synchronicznym;

b) modułów wytwarzania energii, które zostały zainstalowane w celu zapewniania zasilania rezerwowego i pracują równolegle z systemem przez mniej niż pięć minut w miesiącu kalendarzowym, gdy system znajduje się w stanie normalnym. Pracy równoległej w trakcie konserwacji lub testów rozruchowych danego modułu wytwarzania energii nie zalicza się na poczet limitu pięciu minut;

c) modułów wytwarzania energii, które nie mają stałego punktu przyłączenia i są używane przez operatorów systemów do tymczasowego zapewniania mocy, gdy normalna moc systemu jest częściowo lub całkowicie niedostępna;

d) urządzeń magazynowania, z wyjątkiem szczytowo-pompowych modułów wytwarzania energii zgodnie z art. 6 ust. 2.

Artykuł 4

Zastosowanie do istniejących modułów wytwarzania energii

1. Istniejące moduły wytwarzania energii nie podlegają wymogom określonym w niniejszym rozporządzeniu, z wyjątkiem przypadków gdy:

a) moduł wytwarzania energii typu C lub D został zmodyfikowany w takim stopniu, że jego umowa przyłączeniowa musi zostać zmieniona w znacznym stopniu zgodnie z następującą procedurą: (i) właściciele zakładów wytwarzania energii, którzy zamierzają przeprowadzić modernizację obiektu lub wymianę urządzeń, co ma wpływ na zdolności techniczne modułu wytwarzania energii, zgłaszają z wyprzedzeniem swoje plany do właściwego operatora systemu; (ii) jeżeli właściwy operator systemu jest zdania, że zakres modernizacji lub wymiany urządzeń jest taki, że konieczna jest nowa umowa przyłączeniowa, wówczas powiadamia właściwy organ regulacyjny lub, w stosownych przypadkach, państwo członkowskie; oraz (iii) właściwy organ regulacyjny lub, w stosownych przypadkach, państwo członkowskie decyduje o tym, czy konieczna jest zmiana obowiązującej umowy przyłączeniowej, czy też potrzebna jest nowa umowa przyłączeniowa oraz które wymogi niniejszego rozporządzenia mają zastosowanie; lub

b) organ regulacyjny lub, w stosownych przypadkach, państwo członkowskie postanawia objąć istniejący moduł wytwarzania energii wszystkimi lub niektórymi wymogami niniejszego rozporządzenia na wniosek właściwego OSP, zgodnie z ust. 3, 4 i 5.

2. Na potrzeby niniejszego rozporządzenia moduł wytwarzania energii uznaje się za istniejący, jeżeli:

a) jest już przyłączony do sieci w dniu wejścia w życie niniejszego rozporządzenia; lub

b) właściciel zakładu wytwarzania energii zawarł ostateczną i wiążącą umowę zakupu podstawowej instalacji wytwórczej w terminie do dwóch lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia. Właściciel zakładu wytwarzania energii musi powiadomić o zawarciu umowy właściwego operatora systemu i właściwego OSP w terminie 30 miesięcy od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia.

W powiadomieniu przekazywanym właściwemu operatorowi systemu i właściwemu OSP przez właściciela zakładu wytwarzania energii podaje się co najmniej tytuł umowy, datę jej podpisania i datę wejścia w życie oraz specyfikację podstawowej instalacji wytwórczej, która ma zostać zbudowana, zmontowana lub zakupiona.

Państwo członkowskie może postanowić, że w określonych okolicznościach organ regulacyjny może ustalić, czy moduł wytwarzania energii należy uznać za istniejący moduł wytwarzania energii czy za nowy moduł wytwarzania energii.

3. Po przeprowadzeniu konsultacji publicznych zgodnie z art. 10 oraz w celu uwzględnienia istotnych zmian okoliczności faktycznych, takich jak zmiany wymogów systemowych, z uwzględnieniem wzrostu udziału odnawialnych źródeł energii, inteligentnych sieci, wytwarzania rozproszonego, reagowania na zapotrzebowanie, właściwy OSP może zaproponować danemu organowi regulacyjnemu lub, w stosownych przypadkach, państwu członkowskiemu rozszerzenie zakresu stosowania niniejszego rozporządzenia na istniejące moduły wytwarzania energii.

W tym celu przeprowadza się, zgodnie z art. 38 i 39, rzetelną i przejrzystą ilościową analizę kosztów i korzyści. W analizie tej określa się:

a) koszty zapewnienia zgodności z wymogami niniejszego rozporządzenia w odniesieniu do istniejących modułów wytwarzania energii;

b) korzyści społeczno-ekonomiczne wynikające ze stosowania wymogów określonych w niniejszym rozporządzeniu; oraz

c) potencjał środków alternatywnych w zakresie osiągnięcia wymaganych osiągów.

4. Przed wykonaniem ilościowej analizy kosztów i korzyści, o której mowa w ust. 3, właściwy OSP musi:

a) przeprowadzić wstępne jakościowe porównanie kosztów i korzyści;

b) uzyskać zgodę od właściwego organu regulacyjnego lub, w stosownych przypadkach, od państwa członkowskiego.

5. Właściwy organ regulacyjny lub, w stosownych przypadkach, państwo członkowskie podejmuje decyzję w sprawie rozszerzenia zakresu stosowania niniejszego rozporządzenia na istniejące moduły wytwarzania energii w terminie sześciu miesięcy od otrzymania sprawozdania i zalecenia właściwego OSP, zgodnie z art. 38 ust. 4. Decyzja organu regulacyjnego lub, w stosownych przypadkach, państwa członkowskiego musi zostać opublikowana.

6. Właściwy OSP uwzględnia uzasadnione oczekiwania właścicieli zakładów wytwarzania energii w ramach oceny zastosowania niniejszego rozporządzenia do istniejących modułów wytwarzania energii.

7. Właściwy OSP może dokonywać oceny stosowania niektórych lub wszystkich przepisów niniejszego rozporządzenia do istniejących modułów wytwarzania energii co trzy lata zgodnie z kryteriami i procedurą określonymi w ust. 3–5.

Artykuł 5

Ustalenie istotności

1. Moduły wytwarzania energii muszą spełniać wymogi określone w oparciu o poziom napięcia ich punktu przyłączenia oraz ich moc maksymalną zgodnie z kategoriami określonymi w ust. 2.

2. Za istotne uznaje się moduły wytwarzania energii należące do poniższych kategorii:

a) punkt przyłączenia o napięciu niższym niż 110 kV i mocy maksymalnej 0,8 kW lub powyżej (typ A);

b) punkt przyłączenia o napięciu niższym niż 110 kV i mocy maksymalnej na poziomie lub powyżej progu proponowanego przez każdego właściwego OSP zgodnie z procedurą określoną w ust. 3 (typ B). Wspomniany próg nie może przekraczać podanych w tabeli 1 wartości granicznych dla modułów wytwarzania energii typu B;

c) punkt przyłączenia o napięciu niższym niż 110 kV i mocy maksymalnej na poziomie lub powyżej progu określonego przez każdego właściwego OSP zgodnie z ust. 3 (typ C). Wspomniany próg nie może przekraczać podanych w tabeli 1 wartości granicznych dla modułów wytwarzania energii typu C; lub

d) punkt przyłączenia o napięciu wynoszącym co najmniej 110 kV (typ D). Moduł wytwarzania energii zalicza się także do typu D, jeżeli punkt przyłączenia ma napięcie poniżej 110 kV i moc maksymalną na poziomie lub powyżej progu określonego zgodnie z ust. 3. Wspomniany próg nie może przekraczać podanej w tabeli 1 wartości granicznej dla modułów wytwarzania energii typu D. Tabela 1 Wartości graniczne progów dla modułów wytwarzania energii typu B, C i D Obszary synchroniczne Wartość graniczna progu mocy maksymalnej, począwszy od którego moduł wytwarzania energii zalicza się do typu B Wartość graniczna progu mocy maksymalnej, począwszy od którego moduł wytwarzania energii zalicza się do typu C Wartość graniczna progu mocy maksymalnej, począwszy od którego moduł wytwarzania energii zalicza się do typu D Europa kontynentalna 1 MW 50 MW 75 MW Wielka Brytania 1 MW 50 MW 75 MW Nordycki 1,5 MW 10 MW 30 MW Irlandia i Irlandia Północna 0,1 MW 5 MW 10 MW Bałtycki 0,5 MW 10 MW 15 MW

3. Propozycje maksymalnych progów mocy dla modułów wytwarzania energii typu B, C i D podlegają zatwierdzeniu przez właściwy organ regulacyjny lub, w stosownych przypadkach, przez państwo członkowskie. Opracowując propozycje, właściwy OSP współpracuje z sąsiednimi OSP i OSD oraz przeprowadza konsultacje publiczne zgodnie z art. 10. Właściwy OSP nie może przedstawić propozycji dotyczącej zmiany progów wcześniej niż trzy lata od przedstawienia poprzedniej propozycji.

4. Właściciele zakładów wytwarzania energii muszą wspomagać ten proces i zapewniać dane, o które zwraca się właściwy OSP.

5. Jeżeli w wyniku modyfikacji progów moduł wytwarzania energii kwalifikuje się do innego typu, stosuje się procedurę dotyczącą istniejących modułów wytwarzania energii ustanowioną w art. 4 ust. 3 przed wprowadzeniem obowiązku zgodności z wymogami dotyczącymi nowego typu.

Artykuł 6

Zastosowanie do modułów wytwarzania energii, szczytowo-pompowych modułów wytwarzania energii, elektrociepłowni oraz zakładów przemysłowych

1. Morskie moduły wytwarzania energii przyłączone do systemu wzajemnie połączonego muszą spełniać wymogi dotyczące lądowych modułów wytwarzania energii, chyba że wymogi zostały zmienione w tym celu przez właściwego operatora systemu lub moduły parku energii zostały przyłączone za pomocą połączenia wysokiego napięcia prądu stałego lub sieci, której częstotliwość nie jest zsynchronizowana z częstotliwością głównego systemu wzajemnie połączonego (np. za pomocą systemu przekształtnikowego back-to-back).

2. Szczytowo-pompowe moduły wytwarzania energii muszą spełniać wszystkie stosowne wymogi zarówno w trybie generacji, jak i w trybie pompowania. Synchroniczna praca kompensatorowa szczytowo-pompowych modułów wytwarzania energii nie może być ograniczona w czasie budową techniczną modułów wytwarzania energii. Szczytowo-pompowe moduły wytwarzania energii z regulacją obrotów muszą spełniać wymogi dotyczące synchronicznych modułów wytwarzania prądu, jak również wymogi określone w art. 20 ust. 2 lit. b), jeżeli należą do typu B, C lub D.

3. W odniesieniu do modułów wytwarzania energii wchodzących w skład sieci zakładów przemysłowych właściciele zakładów wytwarzania energii, operatorzy systemów zakładów przemysłowych i właściwi operatorzy systemów, których sieć jest połączona z siecią zakładu przemysłowego, mają prawo do wyrażenia zgody na warunki odłączania od sieci właściwego operatora systemu takich modułów wytwarzania energii wraz z krytycznymi odbiorami, które gwarantują bezpieczeństwo procesów produkcyjnych. Wykonywanie tego prawa musi być uzgodnione z właściwym OSP.

4. Z wyjątkiem wymogów określonych w art. 13 ust. 2 i 4 lub gdy określono inaczej w przepisach krajowych, wymogi niniejszego rozporządzenia odnoszące się do zdolności do utrzymania stałej generowanej mocy czynnej lub regulowania generowanej mocy czynnej nie mają zastosowania do modułów wytwarzania energii elektrociepłowni wchodzących w skład sieci zakładów przemysłowych, w przypadku gdy spełniono wszystkie poniższe kryteria:

a) głównym zadaniem tych zakładów jest wytwarzanie energii cieplnej na potrzeby procesów produkcyjnych danego zakładu przemysłowego;

b) wytwarzanie ciepła i prądu jest ze sobą nierozerwalnie związane, tzn. jakakolwiek zmiana wytwarzania ciepła powoduje w sposób niezamierzony zmianę wytwarzania mocy czynnej i odwrotnie;

c) moduły wytwarzania energii należą do typu A, B lub C, lub, w przypadku nordyckiego obszaru synchronicznego, do typu D, zgodnie z art. 5 ust. 2 lit. a)–c).

5. Elektrociepłownie ocenia się na podstawie ich maksymalnej mocy elektrycznej.

Artykuł 7

Aspekty regulacyjne

1. Wymogi ogólnego stosowania, które zostaną ustanowione przez właściwych operatorów systemów lub OSP na podstawie przepisów niniejszego rozporządzenia, podlegają zatwierdzeniu przez podmiot wyznaczony przez państwo członkowskie i są publikowane. Podmiotem wyznaczonym jest organ regulacyjny, chyba że państwo członkowskie postanowi inaczej.

2. Państwa członkowskie mogą wprowadzić obowiązek zatwierdzania przez wyznaczony podmiot szczegółowych wymogów dotyczących konkretnych zakładów, które to wymogi są określane przez właściwych operatorów systemów lub OSP na podstawie przepisów niniejszego rozporządzenia.

3. Stosując niniejsze rozporządzenie, państwa członkowskie, właściwe podmioty oraz operatorzy systemów:

a) stosują zasady proporcjonalności i niedyskryminacji;

b) zapewniają przejrzystość;

c) stosują zasadę równowagi pomiędzy najwyższą całkowitą sprawnością i najniższymi kosztami ogólnymi dla wszystkich zainteresowanych stron;

d) respektują powierzoną właściwemu OSP odpowiedzialność w celu zapewnienia bezpieczeństwa systemu, z uwzględnieniem wymogów prawa krajowego;

e) konsultują się z właściwymi OSD i uwzględniają potencjalne skutki dla ich systemów;

f) uwzględniają uzgodnione normy europejskie i specyfikacje techniczne.

4. W terminie dwóch lat od wejścia w życie niniejszego rozporządzenia właściwy operator systemu lub OSP przedstawia do zatwierdzenia przez właściwy podmiot propozycję wymogów ogólnego stosowania lub metod stosowanych do obliczania lub ustanawiania takich wymogów.

5. W przypadku gdy w niniejszym rozporządzeniu zobowiązano właściwego operatora systemu, właściwego OSP, właściciela zakładu wytwarzania energii lub operatora systemu dystrybucyjnego do osiągnięcia porozumienia, muszą oni dokładać starań, aby spełnić ten obowiązek w terminie sześciu miesięcy od przedłożenia przez jedną ze stron pierwszej propozycji pozostałym stronom. Jeżeli w powyższym terminie nie osiągnięto porozumienia, każda strona może zwrócić się do właściwego organu regulacyjnego z wnioskiem o wydanie decyzji w terminie sześciu miesięcy.

6. Właściwe podmioty podejmują decyzje w sprawie propozycji wymogów lub metod w terminie sześciu miesięcy od otrzymania tych propozycji.

7. Jeżeli właściwy operator systemu lub OSP uzna za konieczną zmianę wymogów lub metod przewidzianych i zatwierdzonych na podstawie ust. 1 i 2, do proponowanej zmiany mają zastosowanie wymogi przewidziane w ust. 3–8. Operatorzy systemów i OSP proponujący zmianę muszą uwzględniać uzasadnione oczekiwania, jeżeli takie występują, ze strony właścicieli zakładów wytwarzania energii, producentów urządzeń oraz innych zainteresowanych stron oparte na pierwotnie określonych i uzgodnionych wymogach lub metodach.

8. Każda strona wnosząca skargę przeciwko właściwemu operatorowi systemu lub OSP, dotyczącą obowiązków danego właściwego operatora systemu lub OSP wynikających z niniejszego rozporządzenia, może skierować taką skargę do organu regulacyjnego, który, działając jako organ rozjemczy, wydaje decyzję w terminie dwóch miesięcy od otrzymania skargi. Termin ten można przedłużyć o dwa miesiące, w przypadku gdy organ regulacyjny zażąda dodatkowych informacji. Przedłużony termin można dodatkowo przedłużyć za zgodą strony wnoszącej skargę. Decyzja organu regulacyjnego jest wiążąca, o ile i dopóki nie zostanie uchylona w drodze odwołania.

9. W przypadku gdy wymogi na podstawie niniejszego rozporządzenia mają zostać ustanowione przez właściwego operatora systemu, który nie jest OSP, państwa członkowskie mogą postanowić, że zamiast operatora systemu za ustanowienie odpowiednich wymogów będzie odpowiedzialny OSP.

Artykuł 8

Większa liczba OSP

1. W przypadku gdy w danym państwie członkowskim występuje więcej niż jeden OSP, niniejsze rozporządzenie ma zastosowanie do wszystkich przedmiotowych OSP.

2. Państwa członkowskie mogą w ramach krajowego systemu regulacyjnego określić, że odpowiedzialność OSP za wykonanie jednego obowiązku, kilku obowiązków lub wszystkich obowiązków wynikających z niniejszego rozporządzenia zostaje powierzona jednemu konkretnemu OSP lub ich większej liczbie.

Artykuł 9

Zwrot kosztów

1. Koszty ponoszone przez operatorów systemów podlegających regulacji taryf sieciowych, wynikające z obowiązków ustanowionych w niniejszym rozporządzeniu, są oceniane przez właściwe organy regulacyjne. Koszty ocenione jako uzasadnione, efektywne i proporcjonalne są zwracane za pośrednictwem taryf sieciowych lub innych odpowiednich mechanizmów.

2. Na wniosek właściwych organów regulacyjnych operatorzy systemów, o których mowa w ust. 1, w terminie trzech miesięcy od daty otrzymania wniosku muszą udostępnić informacje niezbędne w celu ułatwienia oceny poniesionych kosztów.

Artykuł 10

Konsultacje publiczne

1. Właściwi operatorzy systemów i właściwi OSP przeprowadzają konsultacje z zainteresowanymi stronami, w tym z właściwymi organami poszczególnych państw członkowskich, w sprawie propozycji rozszerzenia zakresu stosowania niniejszego rozporządzenia na istniejące moduły wytwarzania energii zgodnie z art. 4 ust. 3, w sprawie propozycji dotyczącej progów przewidzianej w art. 5 ust. 3 i w sprawie sprawozdania przygotowywanego zgodnie z art. 38 ust. 3 oraz analizy kosztów i korzyści przeprowadzanej zgodnie z art. 63 ust. 2. Minimalny okres trwania konsultacji wynosi jeden miesiąc.

2. Właściwi operatorzy systemu lub właściwi OSP uwzględniają w należyty sposób opinie zainteresowanych stron wyrażone w ramach konsultacji przed przedłożeniem projektu propozycji dotyczącej progów, sprawozdania lub analizy kosztów i korzyści do zatwierdzenia przez organ regulacyjny lub, w stosownych przypadkach, przez państwo członkowskie. We wszystkich przypadkach jednocześnie z publikacją propozycji lub przed nią sporządza się i publikuje w sposób terminowy należyte uzasadnienie uwzględnienia lub nieuwzględnienia uwag zainteresowanych stron.

Artykuł 11

Zaangażowanie zainteresowanych stron

Agencja ds. Współpracy Organów Energetyki („Agencja”), w ścisłej współpracy z europejską siecią operatorów systemów przesyłowych energii elektrycznej („ENTSO energii elektrycznej”), organizuje zaangażowanie zainteresowanych stron w zakresie wymogów dotyczących przyłączenia do sieci zakładów wytwarzania energii i innych aspektów wdrażania niniejszego rozporządzenia. Powyższe obejmuje regularne spotkania z zainteresowanymi stronami w celu zidentyfikowania problemów i zaproponowania ulepszeń, w szczególności w odniesieniu do wymogów dotyczących przyłączenia do sieci zakładów wytwarzania energii.

Artykuł 12

Obowiązki w zakresie poufności

1. Wszelkie poufne informacje otrzymywane, wymieniane lub przekazywane na podstawie niniejszego rozporządzenia podlegają warunkom tajemnicy zawodowej ustanowionym w ust. 2, 3 i 4.

2. Obowiązek zachowania tajemnicy zawodowej ma zastosowanie do wszystkich osób, organów regulacyjnych lub podmiotów podlegających przepisom niniejszego rozporządzenia.

3. Informacje poufne uzyskane przez osoby, organy regulacyjne lub podmioty, o których mowa w ust. 2, w trakcie wykonywania ich obowiązków nie mogą zostać ujawnione żadnym innym osobom ani organom, bez uszczerbku dla przypadków objętych prawem krajowym, innymi przepisami niniejszego rozporządzenia bądź innymi mającymi zastosowanie przepisami prawa UE.

4. Bez uszczerbku dla przypadków objętych prawem krajowym lub unijnym organy regulacyjne, podmioty lub osoby, które otrzymują informacje poufne na podstawie niniejszego rozporządzenia, mogą wykorzystać je wyłącznie do celów pełnienia swoich obowiązków wynikających z niniejszego rozporządzenia.

TYTUŁ II

WYMOGI

ROZDZIAŁ 1

Wymogi ogólne

Artykuł 13

Wymogi ogólne dotyczące modułów wytwarzania energii typu A

1. Moduły wytwarzania energii typu A muszą spełniać następujące wymogi dotyczące stabilności częstotliwościowej:

a) w odniesieniu do zakresów częstotliwości: (i) moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do zachowania połączenia z siecią oraz pracy w zakresach częstotliwości i okresach określonych w tabeli 2; (ii) właściwy operator systemu, w porozumieniu z właściwym OSP, oraz właściciel zakładu wytwarzania energii mogą uzgodnić szersze zakresy częstotliwości, dłuższe minimalne czasy pracy lub szczególne wymogi dotyczące łącznych odchyleń częstotliwości i napięcia w celu zapewnienia najlepszego wykorzystania zdolności technicznych modułu wytwarzania energii, jeżeli jest to wymagane w celu utrzymania lub przywrócenia bezpieczeństwa systemu; (iii) właściciel zakładu wytwarzania energii nie może bezzasadnie odmówić zgody na zastosowanie szerszych zakresów częstotliwości lub dłuższych minimalnych czasów pracy, biorąc pod uwagę możliwości finansowe i techniczne wykonalności;

b) w odniesieniu do zdolności wytrzymania prędkości zmiany częstotliwości, moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do zachowania połączenia z siecią oraz do pracy przy prędkościach zmiany częstotliwości do wartości określonej przez właściwego OSP, chyba że odłączenie zostało spowodowane zadziałaniem zabezpieczenia dedykowanego do identyfikacji, poprzez analizę prędkości zmian częstotliwości, pracy wyspowej. Właściwy operator systemu, w porozumieniu z właściwym OSP, określa nastawy powyższego zabezpieczenia. Tabela 2 Minimalne czasy, w których moduł wytwarzania energii musi być zdolny do pracy przy różnych częstotliwościach, odbiegających od wartości znamionowej, bez odłączenia od sieci Obszar synchroniczny Zakres częstotliwości Czas pracy Europa kontynentalna 47,5 Hz–48,5 Hz określa każdy OSP, ale nie mniej niż 30 minut 48,5 Hz–49,0 Hz określa każdy OSP, ale nie mniej niż okres dla 47,5 Hz–48,5 Hz 49,0 Hz–51,0 Hz nieograniczony 51,0 Hz–51,5 Hz 30 minut Nordycki 47,5 Hz–48,5 Hz 30 minut 48,5 Hz–49,0 Hz określa każdy OSP, ale nie mniej niż 30 minut 49,0 Hz–51,0 Hz nieograniczony 51,0 Hz–51,5 Hz 30 minut Wielka Brytania 47,0 Hz–47,5 Hz 20 sekund 47,5 Hz–48,5 Hz 90 minut 48,5 Hz–49,0 Hz określa każdy OSP, ale nie mniej niż 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 Irlandia i Irlandia Północna 47,5 Hz–48,5 Hz 90 minut 48,5 Hz–49,0 Hz określa każdy OSP, ale nie mniej niż 90 minut 49,0 Hz–51,0 Hz nieograniczony 51,0 Hz–51,5 Hz 90 minut Bałtycki 47,5 Hz–48,5 Hz określa każdy OSP, ale nie mniej niż 30 minut 48,5 Hz–49,0 Hz określa każdy OSP, ale nie mniej niż okres dla 47,5 Hz–48,5 Hz 49,0 Hz–51,0 Hz nieograniczony 51,0 Hz–51,5 Hz określa każdy OSP, ale nie mniej niż 30 minut

2. W odniesieniu do trybu LFSM-O zastosowanie mają następujące zasady, określone przez właściwego OSP dla jego obszaru regulacyjnego w porozumieniu z innymi OSP z tego samego obszaru synchronicznego w celu zminimalizowania wpływu na sąsiednie obszary:

a) moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do aktywowania rezerwy mocy czynnej w odpowiedzi na wzrost częstotliwości zgodnie z rys. 1, przy progu częstotliwości i ustawieniach statyzmu określonych przez właściwego OSP;

b) zamiast zdolności, o której mowa w lit. a), właściwy OSP może zezwolić w ramach swojego obszaru regulacyjnego na automatyczne odłączanie i przyłączanie modułów wytwarzania energii typu A przy różnych poziomach częstotliwości, które w idealnej sytuacji powinny być rozłożone równomiernie, powyżej progu częstotliwości określonego przez właściwego OSP, w przypadku gdy jest w stanie wykazać wobec właściwego organu regulacyjnego, przy współpracy z właścicielami zakładów wytwarzania energii, że wywołuje to ograniczone skutki transgraniczne i umożliwia zachowanie takiego samego poziomu bezpieczeństwa pracy systemu we wszystkich stanach jego pracy;

c) próg częstotliwości musi się mieścić w zakresie 50,2 Hz–50,5 Hz;

d) ustawienia statyzmu muszą się mieścić w zakresie 2–12 %;

e) moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do aktywowania mocy w odpowiedzi na zmianę częstotliwości przy jak najkrótszej zwłoce początkowej. Jeżeli powyższa zwłoka wynosi więcej niż dwie sekundy, właściciel zakładu wytwarzania energii musi ją uzasadnić, przedstawiając właściwemu OSP uzasadnienie techniczne;

f) właściwy OSP może wymagać, aby po osiągnięciu minimalnego poziomu regulacji moduł wytwarzania energii miał zdolność do: (i) utrzymania pracy na tym poziomie; lub (ii) dodatkowego zmniejszenia generowanej mocy czynnej;

g) moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do stabilnej pracy podczas pracy w trybie LFSM-O. Kiedy tryb LFSM-O jest aktywny, nastawa LFSM-O jest nadrzędna w stosunku do wszystkich innych aktywowanych nastaw mocy czynnej. Rysunek 1 Zdolność modułów wytwarzania energii do odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej w trybie LFSM-O Pref oznacza znamionową moc czynną, z którą związane jest ΔΡ i można ją określić inaczej dla synchronicznych modułów wytwarzania energii i modułów parku energii. ΔΡ oznacza zmianę generowanej mocy czynnej modułu wytwarzania energii. fn oznacza częstotliwość znamionową (50 Hz) sieci, a Δf oznacza odchylenie częstotliwości sieci. Przy wzrostach częstotliwości, gdy wartość Δf jest powyżej wartości Δf1 moduł wytwarzania energii musi zapewniać negatywną zmianę generowanej mocy czynnej zgodnie z wartością statyzmu S2.

3. Moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do utrzymania stałej generowanej mocy na poziomie docelowej zadanej wartości mocy czynnej bez względu na zmiany w częstotliwości, z wyjątkiem przypadków, gdy generowana moc podlega zmianom określonym w kontekście, odpowiednio, ust. 2 i 4 niniejszego artykułu lub art. 15 ust. 2 lit. c) i d).

4. Właściwy OSP określa dopuszczalną redukcję mocy czynnej w stosunku do maksymalnej generowanej mocy przy zmniejszającej się częstotliwości w swoim obszarze regulacyjnym, przy czym określona przez właściwego OSP krzywa redukcji mocy musi się znajdować w granicach wyznaczonych pogrubionymi liniami na rys. 2:

a) poniżej częstotliwości 49 Hz – dopuszczalny poziom redukcji wynosi 2 % mocy maksymalnej przy częstotliwości 50 Hz, na 1 Hz spadku częstotliwości;

b) poniżej częstotliwości 49,5 Hz – dopuszczalny poziom redukcji wynosi 10 % mocy maksymalnej przy częstotliwości 50 Hz, 1 Hz spadku częstotliwości.

5. Definiując wymagania dopuszczalnej redukcji mocy czynnej, od maksymalnej mocy należy:

a) wyraźnie określić mające zastosowanie warunki otoczenia;

b) uwzględnić zdolności techniczne modułów wytwarzania energii. Rysunek 2 Maksymalny spadek zdolności do generacji mocy przy spadku częstotliwości Wykres przedstawia granice, w których właściwy OSP może określić poziom zdolności.

6. Moduł wytwarzania energii musi być wyposażony w interfejs logiczny (port wejściowy), który umożliwi zaprzestanie generacji mocy czynnej w ciągu pięciu sekund od przyjęcia polecenia w porcie wejściowym. Właściwy operator systemu ma prawo określić wymogi dla urządzeń w celu zapewnienia zdalnego sterowania obiektem.

7. Właściwy OSP określa warunki, na jakich moduł wytwarzania energii ma zdolność do automatycznego przyłączenia się do sieci. Warunki takie obejmują:

a) zakresy częstotliwości, w których automatyczne przyłączenie jest dopuszczalne, i odpowiednią zwłokę czasową; oraz

b) maksymalny dopuszczalny gradient wzrostu generowanej mocy czynnej.

Automatyczne przyłączenie jest dozwolone, chyba że właściwy operator systemu określił inaczej w porozumieniu z właściwym OSP.

Artykuł 14

Wymogi ogólne dotyczące modułów wytwarzania energii typu B

1. Moduły wytwarzania energii typu B muszą spełniać wymogi określone w art. 13, z wyjątkiem art. 13 ust. 2 lit. b).

2. Moduły wytwarzania energii typu B muszą spełniać następujące wymogi dotyczące stabilności częstotliwościowej:

a) w celu regulacji generowanej mocy czynnej moduł wytwarzania energii musi być wyposażony w interfejs (port wejściowy), aby umożliwić zmniejszenie generowanej mocy czynnej po przyjęciu polecenia w porcie wejściowym; oraz

b) właściwy operator systemu ma prawo określić wymogi dla dodatkowych urządzeń w celu umożliwienia zdalnego sterowania generowaną mocą czynną.

3. Moduły wytwarzania energii typu B muszą spełniać następujące wymogi dotyczące odporności:

a) w odniesieniu do zdolności modułów wytwarzania energii do pozostania w pracy podczas zwarcia: (i) każdy OSP określa przebieg napięcia w czasie zgodnie z rys. 3 w punkcie przyłączenia w warunkach zakłóceniowych, który opisuje warunki, w jakich moduł wytwarzania energii ma zdolność do zachowania połączenia z siecią i utrzymania stabilnej pracy po zakłóceniu systemu przez wyłączone zwarcia w systemie przesyłowym; (ii) przebieg napięcia w czasie musi wyrażać dolną wartość graniczną rzeczywistego przebiegu napięcia międzyfazowego na poziomie napięcia w sieci w punkcie przyłączenia w trakcie zwarcia symetrycznego, jako funkcję czasu przed zwarciem, w trakcie zwarcia i po zwarciu; (iii) dolną wartość graniczną, o której mowa w ppkt (ii), określa właściwy OSP przy użyciu parametrów określonych na rys. 3 w zakresach określonych w tabelach 3.1 i 3.2; (iv) każdy OSP określa i podaje do publicznej wiadomości warunki przedzakłóceniowe i pozakłóceniowe odnośnie do zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia w zakresie: — obliczenia minimalnej przedzakłóceniowej mocy zwarciowej przed zwarciem w punkcie przyłączenia, — punktu pracy przedzakłóceniowej mocy czynnej i biernej modułu wytwarzania energii w punkcie przyłączenia i napięcia w punkcie przyłączenia oraz — obliczenia minimalnej pozakłóceniowej mocy zwarciowej w punkcie przyłączenia; (v) na wniosek właściciela zakładu wytwarzania energii właściwy operator systemu podaje warunki przedzakłóceniowe i pozakłóceniowe odnośnie do zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia będące wynikiem obliczeń w punkcie przyłączenia, jak określono w ppkt (iv), dotyczących: — minimalnej przedzakłóceniowej mocy zwarciowej w każdym punkcie przyłączenia, wyrażonej w MVA, — przedzakłóceniowego punktu pracy modułu wytwarzania energii wyrażonego jako generowana moc czynna i generowana moc bierna w punkcie przyłączenia oraz jako napięcie w punkcie przyłączenia oraz — minimalnej pozakłóceniowej mocy zwarciowej w każdym punkcie przyłączenia, wyrażonej w MVA. Właściwy operator systemu może ewentualnie podać ogólne wartości uzyskane na podstawie typowych przypadków. Rysunek 3 Profil pozostawania w pracy podczas zwarcia dla modułu wytwarzania energii Wykres przedstawia dolną wartość graniczną przebiegu napięcia w czasie w punkcie przyłączenia, wyrażoną jako stosunek rzeczywistej wartości i napięcia referencyjnego 1 pu przed zwarciem, w trakcie zwarcia oraz po zwarciu. Uret oznacza napięcie utrzymane w punkcie przyłączenia w trakcie zwarcia, tclear oznacza moment usunięcia zwarcia. Urec1, Urec2, trec1, trec2 i trec3 określają pewne punkty dolnych wartości granicznych powrotu napięcia po usunięciu zwarcia. Tabela 3.1 Parametry dotyczące rys. 3 w zakresie zdolności synchronicznych modułów wytwarzania energii do pozostania w pracy podczas zwarcia Parametry napięcia [pu] Parametry czasu [s] Uret: 0,05 – 0,3 tclear: 0,14–0,15 (lub 0,14–0,25, jeżeli takie są wymagania w zakresie systemu zabezpieczeń i bezpiecznego działania) Uclear: 0,7 – 0,9 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 – 0,7 Urec2: 0,85 – 0,9 i ≥ Uclear trec3: trec2 – 1,5

Tabela 3.2 Parametry dotyczące rys. 3 w zakresie zdolności synchronicznych modułów parku energii do pozostania w pracy podczas zwarcia Parametry napięcia [pu] Parametry czasu [s] Uret: 0,05 – 0,15 tclear: 0,14–0,15 (lub 0,14–0,25, jeżeli takie są wymagania w zakresie systemu zabezpieczeń i bezpiecznego działania) Uclear: Uret – 0,15 trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 Urec2: 0,85 trec3: 1,5 – 3,0 (vi) moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do zachowania połączenia z siecią oraz utrzymania stabilnej pracy, gdy rzeczywisty przebieg napięć międzyfazowych na poziomie napięcia sieci w punkcie przyłączenia w trakcie zwarcia symetrycznego, z uwzględnieniem warunków przedzakłóceniowych i pozakłóceniowych określonych w ust. 3 lit. a) ppkt (iv) i (v), utrzymuje się powyżej dolnej wartości granicznej określonej w ust. 3 lit. a) ppkt (ii), chyba że system zabezpieczeń przed zwarciami w wewnętrznych urządzeniach elektrycznych wymaga odłączenia modułu wytwarzania energii od sieci. Systemy i ustawienia zabezpieczeń w zakresie zwarć w wewnętrznych urządzeniach elektrycznych nie mogą stanowić zagrożenia dla działania mechanizmu pozostania w pracy podczas zwarcia; (vii) nie naruszając przepisów ust. 3 lit. a) ppkt (vi), zabezpieczenie podnapięciowe (zdolność do pozostania w pracy podczas zwarcia lub minimalne napięcie określone dla napięcia w punkcie przyłączenia) ustawia właściciel zakładu wytwarzania energii zgodnie z jak najszerszą zdolnością modułu wytwarzania energii, chyba że właściwy operator systemu wymaga węższych ustawień zgodnie z ust. 5 lit. b). Właściciel zakładu wytwarzania energii uzasadnia takie ustawienia zgodnie z powyższą zasadą;

b) zdolność do pozostania w pracy podczas zwarcia w przypadku zwarć niesymetrycznych określa każdy OSP.

4. Moduły wytwarzania energii typu B muszą spełniać następujące wymogi dotyczące odbudowy systemu:

a) właściwy OSP określa warunki, na jakich moduł wytwarzania energii ma zdolność do ponownego przyłączenia do sieci po przypadkowym odłączeniu spowodowanym zakłóceniem w sieci; oraz

b) systemy automatycznego ponownego przyłączania podlegają zarówno uprzedniemu zatwierdzeniu przez właściwego operatora systemu, jak i warunkom ponownego przyłączenia określonym przez właściwego OSP.

5. Moduły wytwarzania energii typu B muszą spełniać następujące wymogi dotyczące ogólnego zarządzania systemem:

a) w odniesieniu do systemów i ustawień regulacji: (i) systemy i ustawienia rożnych urządzeń regulujących modułu wytwarzania energii, które są niezbędne do celów stabilności systemu przesyłowego oraz podejmowania działań nadzwyczajnych, muszą być skoordynowane i uzgodnione między właściwym OSP, właściwym operatorem systemu i właścicielem zakładu wytwarzania energii; (ii) wszelkie zmiany systemów i ustawień, o których mowa w ppkt (i), różnych urządzeń regulujących modułu wytwarzania energii muszą być skoordynowane i uzgodnione między właściwym OSP, właściwym operatorem systemu i właścicielem zakładu wytwarzania energii, w szczególności jeżeli mają one zastosowanie w okolicznościach, o których mowa w ust. 5 lit. a) ppkt (i);

b) w odniesieniu do systemów i ustawień zabezpieczeń elektrycznych: (i) właściwy operator systemu określa systemy i ustawienia konieczne do zabezpieczenia sieci, z uwzględnieniem właściwości modułu wytwarzania energii. Systemy zabezpieczeń konieczne dla modułu wytwarzania energii i sieci, jak również ustawienia istotne dla modułu wytwarzania energii, muszą być skoordynowane i uzgodnione między właściwym operatorem systemu i właścicielem zakładu wytwarzania energii. Systemy i ustawienia zabezpieczeń dla zwarć w wewnętrznych urządzeniach elektrycznych nie mogą stwarzać zagrożenia dla działania modułu wytwarzania energii, zgodnie z wymogami określonymi w niniejszym rozporządzeniu; (ii) zabezpieczenia elektryczne modułu wytwarzania energii mają pierwszeństwo w stosunku do poleceń ruchowych, z uwzględnieniem bezpieczeństwa systemu oraz zdrowia i bezpieczeństwa personelu oraz społeczeństwa, oraz zapobiegania skutkom wszelkich uszkodzeń modułu wytwarzania energii; (iii) systemy zabezpieczeń mogą obejmować następujące aspekty: — zwarcie zewnętrzne i wewnętrzne, — obciążenie asymetryczne (przeciwna kolejność faz), — przeciążenie stojana i wirnika, — niedowzbudzenie/przewzbudzenie, — nadnapięcie/podnapięcie w punkcie przyłączenia, — nadnapięcie/podnapięcie na zaciskach prądnicy, — oscylacje między obszarami, — początkowy prąd rozruchowy, — praca asynchroniczna (ślizg bieguna), — zabezpieczenie przed niedopuszczalnym skrętem wału (na przykład rezonans podsynchroniczny), — zabezpieczenie linii modułu wytwarzania energii, — zabezpieczenie transformatora blokowego, — rezerwa na wypadek nieprawidłowego działania zabezpieczeń i rozdzielnic, — przewzbudzenie (U/f), — moc wsteczna, — prędkość zmiany częstotliwości oraz — napięcie przesunięcia punktu neutralnego; (iv) zmiany w systemach zabezpieczeń niezbędnych dla modułu wytwarzania energii i sieci oraz zmiany w ustawieniach istotnych dla modułu wytwarzania energii muszą być uzgodnione przez operatora systemu i właściciela zakładu wytwarzania energii, a porozumienie musi zostać osiągnięte przed wprowadzeniem jakichkolwiek zmian;

c) właściciel zakładu wytwarzania energii organizuje swoje urządzenia zabezpieczenia i regulacji zgodnie z następującym wykazem priorytetów (począwszy od najwyższego): (i) zabezpieczenie sieci i modułu wytwarzania energii; (ii) inercja syntetyczna, w stosownych przypadkach; (iii) regulacja częstotliwości (regulacja mocy czynnej) (iv) ograniczenie mocy; oraz (v) ograniczenia gradientu mocy;

d) w odniesieniu do wymiany informacji: (i) zakłady wytwarzania energii muszą mieć zdolność do wymiany informacji z właściwym operatorem systemu lub właściwym OSP w czasie rzeczywistym lub okresowo ze znacznikiem czasu, jak określił właściwy operator systemu lub właściwy OSP; (ii) właściwy operator systemu, w porozumieniu z właściwym OSP, określa treść wymienianych informacji, z uwzględnieniem precyzyjnego wykazu danych, które ma przekazywać zakład wytwarzania energii.

Artykuł 15

Wymogi ogólne dotyczące modułów wytwarzania energii typu C

1. Moduły wytwarzania energii typu C muszą spełniać wymogi określone w art. 13 i 14, z wyjątkiem art. 13 ust. 2 lit. b) i art. 13 ust. 6 oraz art. 14 ust. 2.

2. Moduły wytwarzania energii typu C muszą spełniać następujące wymogi dotyczące stabilności częstotliwościowej:

a) w odniesieniu do możliwości regulacji mocy czynnej i zakresu regulacji, układ regulacji modułu wytwarzania energii musi mieć zdolność do modyfikowania nastawy mocy czynnej zgodnie z poleceniami wydawanymi właścicielowi zakładu wytwarzania energii przez właściwego operatora systemu lub właściwego OSP. Właściwy operator systemu lub właściwy OSP ustalają okres, w ciągu którego musi zostać osiągnięta zmodyfikowana wartość nastawy mocy czynnej. Właściwy OSP określa tolerancję (pod warunkiem dostępności napędu podstawowego) mającą zastosowanie do nowej nastawy oraz termin, w którym musi ona zostać osiągnięta;

b) manualne, lokalne środki są dopuszczalne w przypadkach, gdy urządzenia regulacji automatycznej nie działają. Właściwy operator systemu lub właściwy OSP powiadamiają organ regulacyjny o czasie wymaganym do osiągnięcia wartości nastawy wraz z tolerancją mocy czynnej;

c) oprócz art. 13 ust. 2 poniższe wymogi mają zastosowanie do modułów wytwarzania energii typu C w odniesieniu do trybu LFSM-U: (i) moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do aktywowania rezerwy mocy czynnej w odpowiedzi na wzrost częstotliwości przy progu częstotliwości i statyzmie określonych przez właściwego OSP w porozumieniu z OSP tego samego obszaru synchronicznego w następujący sposób: — określony przez OSP próg częstotliwości musi się mieścić w zakresie 49,8 Hz–49,5 Hz, — określone przez OSP ustawienia statyzmu muszą się mieścić w przedziale 2–12 %. Powyższe przedstawiono graficznie na rys. 4; (ii) rzeczywista realizacja odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej w trybie LFSM-U musi uwzględniać: — warunki otoczenia, w których ma nastąpić reakcja, — warunki pracy modułu wytwarzania energii, w szczególności ograniczenia pracy przy mocy bliskiej mocy maksymalnej przy niskich częstotliwościach i odpowiedni wpływ warunków otoczenia, zgodnie z art. 13 ust. 4 i 5 oraz — dostępność źródeł energii pierwotnej. (iii) aktywacja mocy czynnej w odpowiedzi na zmianę częstotliwości przez moduł wytwarzania energii nie może być nadmiernie opóźniona. W przypadku jakiegokolwiek opóźnienia przekraczającego dwie sekundy właściciel zakładu wytwarzania energii musi przedstawić uzasadnienie właściwemu OSP; (iv) w trybie LFSM-U moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do zapewnienia wzrostu mocy aż do jego mocy maksymalnej; (v) należy zapewnić stabilną pracę modułu wytwarzania energii w trybie LFSM-U. Rysunek 4 Zdolność modułów wytwarzania energii do odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej w trybie LFSM-U Pref oznacza znamionową moc czynną, z którą związane jest ΔΡ i można ją określić inaczej dla synchronicznych modułów wytwarzania energii i modułów parku energii. ΔΡ oznacza zmianę generowanej mocy czynnej modułu wytwarzania energii. fn oznacza częstotliwość znamionową (50 Hz) sieci, a Δf oznacza odchylenie częstotliwości sieci. Przy spadkach częstotliwości, gdy wartość Δf wynosi poniżej Δf1, moduł wytwarzania energii musi zapewniać pozytywną zmianę generowanej mocy czynnej zgodnie z wartością statyzmu S2;

d) oprócz ust. 2 lit. c) poniższe zasady mają ponadto zastosowanie łącznie, gdy praca odbywa się w trybie FSM: (i) moduł wytwarzania energii musi być zdolny do zapewnienia odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej zgodnie z parametrami określanymi przez każdego właściwego OSP w przedziałach podanych w tabeli 4. Przy określaniu powyższych parametrów właściwy OSP uwzględnia następujące fakty: — w przypadku wzrostu częstotliwości odpowiedź częstotliwościowa mocy czynnej jest ograniczona do minimalnego poziomu regulacji, — w przypadku spadku częstotliwości odpowiedź częstotliwościowa mocy czynnej jest ograniczona do mocy maksymalnej, — rzeczywista realizacja odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej zależy od warunków pracy i otoczenia modułu wytwarzania energii, w czasie gdy taka odpowiedź następuje, w szczególności od ograniczeń pracy na poziomie bliskim mocy maksymalnej przy niskich częstotliwościach zgodnie z art. 13 ust. 4 i 5 oraz dostępnymi źródłami energii pierwotnej. Tabela 4 Parametry dotyczące odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej w trybie FSM (wyjaśnienia dotyczące rys. 5) Parametry Zakresy wartości zakres mocy czynnej związany z mocą maksymalną 1,5–10 % niewrażliwość odpowiedzi częstotliwościowej 10–30 mHz 0,02–0,06 % strefa nieczułości odpowiedzi częstotliwościowej 0–500 mHz statyzm s 1 2–12 % Rysunek 5 Zdolność do odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej modułów wytwarzania energii w trybie FSM w przypadku zerowej strefy nieczułości i niewrażliwości Pref oznacza znamionową moc czynną, z którą związane jest ΔΡ. ΔΡ oznacza zmianę generowanej mocy czynnej modułu wytwarzania energii. fn oznacza częstotliwość znamionową (50 Hz) sieci, a Δf oznacza odchylenie częstotliwości sieci; (ii) musi istnieć możliwość późniejszego ponownego wielokrotnego wyboru strefy nieczułości odpowiedzi częstotliwościowej i statyzmu; (iii) w przypadku skokowej zmiany częstotliwości moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do aktywowania pełnej odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej do lub powyżej linii przedstawionej na rys. 6 zgodnie z parametrami określonymi przez każdego OSP (które mają na celu uniknięcie oscylacji mocy czynnej dla modułu wytwarzania energii) mieszczącymi się w zakresach podanych w tabeli 5. Przy wyborze parametrów określonych przez OSP uwzględnia się ewentualne ograniczenia techniczne; (iv) początkowa aktywacja mocy czynnej w odpowiedzi na zmianę częstotliwości nie może być nadmiernie opóźniona. W przypadku gdy opóźnienie początkowej aktywacji mocy czynnej w odpowiedzi na zmianę częstotliwości przekracza dwie sekundy, właściciel zakładu wytwarzania energii elektrycznej przedstawia uzasadnienie techniczne zwłoki. W przypadku modułu wytwarzania energii bez inercji OSP może wyznaczyć czas krótszy niż dwie sekundy. Jeśli właściciel zakładu wytwarzania energii nie może spełnić tego wymogu, przedstawia uzasadnienie techniczne wyjaśniające, dlaczego na początkową aktywację mocy czynnej w odpowiedzi na zmianę częstotliwości potrzebny jest dłuższy czas. Rysunek 6 Zdolność do odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej Pmax oznacza moc maksymalną, z którą związane jest ΔΡ. ΔΡ oznacza zmianę generowanej mocy czynnej modułu wytwarzania energii. Moduł wytwarzania energii musi zapewnić generowaną moc czynną ΔΡ do punktu ΔΡ1 zgodnie z czasami t1 i t2, przy czym wartości ΔΡ1, t1 i t2 są określane przez właściwego OSP zgodnie z tabelą 5. t1 oznacza zwłokę początkową. t2 oznacza czas pełnego uruchomienia; (v) moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do zapewnienia pełnej odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej w okresie od 15 do 30 minut, jak określił właściwy OSP. Określając powyższy okres, OSP musi uwzględniać rezerwę mocy czynnej i źródło energii pierwotnej modułu wytwarzania energii; (vi) w ramach wartości czasowych określonych w ust. 2 lit. d) ppkt (v), regulacja mocy czynnej nie może mieć negatywnego wpływu na odpowiedź częstotliwościową mocy czynnej modułów wytwarzania energii; (vii) parametry określone przez właściwego OSP zgodnie z ppkt (i), (ii), (iii) i (v) muszą być przekazywane właściwemu organowi regulacyjnemu. Warunki tego powiadomienia należy określić zgodnie z mającymi zastosowanie krajowymi ramami regulacyjnymi. Tabela 5 Parametry pełnej aktywacji mocy czynnej w odpowiedzi na zmianę częstotliwości wynikające ze zmiany skokowej częstotliwości (wyjaśnienie dotyczące rys. 6) Parametry Zakresy lub wartości zakres mocy czynnej związany z mocą maksymalną (zakres odpowiedzi częstotliwościowej) 1,5–10 % w przypadku modułów wytwarzania energii z inercją maksymalna dopuszczalna zwłoka początkowa t 1, o ile nie uzasadniono inaczej zgodnie z art. 15 ust. 2 lit. d) ppkt (iv) 2 sekundy w przypadku modułów wytwarzania energii bez inercji maksymalna dopuszczalna zwłoka początkowa t 1, o ile nie uzasadniono inaczej zgodnie z art. 15 ust. 2 lit. d) ppkt (iv) jak określił właściwy OSP maksymalny dopuszczalny wybór czasu pełnego uruchomienia t 2, o ile dłuższe czasy uruchomienia nie zostały dopuszczone przez właściwego OSP ze względów stabilności systemu 30 sekund

e) w odniesieniu do regulacji odbudowy częstotliwości moduł wytwarzania energii zapewnia funkcje zgodnie z wymogami specyfikacji określonych przez właściwego OSP, mające na celu odbudowę znamionowej wartości częstotliwości lub utrzymanie przepływów energii elektrycznej między obszarami regulacyjnymi przy ich zaplanowanych wartościach;

f) w odniesieniu do odłączenia z powodu spadku częstotliwości zakłady wytwarzania energii, które mogą pełnić funkcję odbiorcy, w tym hydroenergetyczne szczytowo-pompowe zakłady wytwarzania energii, muszą mieć zdolność do odłączenia swojego odbioru w przypadku spadku częstotliwości. Wymóg, o którym mowa w niniejszym punkcie, nie obejmuje zasilania potrzeb własnych;

g) w odniesieniu do monitorowania w czasie rzeczywistym w trybie FSM: (i) w celu monitorowania działania odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej interfejs komunikacyjny musi być tak wyposażony, aby w czasie rzeczywistym w zabezpieczony sposób przekazywać z zakładu wytwarzania energii do centrum sterowania siecią właściwego operatora systemu lub właściwego OSP, na żądanie właściwego operatora systemu lub właściwego OSP, przynajmniej następujące sygnały: — sygnał stanu w trybie FSM (włączony/wyłączony), — planowana generowana moc czynna, — rzeczywista wartość generowanej mocy czynnej, — rzeczywiste ustawienia parametru dla odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej, — statyzm i strefa nieczułości; (ii) właściwy operator systemu i właściwy OSP określa dodatkowe sygnały, które mają być przekazywane przez zakład wytwarzania energii za pomocą urządzeń monitorowania i urządzeń rejestrujących w celu weryfikacji działania rezerwy odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej uczestniczących modułów wytwarzania energii.

3. W odniesieniu do stabilności napięcia moduły wytwarzania energii typu C muszą mieć zdolność do automatycznego odłączenia, gdy wartość napięcia w punkcie przyłączenia osiągnie poziomy określone przez właściwego operatora systemu w porozumieniu z właściwym OSP.

Warunki i ustawienia dla rzeczywistego odłączenia modułów wytwarzania energii są określane przez właściwego operatora systemu w porozumieniu z właściwym OSP.

4. Moduły wytwarzania energii typu C muszą spełniać następujące wymogi dotyczące odporności:

a) w przypadku oscylacji mocy moduły wytwarzania energii muszą utrzymywać stabilność w stanie ustalonym podczas pracy w dowolnym punkcie pracy wykresu zdolności P-Q;

b) nie naruszając przepisów art. 13 ust. 4 i 5, moduły wytwarzania energii muszą mieć zdolność do zachowania połączenia z siecią i pracy bez ograniczenia mocy, dopóki napięcie i częstotliwość mieszczą się w granicach określonych na podstawie niniejszego rozporządzenia;

c) moduły wytwarzania energii muszą mieć zdolność do zachowania połączenia z siecią w trakcie jednofazowego lub trójfazowego samoczynnego ponownego zamykania na liniach sieci zamkniętej, jeżeli ma to zastosowanie do sieci, do której są przyłączone. Szczegółowe parametry takiej zdolności podlegają koordynacji i uzgodnieniom w kwestii systemów i ustawień zabezpieczeń, o których mowa w art. 14 ust. 5 lit. b).

5. Moduły wytwarzania energii typu C muszą spełniać następujące wymogi dotyczące odbudowy systemu:

a) w odniesieniu do zdolności do rozruchu autonomicznego: (i) zdolność do rozruchu autonomicznego nie jest obowiązkowa bez uszczerbku dla praw państw członkowskich do wprowadzenia obowiązkowych przepisów w celu zapewnienia bezpieczeństwa systemu; (ii) właściciele zakładu wytwarzania energii, na wniosek właściwego OSP, przedstawiają ofertę dotyczącą zapewniania zdolności do rozruchu autonomicznego. Właściwy OSP może wystosować taki wniosek, jeżeli uzna, że występuje zagrożenie bezpieczeństwa systemu ze względu na brak zdolności do rozruchu autonomicznego w jego obszarze regulacyjnym; (iii) moduł wytwarzania energii ze zdolnością do rozruchu autonomicznego musi mieć zdolność do rozpoczęcia pracy ze stanu wyłączenia bez zewnętrznego zasilania w czasie określonym przez właściwego operatora systemu lub właściwego OSP; (iv) moduł wytwarzania energii ze zdolnością do rozruchu autonomicznego musi być zdolny do synchronizacji w granicach częstotliwości określonych w art. 13 ust. 1 lit. a) oraz, w stosownych przypadkach, w granicach napięcia określonych przez właściwego operatora systemu lub w art. 16 ust. 2; (v) moduł wytwarzania energii ze zdolnością do rozruchu autonomicznego musi mieć zdolność do automatycznego wyregulowania przysiadów napięcia spowodowanych przyłączaniem odbioru; (vi) moduł wytwarzania energii ze zdolnością do rozruchu autonomicznego musi: — mieć zdolność do wyregulowania przyłączenia odbiorów w obciążeniu bloku, — mieć zdolność do pracy w trybach LFSM-O i LFSM-U, jako określono w ust. 2 lit. c) i art. 13 ust. 2, — regulować częstotliwość w przypadku wzrostu częstotliwości lub spadku częstotliwości w całym zakresie generowanej mocy czynnej pomiędzy minimalnym poziomem regulacji i mocą maksymalną, a także na poziomie pracy na potrzeby własne, — mieć zdolność do pracy równoległej z innymi modułami wytwarzania energii w ramach jednej wyspy oraz — automatycznie regulować napięcie w trakcie odbudowy systemu;

b) w zakresie zdolności do udziału w pracy wyspowej: (i) moduły wytwarzania energii muszą mieć zdolność do udziału w pracy wyspowej, jeżeli taki obowiązek nałoży właściwy operator systemu w porozumieniu z właściwym OSP, oraz: — wartości graniczne częstotliwości w przypadku pracy wyspowej to wartości ustanowione zgodnie z art. 13 ust. 1 lit. a), — wartości graniczne napięcia w przypadku pracy wyspowej to wartości ustanowione zgodnie z, odpowiednio, art. 15 ust. 3 lub art. 16 ust. 2; (ii) moduły wytwarzania energii muszą być w stanie pracować w trybie FSM w trakcie pracy wyspowej, jak określono w ust. 2 lit. d). W przypadku nadwyżki mocy moduły wytwarzania energii muszą być zdolne do zmniejszania generowanej mocy czynnej od poprzedniego punktu pracy do nowego punktu pracy w ramach wykresu zdolności P-Q. W tym względzie moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do zmniejszania generowanej mocy czynnej zgodnie z maksimum swoich możliwości technicznych, ale co najmniej o 55 % swojej mocy maksymalnej; (iii) metoda wykrywania przejścia od pracy w systemie wzajemnie połączonym do pracy wyspowej musi być uzgodniona między właścicielem zakładu wytwarzania energii i właściwym operatorem systemu w porozumieniu z właściwym OSP. Uzgodniona metoda wykrywania nie może polegać wyłącznie na sygnałach identyfikujących stan łączników na rozdzielni operatora systemu; (iv) moduły wytwarzania energii muszą być w stanie pracować w trybie LFSM-O i LFSM-U w trakcie pracy wyspowej, jak określono w ust. 2 lit. c) i art. 13 ust. 2;

c) w odniesieniu do zdolności do szybkiej resynchronizacji: (i) w przypadku odłączenia modułu wytwarzania energii od sieci moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do szybkiej resynchronizacji zgodnie ze strategią zabezpieczeń uzgodnioną między właściwym operatorem systemu, w porozumieniu z właściwym OSP, i zakładem wytwarzania energii; (ii) moduł wytwarzania energii o minimalnym czasie resynchronizacji dłuższym niż 15 minut po jego odłączeniu od wszelkich źródeł zasilania zewnętrznego musi być tak zaprojektowany, aby przechodził do pracy na potrzeby własne z dowolnego punktu pracy na wykresie zdolności P-Q. W takim przypadku wykrywanie pracy na potrzeby własne nie może polegać wyłącznie na sygnałach identyfikujących stan łączników na rozdzielni operatora systemu; (iii) moduły wytwarzania energii muszą mieć zdolność do utrzymania się w pracy po przejściu do pracy na potrzeby własne, bez względu na sposób zasilania urządzeń potrzeb własnych i ogólnych. Minimalny czas pracy musi zostać określony przez właściwego operatora systemu w porozumieniu z właściwym OSP, biorąc pod uwagę specyfikę technologii napędu podstawowego.

6. Moduły wytwarzania energii typu C muszą spełniać następujące wymogi dotyczące ogólnego zarządzania systemem:

a) w odniesieniu do utraty stabilności kątowej lub utraty regulacji moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do odłączania się automatycznie od sieci, aby pomagać w zachowaniu bezpieczeństwa systemu lub zapobiegać uszkodzeniom modułu wytwarzania energii. Właściciel zakładu wytwarzania energii i właściwy operator systemu w porozumieniu z właściwym OSP uzgadniają kryteria wykrywania utraty stabilności kątowej lub utraty regulacji;

b) w odniesieniu do oprzyrządowania: (i) zakłady wytwarzania energii muszą być wyposażone w instalację zapewniającą rejestrację usterek i monitorowanie zachowania dynamicznego systemu: Powyższa instalacja rejestruje następujące parametry: — napięcie, — moc czynną, — moc bierną oraz — częstotliwość. Właściwy operator systemu ma prawo określić jakość parametrów zasilania, które należy spełnić, pod warunkiem że odbywa się to z odpowiednim wyprzedzeniem; (ii) ustawienia urządzeń do rejestrowania usterek/zwarć, w tym kryteria wyzwalania i wielkości próbek, muszą być uzgodnione pomiędzy właścicielem zakładu wytwarzania energii i właściwym operatorem systemu w porozumieniu z właściwym OSP; (iii) monitorowanie zachowania dynamicznego systemu musi obejmować alarm oscylacji, określony przez właściwego operatora systemu w porozumieniu z właściwym OSP w celu wykrywania źle wytłumionych oscylacji mocy; (iv) instalacje monitorowania jakości zasilania oraz dynamicznego zachowania systemu muszą uwzględniać możliwość dostępu do informacji dla właściciela zakładu wytwarzania energii, właściwego operatora systemu i właściwego OSP. Protokoły komunikacyjne dla zarejestrowanych danych muszą być uzgadniane między właścicielem zakładu wytwarzania energii, właściwym operatorem systemu i właściwym OSP;

c) w odniesieniu do modeli symulacyjnych: (i) na wniosek właściwego operatora systemu lub właściwego OSP, właściciel zakładu wytwarzania energii musi zapewniać modele symulacyjne, które odpowiednio odzwierciedlają zachowanie modułu wytwarzania energii zarówno w stanie ustalonym, jak i dla symulacji dynamicznych (składowa 50 Hz) lub w krótkotrwałych symulacjach elektromagnetycznych. Właściciel zakładu wytwarzania energii musi zapewnić, aby udostępnione modele zostały zweryfikowane na podstawie testów zgodności, o których mowa w rozdziałach 2, 3 i 4 w tytule IV, i musi przekazać wyniki weryfikacji właściwemu operatorowi systemu lub właściwemu OSP. Państwa członkowskie mogą żądać, aby taka weryfikacja została przeprowadzona przez upoważniony podmiot certyfikujący; (ii) modele zapewniane przez właściciela zakładu wytwarzania energii muszą zawierać następujące podmodele w zależności od występowania poszczególnych komponentów: — prądnica i napęd podstawowy, — regulacja obrotów i mocy, — regulacja napięcia, w tym – we właściwych przypadkach – funkcja stabilizatora systemu elektroenergetycznego („PSS”) i układ regulacji wzbudzenia, — modele zabezpieczeń modułu wytwarzania energii elektrycznej uzgodnione przez właściwego operatora systemu i właściciela zakładu wytwarzania energii oraz — modele konwerterów dla modułów parku energii; (iii) wniosek właściwego operatora systemu, o którym mowa w ppkt (i), musi być skoordynowany z właściwym OSP. Wniosek musi zawierać: — format, w jakim należy przekazywać modele, — dokumentację dotyczącą struktury modelu i schematy blokowe, — szacunkowe minimalne i maksymalne wartości mocy zwarciowej w punkcie przyłączenia, wyrażone w MVA, jako wartość równoważna w stosunku do sieci; (iv) właściciel zakładu wytwarzania energii musi na żądanie przekazać zarejestrowane dane dotyczące osiągów modułu wytwarzania energii właściwemu operatorowi systemu lub właściwemu OSP. Właściwy operator systemu lub właściwy OSP może wystąpić o dane w celu porównania odpowiedzi modeli z zarejestrowanymi danymi;

d) w odniesieniu do instalacji urządzeń zapewniających pracę systemu i urządzeń zapewniających bezpieczeństwa systemu, w przypadku gdy właściwy operator systemu lub właściwy OSP uzna, że konieczna jest instalacja dodatkowych urządzeń w zakładzie wytwarzania energii w celu zachowania lub odbudowy pracy systemu lub jego bezpieczeństwa, właściwy operator systemu lub właściwy OSP oraz właściciel zakładu wytwarzania energii muszą rozpoznać sprawę i uzgodnić właściwe rozwiązanie;

e) właściwy operator systemu określa, w porozumieniu z właściwym OSP, minimalne i maksymalne wartości graniczne prędkości zmiany generowanej mocy czynnej (wartości graniczne zmian) zarówno w zakresie dodatniej, jak i ujemnej zmiany generowanej mocy czynnej modułu wytwarzania energii, z uwzględnieniem specyfiki technologii napędu podstawowego;

f) układ uziemienia w punkcie zerowym po stronie sieci transformatorów blokowych musi spełniać specyfikacje właściwego operatora systemu.

Artykuł 16

Wymogi ogólne dotyczące modułów wytwarzania energii typu D

1. Oprócz spełniania wymogów wymienionych w art. 13 (z wyjątkiem ust. 2 lit. b), ust. 6 i ust. 7), w art. 14 (z wyjątkiem ust. 2) i w art. 15 (z wyjątkiem ust. 3), moduły wytwarzania energii typu D muszą spełniać wymogi określone w niniejszym artykule.

2. Moduły wytwarzania energii typu D muszą spełniać następujące wymogi dotyczące stabilnego poziomu częstotliwości:

a) w odniesieniu do zakresów częstotliwości: (i) nie naruszając przepisów art. 14 ust. 3 lit. a) i ust. 3 lit. a) poniżej, moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do zachowania połączenia z siecią i pracy w zakresach napięcia sieciowego w punkcie przyłączenia, wyrażanego za pomocą stosunku napięcia w punkcie przyłączenia do napięcia referencyjnego 1 pu i w okresach określonych w tabelach 6.1 i 6.2; (ii) właściwy OSP może określić krótsze okresy, w czasie których moduły wytwarzania energii muszą mieć zdolność do zachowania połączenia z siecią w przypadku jednoczesnego przepięcia i spadku częstotliwości lub jednoczesnego przepięcia i wzrostu częstotliwości; (iii) niezależnie od przepisów ppkt (i) właściwy OSP w Hiszpanii może zobowiązać moduły wytwarzania energii do posiadania zdolności do zachowania połączenia z siecią w zakresie napięcia od 1,05 pu względnej do 1,0875 pu przez nieokreślony czas; (iv) w przypadku poziomu napięcia sieci 400 kV (określanego ewentualnie często jako poziom 380 kV) napięcia referencyjnego 1 pu wynosi 400 kV, w przypadku innych wartości napięcia sieciowego napięcie referencyjne 1 pu może być różne dla każdego operatora systemu w tym samym obszarze synchronicznym; (v) niezależnie od przepisów ppkt (i) właściwi OSP w bałtyckim obszarze synchronicznym mogą zobowiązać moduły wytwarzania energii do zachowania połączenia z siecią 400 kV w zakresach napięcia i w okresach mających zastosowanie w obszarze synchronicznym Europy kontynentalnej. Tabela 6.1 Obszar synchroniczny Zakres napięcia Czas pracy Europa kontynentalna 0,85 pu – 0,90 pu 60 minut 0,90 pu – 1,118 pu nieograniczony 1,118 pu – 1,15 pu określa każdy OSP, ale nie krócej niż 20 minut i nie dłużej niż 60 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 – 0,90 pu 30 minut 0,90 pu – 1,118 pu nieograniczony 1,118 pu – 1,15 pu 20 minut Tabela przedstawia minimalne czasy, w trakcie których moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do pracy przy napięciach odbiegających od napięcia referencyjnego 1 pu w punkcie przyłączenia bez odłączenia od sieci, gdy napięcie bazowe dla jednostek względnych (pu) waha się od 110 kV do 300 kV. Tabela 6.2 Obszar synchroniczny Zakres napięcia Czas pracy Europa kontynentalna 0,85 pu – 0,90 pu 60 minut 0,90 pu – 1,05 pu nieograniczony 1,05 pu – 1,10 pu określa każdy OSP, ale nie krócej niż 20 minut i nie dłużej niż 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 – 0,90 pu 20 minut 0,90 pu – 1,097 pu nieograniczony 1,097 pu – 1,15 pu 20 minut Tabela przedstawia minimalne czasy, w trakcie których moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do pracy przy napięciach odbiegających od napięcia referencyjnego 1 pu w punkcie przyłączenia bez odłączenia od sieci, gdy napięcie bazowe dla jednostek względnych waha się od 300 kV do 400 kV;

b) Szersze zakresy napięcia lub dłuższe minimalne okresy pracy mogą zostać uzgodnione między właściwym operatorem systemu a właścicielem zakładu wytwarzania energii w porozumieniu z właściwym OSP. Jeżeli szersze zakresy napięcia lub dłuższe minimalne czasy pracy są możliwe pod względem ekonomicznym i technicznym, właściciel zakładu wytwarzania energii nie może bez uzasadnienia odmówić zgody;

c) nie naruszając przepisów lit. a), właściwy operator systemu w porozumieniu z właściwym OSP ma prawo określić wartości napięcia w punkcie przyłączenia, przy których moduł wytwarzania energii ma zdolność do automatycznego odłączenia. Warunki i ustawienia dla automatycznego odłączenia muszą zostać uzgodnione między właściwym operatorem systemu i właścicielem zakładu wytwarzania energii.

3. Moduły wytwarzania energii typu D muszą spełniać następujące wymogi dotyczące odporności:

a) w odniesieniu do zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia: (i) moduły wytwarzania energii muszą mieć zdolność do zachowania połączenia z siecią i kontynuacji stabilnej pracy po zakłóceniu systemu przez wyłączone zwarcia. Powyższa zdolność musi być zgodna z przebiegiem napięcia w czasie w punkcie przyłączenia w warunkach zakłóceniowych określonych przez właściwego OSP. Przebieg napięcia w czasie musi wyrażać dolną wartość graniczną rzeczywistego przebiegu napięcia międzyfazowego na poziomie napięcia w sieci w punkcie przyłączenia w trakcie zwarcia symetrycznego, jako funkcję czasu przed zwarciem, w trakcie zwarcia i po zwarciu. Powyższa dolna wartość graniczna musi zostać określona przez właściwego OSP przy użyciu parametrów określonych na rys. 3 i w zakresach określonych w tabelach 7.1 i 7.2 dla modułów wytwarzania energii typu D przyłączonych na poziomie 110 kV lub wyższym. Powyższa dolna wartość graniczna musi również zostać określona przez właściwego OSP przy użyciu parametrów określonych na rys. 3 i w zakresach określonych w tabelach 3.1 i 3.2 dla modułów wytwarzania energii typu D przyłączonych na poziomie niższym niż 110 kV; (ii) każdy OSP określa warunki przedzakłóceniowe i pozakłóceniowe odnośnie do zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia, o których mowa w art. 14 ust. 3 lit. a) ppkt (iv). Określone warunki przedzakłóceniowe i pozakłóceniowe odnośnie do zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia muszą być podawane do publicznej wiadomości. Tabela 7.1 Parametry dotyczące rys. 3 w zakresie zdolności synchronicznych modułów wytwarzania energii do pozostania w pracy podczas zwarcia Parametry napięcia [pu] Parametry czasu [s] Uret: 0 tclear: 0,14–0,15 (lub 0,14–0,25, jeżeli takie są wymagania w zakresie systemu zabezpieczeń i bezpiecznego działania) Uclear: 0,25 trec1: tclear – 0,45 Urec1: 0,5 – 0,7 trec2: trec1 – 0,7 Urec2: 0,85 – 0,9 trec3: trec2 – 1,5

Tabela 7.2 Parametry dotyczące rys. 3 w zakresie zdolności synchronicznych modułów parku energii do pozostania w pracy podczas zwarcia Parametry napięcia [pu] Parametry czasu [s] Uret: 0 tclear: 0,14–0,15 (lub 0,14–0,25, jeżeli takie są wymagania w zakresie systemu zabezpieczeń i bezpiecznego działania) Uclear: Uret trec1: tclear Urec1: Uclear trec2: trec1 Urec2: 0,85 trec3: 1,5 – 3,0

b) na wniosek właściciela zakładu wytwarzania energii, właściwy operator systemu podaje warunki przedzakłóceniowe i pozakłóceniowe odnośnie do zdolności do utrzymania w pracy podczas zwarcia będące wynikiem obliczeń w punkcie przyłączenia, określone w art. 14 ust. 3 lit. a) ppkt (iv), dotyczących: (i) minimalnej przedzakłóceniowej m