natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Alle TSO'er udvikler i fællesskab en fælles liste over year-ahead-scenarier, i forhold til hvilke de vurderer driften af det sammenkoblede transmissionssystem for det efterfølgende år.
Article 65
Ved hjælp af disse scenarier er det muligt at indkredse og vurdere det sammenkoblede transmissionssystems påvirkning af driftssikkerheden.
Year-ahead scenarios
Scenarierne skal indeholde følgende variabler:
All TSOs shall jointly develop a common list of year-ahead scenarios against which they assess the operation of the interconnected transmission system for the following year.
elektricitetsforbrug
Those scenarios shall allow the identification and the assessment of the influence of the interconnected transmission system on operational security.
betingelserne vedrørende bidraget fra vedvarende energikilder
The scenarios shall include the following variables:
de fastlagte import-/eksportpositioner, herunder aftalte referenceværdier, som muliggør sammenstillingen
electricity demand;
produktionsmønstret under forudsætning af en fuldt tilgængelig produktionspark
the conditions related to the contribution of renewable energy sources;
netudviklingen for det næste år (year-ahead).
determined import/export positions, including agreed reference values allowing the merging task;
Ved udarbejdelsen af den fælles liste over scenarier tager TSO'er hensyn til følgende elementer:
the generation pattern, with a fully available production park;
de typiske grænseoverskridende udvekslingsmønstre for forskellige forbrugsniveauer, vedvarende energikilder og konventionel produktion
the year-ahead grid development.
sandsynligheden for forekomsten af scenarierne
When developing the common list of scenarios, TSOs shall take into account the following elements:
de potentielle afvigelser fra de driftsmæssige sikkerhedsgrænser for hvert scenarie
the typical cross-border exchange patterns for different levels of consumption and of renewable energy sources and conventional generation;
den mængde elektricitet, der produceres og forbruges af produktionsanlæg og forbrugsanlæg, der er tilsluttet distributionssystemer.
the probability of occurrence of the scenarios;
Hvis TSO'er ikke fastlægger den fælles liste over scenarier omhandlet i stk. 1, anvender de følgende standardscenarier:
the potential deviations from operational security limits for each scenario;
spidsbelastning om vinteren, tredje onsdag i januar i indeværende år, kl. 10.30 CET
the amount of power generated and consumed by the power generating facilities and demand facilities connected to distribution systems.
mindstebelastning om vinteren, anden søndag i januar i indeværende år, kl. 3.30 CET
Where TSOs do not succeed in establishing the common list of scenarios referred to in paragraph 1, they shall use the following default scenarios:
spidsbelastning om foråret, tredje onsdag i april i indeværende år, kl. 10.30 CET
Winter Peak, 3rd Wednesday of January current year, 10:30 CET;
mindstebelastning om foråret, anden søndag i april i indeværende år, kl. 3.30 CET
Winter Valley, 2nd Sunday of January current year, 03:30 CET;
spidsbelastning om sommeren, tredje onsdag i juli i det foregående år, kl. 10.30 CET
Spring Peak, 3rd Wednesday of April current year, 10:30 CET;
mindstebelastning om sommeren, anden søndag i juli i det foregående år, kl. 3.30 CET
Spring Valley, 2nd Sunday of April current year, 03:30 CET;
spidsbelastning om efteråret, tredje onsdag i oktober i det foregående år, kl. 10.30 CET
Summer Peak, 3rd Wednesday of July previous year, 10:30 CET;
mindstebelastning om efteråret, anden søndag i oktober i det foregående år, kl. 3.30 CET.
Summer Valley, 2nd Sunday of July previous year, 03:30 CET;
ENTSO for elektricitet offentliggør hvert år inden den 15. juli den fælles liste over scenarier for det efterfølgende år, herunder en beskrivelse af disse scenarier og den periode, hvori disse scenarier skal anvendes.
Autumn Peak, 3rd Wednesday of October previous year, 10:30 CET;
Artikel 66
Autumn Valley, 2nd Sunday of October previous year, 03:30 CET.
Individuelle year-ahead-netmodeller
ENTSO for Electricity shall publish every year, by 15 July, the common list of scenarios established for the following year, including the description of those scenarios and the period during which these scenarios are to be used.
TSO'en fastlægger en individuel year-ahead-netmodel for hvert af de scenarier, der er opstillet i henhold til artikel 65, ved brug af sine bedste estimater af de variabler, der er fastsat i artikel 65, stk. 1.
Article 66
TSO'en offentliggør sine individuelle year-ahead-netmodeller på ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø i henhold til artikel 114, stk. 1.
Year-ahead individual grid models
Ved fastlæggelsen af sin individuelle year-ahead-netmodel sørger TSO'en for:
Each TSO shall determine a year-ahead individual grid model for each of the scenarios developed pursuant to Article 65, using its best estimates of the variables defined in Article 65(1).
at indgå aftale med de tilgrænsende TSO'er om det estimerede flow på HVDC-systemer, der forbinder deres systemområder
Each TSO shall publish its year-ahead individual grid models on the ENTSO for Electricity operational planning data environment in accordance with Article 114(1).
for hvert scenarie at balancere summen af:
When defining its year-ahead individual grid model, each TSO shall:
netudvekslinger på vekselstrømslinjer
agree with the neighbouring TSOs upon the estimated power flow on HVDC systems linking their control areas;
estimeret flow på HVDC-systemer
balance for each scenario the sum of:
last, herunder en estimering af tab og
net exchanges on AC lines;
produktion.
estimated power flows on HVDC systems;
I sine individuelle year-ahead-netmodeller medtager TSO'en de aggregerede effektoutput for produktionsanlæg, der er tilsluttet distributionssystemer.
load, including an estimation of losses; and
Disse aggregerede effektoutput skal:
generation.
være i overensstemmelse med de strukturelle data, der er fremlagt i overensstemmelse med kravene i artikel 41, 43, 45 og 48
Each TSO shall include in its year-ahead individual grid models the aggregated power outputs for power generating facilities connected to distribution systems.
være i overensstemmelse med de scenarier, der er udviklet i henhold til artikel 65 og
Those aggregated power outputs shall:
angive typen af primær energikilde.
be consistent with the structural data provided in accordance with the requirements of Articles 41, 43, 45 and 48;
Artikel 67
be consistent with the scenarios developed in accordance with Article 65; and
Fælles year-ahead-netmodeller
distinguish the type of primary energy source.
Senest seks måneder efter denne forordnings ikrafttræden udarbejder alle TSO'er i fællesskab et forslag til den metode, der skal anvendes til at opbygge fælles year-ahead-netmodeller ud fra de individuelle netmodeller, som er fastlagt i overensstemmelse med artikel 66, stk. 1, og til at lagre dem.
Article 67
Metoden skal tage højde for og om nødvendigt supplere driftsbetingelserne i metoden vedrørende den fælles netmodel, der er udviklet i overensstemmelse med artikel 17 i forordning (EU) 2015/1222 og artikel 18 i forordning (EU) 2016/1719, med hensyn til følgende elementer:
Year-ahead common grid models
tidsfrister for indsamling af de individuelle year-ahead-netmodeller, for sammenstilling af dem i en fælles netmodel og for lagring af de individuelle og fælles netmodeller
By 6 months after entry into force of this Regulation, all TSOs shall jointly develop a proposal for the methodology for building the year-ahead common grid models from the individual grid models established in accordance with Article 66(1) and for saving them.
kvalitetskontrol af de individuelle og fælles netmodeller, som skal implementeres for at sikre deres fuldstændighed og overensstemmelse og
The methodology shall take into account, and complement where necessary, the operational conditions of the common grid model methodology developed in accordance with Article 17 of Regulation (EU) 2015/1222 and Article 18 of Regulation (EU) 2016/1719, as regards the following elements:
korrektion og forbedring af individuelle og fælles netmodeller, hvor mindst de kvalitetskontroller, der er omhandlet i litra b), gennemføres.
deadlines for gathering the year-ahead individual grid models, for merging them into a common grid model and for saving the individual and common grid models;
TSO'en har ret til at anmode en anden TSO om oplysninger om ændringer af nettopologien eller om driftsordninger, som f.eks. referencepunkter for beskyttelse eller systembeskyttelsesmekanismer, et-stregs-diagrammer og konfiguration af koblingsstationer eller yderligere netmodeller, som er relevante for at give en nøjagtig repræsentation af transmissionssystemet med henblik på gennemførelsen af en driftssikkerhedsanalyse.
quality control of the individual and common grid models to be implemented in order to ensure their completeness and consistency; and
Artikel 68
correction and improvement of individual and common grid models, implementing at least the quality controls referred to in point (b).
Ajourføringer af individuelle og fælles year-ahead-netmodeller
Each TSO shall have the right to request from another TSO any information on modifications to the network topology or on operational arrangements, such as protection setpoints or system protection schemes, single line diagrams and configuration of substations or additional grid models relevant for the provision of an accurate representation of the transmission system to undertake operational security analysis.
Når en TSO ændrer eller varsler en ændring af sine bedste estimater for de variabler, der anvendes til at fastlægge dennes individuelle year-ahead-netmodel fastlagt i overensstemmelse med artikel 66, stk. 1, som er vigtig for driftssikkerheden, ajourfører TSO'en sin individuelle year-ahead-netmodel og offentliggør den på ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
Article 68
Når en individuel netmodel er ajourført, ajourføres den fælles year-ahead-netmodel tilsvarende ved hjælp af den metode, der er fastlagt i overensstemmelse med artikel 67, stk. 1.
Updates of year-ahead individual and common grid models
Artikel 69
When a TSO modifies or notices a modification of its best estimates for the variables used for determining its year-ahead individual grid model established in accordance with Article 66(1), which is significant for operational security, it shall update its year-ahead individual grid model and publish it on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
Individuelle og fælles week-ahead netmodeller
Whenever an individual grid model is updated, the year-ahead common grid model shall be updated accordingly applying the methodology determined in accordance with Article 67(1).
Hvis to eller flere TSO'er finder det nødvendigt, udpeger TSO'erne de mest repræsentative scenarier med henblik på at koordinere driftssikkerhedsanalysen af deres transmissionssystem for week-ahead-tidsrammen og udvikler en metode til at sammenstille de individuelle netmodeller, som svarer til metoden til opbygning af fælles year-ahead-netmodeller ud fra de individuelle year-ahead-netmodeller i artikel 67, stk. 1.
Article 69
De i stk. 1 omhandlede TSO'er fastlægger eller ajourfører deres individuelle week-ahead-netmodeller i henhold til de scenarier, der er fastlagt i overensstemmelse med stk. 1.
Week-ahead individual and common grid models
De i stk. 1 omhandlede TSO'er eller de tredjeparter, til hvem opgaven nævnt i stk. 1 er blevet uddelegeret, opbygger de fælles week-ahead-netmodeller ved hjælp af den metode, der er udviklet i overensstemmelse med stk. 1, og ved hjælp af de individuelle netmodeller, der er fastlagt i overensstemmelse med stk. 2.
Where two or more TSOs consider it necessary, they shall determine the most representative scenarios for coordinating the operational security analysis of their transmission system for the week-ahead time-frame and shall develop a methodology for merging the individual grid models analogous to the methodology for building the year-ahead common grid model from year-ahead individual grid models in accordance with Article 67(1).
Artikel 70
Each TSO referred to in paragraph 1 shall establish or update its week-ahead individual grid models pursuant to the scenarios determined in accordance with paragraph 1.
Metode til opbygning af fælles day-ahead- og intraday-netmodeller
The TSOs referred to in paragraph 1 or the third parties to which the task referred to in paragraph 1 has been delegated, shall build the week-ahead common grid models following the methodology developed in accordance with paragraph 1 and using the individual grid models established in accordance with paragraph 2.
Senest seks måneder efter denne forordnings ikrafttræden udarbejder alle TSO'er i fællesskab et forslag til den metode, der skal anvendes til at opbygge fælles day-ahead- og intraday-netmodeller ud fra de individuelle netmodeller og til at lagre dem.
Article 70
Denne metode skal tage højde for og om nødvendigt supplere driftsbetingelserne i metoden vedrørende den fælles netmodel, der er udviklet i henhold til artikel 17 i forordning (EU) 2015/1222, med hensyn til følgende elementer:
Methodology for building day-ahead and intraday common grid models
definition af tidsstempler
By 6 months after entry into force of this Regulation, all TSOs shall jointly develop a proposal for the methodology for building the day-ahead and intraday common grid models from the individual grid models and for saving them.
tidsfrister for indsamling af de individuelle netmodeller, for sammenstilling af dem i en fælles netmodel og for lagring af de individuelle og fælles netmodeller.
That methodology shall take into account, and complement where necessary, the operational conditions of the common grid model methodology developed in accordance with Article 17 of Regulation (EU) 2015/1222, as regards the following elements:
Tidsfristerne skal være kompatible med de regionale processer, der er fastlagt med henblik på at udarbejde og aktivere afhjælpende tiltag
definition of timestamps;
kvalitetskontrol af de individuelle og den fælles netmodel, som skal implementeres for at sikre deres fuldstændighed og overensstemmelse
deadlines for gathering the individual grid models, for merging them into a common grid model and for saving individual and common grid models.
korrektion og forbedring af individuelle og fælles netmodeller, hvor mindst de kvalitetskontroller, der er omhandlet i litra c), gennemføres og
The deadlines shall be compatible with the regional processes established for preparing and activating remedial actions;
håndtering af yderligere oplysninger vedrørende driftsordninger, som f.eks. referencepunkter for beskyttelse eller systembeskyttelsesmekanismer, et-stregs-diagrammer og konfiguration af koblingsstationer, med henblik på at forvalte driftssikkerheden.
quality control of individual grid models and the common grid model to be implemented to ensure their completeness and consistency;
TSO'en udarbejder individuelle day-ahead- og intraday-netmodeller i overensstemmelse med stk. 1 og offentliggør dem på ENTSO for elektricitets driftsplanlægningsdatamiljø.
correction and improvement of individual and common grid models, implementing at least the quality controls referred to in point (c); and
Ved udarbejdelsen af de i stk. 2 omhandlede individuelle day-ahead- og intraday-netmodeller medtager TSO'en:
handling additional information related to operational arrangements, such as protection setpoints or system protection schemes, single line diagrams and configuration of substations in order to manage operational security.
ajourførte forbrugs- og produktionsprognoser for hver TSO
Each TSO shall create day-ahead and intraday individual grid models in accordance with paragraph 1 and publish them on the ENTSO for Electricity operational planning data environment.
de foreliggende resultater af day-ahead- og intraday-markedsprocesserne
When creating the day-ahead or intraday individual grid models referred to in paragraph 2, each TSO shall include:
de foreliggende resultater af de planlægningsopgaver, der er beskrevet i del III, afsnit 6
up-to-date load and generation forecasts;
for produktionsanlæg, der er tilsluttet distributionssystemer, aggregeret output af aktiv effekt differentieret efter typen af primær energikilde i overensstemmelse med data fremlagt i henhold til artikel 40, 43, 44, 48, 49 og 50
the available results of the day-ahead and intraday market processes;
den ajourførte topologi for transmissionssystemet.
the available results of the scheduling tasks described in Title 6 of Part III;
Alle afhjælpende tiltag, der allerede er vedtaget, medtages i de individuelle day-ahead- og intraday-netmodeller og skal klart kunne skelnes fra de indfødninger og aftag, der er fastsat i henhold til artikel 40, stk. 4, og nettopologien uden anvendelse af afhjælpende tiltag.
for power generating facilities connected to distribution systems, aggregated active power output differentiated on the basis of the type of primary energy source, in line with data provided in accordance with Articles 40, 43, 44, 48, 49 and 50;
TSO'en vurderer nøjagtigheden af variablerne i stk. 3 ved at sammenligne variablerne med deres faktiske værdier under hensyntagen til de principper, der er fastlagt i overensstemmelse med artikel 75, stk. 1, litra c).
up-to-date topology of the transmission system.
Hvis en TSO efter den i stk. 5 omhandlede vurdering finder, at variablerne ikke er tilstrækkeligt nøjagtige til evalueringen af driftssikkerhed, fastlægger denne årsagerne til den manglende nøjagtighed.
All remedial actions already decided shall be included in the day-ahead and intraday individual grid models and shall be clearly distinguishable from the injections and withdrawals established in accordance with Article 40(4) and the network topology without remedial actions applied.
Hvis årsagerne skyldes TSO'ens processer for fastlæggelsen af de individuelle netmodeller, reviderer denne TSO disse processer med henblik på at opnå mere nøjagtige resultater.
Each TSO shall assess the accuracy of the variables in paragraph 3 by comparing the variables with their actual values, taking into account the principles determined pursuant to Article 75(1)(c).
Hvis årsagerne skyldes variabler leveret af andre parter, træffer denne TSO sammen med disse andre parter de nødvendige foranstaltninger for at sikre, at de omhandlede variabler er nøjagtige.
If, following the assessment referred to in paragraph 5, a TSO considers that the accuracy of the variables is insufficient to evaluate operational security, it shall determine the causes of the inaccuracy.
Artikel 71
If the causes depend on the TSO's processes for establishing the individual grid models, that TSO shall review those processes to obtain more accurate results.
Kvalitetskontrol af netmodeller
If the causes depend on variables provided by other parties, that TSO together with those other parties shall endeavour to ensure that the variables concerned are accurate.
Når kvalitetskontroller fastlægges i henhold til artikel 67, stk. 1, litra b), og artikel 70, stk. 1, litra c), fastlægger alle TSO'er i fællesskab kontroller, der mindst har til formål at kontrollere, at:
Article 71
der er sammenhæng mellem samkøringslinjers tilslutningsstatus
Quality control for grid models
spændingsværdier er inden for de sædvanlige driftsværdier for de transmissionssystemelementer, der påvirker andre systemområder
When defining the quality controls in accordance with Articles 67(1)(b) and 70(1)(c), all TSOs shall jointly determine controls aimed at least to check:
der er sammenhæng mellem tilladte forbigående overbelastninger af samkøringslinjer og
the coherence of the connection status of interconnectors;
indfødninger eller aftag af aktiv effekt og reaktiv effekt er kompatible med de sædvanlige driftsværdier.
that voltage values are within the usual operational values for those transmission system elements having influence on other control areas;
DRIFTSSIKKERHEDSANALYSE
the coherence of transitory admissible overloads of interconnectors; and
Artikel 72
that active power and reactive power injections or withdrawals are compatible with usual operational values.
Driftssikkerhedsanalyse under driftsplanlægning
OPERATIONAL SECURITY ANALYSIS
TSO'en udfører koordinerede driftssikkerhedsanalyser for som minimum følgende tidsrammer:
Article 72
year-ahead
Operational security analysis in operational planning
week-ahead, hvis det er relevant i henhold til artikel 69
Each TSO shall perform coordinated operational security analyses for at least the following time-frames:
day-ahead og
year-ahead;
intraday.
week-ahead, when applicable in accordance with Article 69;
Ved udførelsen af en koordineret driftssikkerhedsanalyse anvender TSO'en den metode, der er vedtaget i henhold til artikel 75.
day-ahead; and
Med henblik på at udføre driftssikkerhedsanalyser simulerer TSO'en i N-situationen hvert udfald på listen over udfald fastlagt i overensstemmelse med artikel 33 og bekræfter i (N-1)-situationen, at de driftsmæssige sikkerhedsgrænser fastsat i overensstemmelse med artikel 25 ikke overskrides inden for TSO'ens systemområde.
intraday.
TSO'en udfører sine driftssikkerhedsanalyser ved hjælp af mindst de fælles netmodeller, der er fastlagt i overensstemmelse med artikel 67, artikel 68, artikel 70 og, hvis det er relevant, artikel 69, og tager hensyn til planlagte afbrydelser ved udførelsen af disse analyser.
When performing a coordinated operational security analysis, the TSO shall apply the methodology adopted pursuant to Article 75.
TSO'en fremsender resultaterne af sin driftssikkerhedsanalyse til mindst de TSO'er, hvis elementer indgår i TSO'ens observationsområde, og som er berørt i henhold til den pågældende driftssikkerhedsanalyse, således at disse TSO'er kan bekræfte, at de driftsmæssige sikkerhedsgrænser overholdes inden for deres systemområder.
To perform operational security analyses, each TSO shall, in the N-Situation, simulate each contingency from its contingency list established in accordance with Article 33 and verify that, in the (N-1)-situation, the operational security limits defined in accordance with Article 25 are not exceeded in its control area.
Artikel 73
Each TSO shall perform its operational security analyses using at least the common grid models established in accordance with Articles 67, 68, 70 and, where applicable, 69 and shall take into account the planned outages when carrying out those analyses.
Driftssikkerhedsanalyse year-ahead til og med week-ahead
Each TSO shall share the results of its operational security analysis with at least the TSOs whose elements are included in the TSO's observability area and are affected according to that operational security analysis, in order to allow those TSOs to verify that operational security limits are respected within their control areas.
TSO'en udfører year-ahead- og, hvis det er relevant, week-ahead-driftssikkerhedsanalyser for at afdække som minimum følgende begrænsninger:
Article 73
flow og spændinger, der overstiger de driftsmæssige sikkerhedsgrænser
Year-ahead up to and including week-ahead operational security analysis
overskridelse af transmissionssystemets stabilitetsgrænser fastlagt i overensstemmelse med artikel 38, stk. 2 og 6 og
Each TSO shall perform year-ahead and, where applicable, week-ahead operational security analyses in order to detect at least the following constraints:
overskridelser af transmissionssystemets kortslutningstærskler.
power flows and voltages exceeding operational security limits;
Når TSO konstaterer en mulig begrænsning, udformer TSO'en afhjælpende tiltag i henhold til artikel 20-23.
violations of stability limits of the transmission system identified in accordance with Article 38(2) and (6); and
Hvis ikke-omkostningskrævende afhjælpende tiltag ikke er tilgængelige og begrænsningen hænger sammen med planlagt udtagning af visse relevante anlæg af drift, udgør begrænsningen en inkompatibilitet ved planlægning af afbrydelser, og TSO'en iværksætter koordinering af afbrydelse i henhold til artikel 95 eller artikel 100, afhængigt af den årstid hvor tiltaget iværksættes.
violations of short-circuit thresholds of the transmission system.