natgillin/translations-raw huggingface dataset:
where applicable, week-ahead, in accordance with Article 69;
Iga põhivõrguettevõtja peab koostama individuaalsed võrgumudelid ja iga piirkondlik talitluskindluse koordinaator peab osalema ühise võrgumudeli koostamises, kasutades artikli 114 lõikes 2 sätestatud andmevormingut.
day-ahead, in accordance with Article 70; and
Artikkel 65
intraday, in accordance with Article 70.
Järgmise aasta stsenaariumid
The individual grid models shall include the structural information and data set out in Article 41.
Kõik põhivõrguettevõtjad peavad koos välja töötama ühise loetelu järgmise aasta stsenaariumidest, mille järgi nad hakkavad hindama ühendatud ülekandesüsteemi talitlust järgmisel aastal.
Each TSO shall build the individual grid models and each regional security coordinator shall contribute to building the common grid models applying the data format established pursuant to Article 114(2).
Need stsenaariumid peavad võimaldama teha kindlaks ja hinnata, milline on ühendatud ülekandesüsteemi mõju talitluskindlusele.
Article 65
Stsenaariumid peavad sisaldama järgmisi muutujaid:
Year-ahead scenarios
elektrienergia tarbimine;
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.
taastuvate energiaallikate panusega seotud tingimused;
Those scenarios shall allow the identification and the assessment of the influence of the interconnected transmission system on operational security.
kindlaksmääratud impordi- ja ekspordipositsioonid, sealhulgas ühendamist võimaldavad kokkulepitud võrdlusväärtused;
The scenarios shall include the following variables:
tootmise struktuur, võttes arvesse kõiki tootmisvõimsusi, mis on täisvalmiduses;
electricity demand;
võrgu areng järgmisel aastal.
the conditions related to the contribution of renewable energy sources;
Stsenaariumide ühise nimekirja koostamisel peavad põhivõrguettevõtjad võtma arvesse järgmisi tahke:
determined import/export positions, including agreed reference values allowing the merging task;
tüüpilised piiriülese vahetuse suundumused erinevatel tarbimise, taastuvate energiaallikate ja tavalise tootmise tasemetel;
the generation pattern, with a fully available production park;
stsenaariumide realiseerumise tõenäosus;
the year-ahead grid development.
võimalikud kõrvalekalded talitluskindluse piiridest erinevate stsenaariumide korral;
When developing the common list of scenarios, TSOs shall take into account the following elements:
jaotusvõrkudesse ühendatud tootmisüksuste ja tarbimisüksuste toodetud ja tarbitud energia.
the typical cross-border exchange patterns for different levels of consumption and of renewable energy sources and conventional generation;
Kui põhivõrguettevõtjad ei suuda koostada lõikes 1 osutatud ühist stsenaariumide loetelu, tuleb kasutada järgmisi kokkuleppelisi stsenaariume:
the probability of occurrence of the scenarios;
talvine tippkoormus jooksva aasta jaanuarikuu kolmandal kolmapäeval kl 10.30 Kesk-Euroopa aja järgi;
the potential deviations from operational security limits for each scenario;
talvine miinimumkoormus jooksva aasta jaanuarikuu teisel pühapäeval kl 03.30 Kesk-Euroopa aja järgi;
the amount of power generated and consumed by the power generating facilities and demand facilities connected to distribution systems.
kevadine tippkoormus jooksva aasta aprillikuu kolmandal kolmapäeval kl 10.30 Kesk-Euroopa aja järgi;
Where TSOs do not succeed in establishing the common list of scenarios referred to in paragraph 1, they shall use the following default scenarios:
kevadine miinimumkoormus jooksva aasta aprillikuu teisel pühapäeval kl 03.30 Kesk-Euroopa aja järgi;
Winter Peak, 3rd Wednesday of January current year, 10:30 CET;
suvine tippkoormus eelmise aasta juulikuu kolmandal kolmapäeval kl 10.30 Kesk-Euroopa aja järgi;
Winter Valley, 2nd Sunday of January current year, 03:30 CET;
suvine miinimumkoormus eelmise aasta juulikuu teisel pühapäeval kl 03.30 Kesk-Euroopa aja järgi;
Spring Peak, 3rd Wednesday of April current year, 10:30 CET;
sügisene tippkoormus eelmise aasta oktoobrikuu kolmandal kolmapäeval kl 10.30 Kesk-Euroopa aja järgi;
Spring Valley, 2nd Sunday of April current year, 03:30 CET;
sügisene miinimumkoormus eelmise aasta oktoobrikuu teisel pühapäeval kl 03.30 Kesk-Euroopa aja järgi.
Summer Peak, 3rd Wednesday of July previous year, 10:30 CET;
Euroopa elektri põhivõrguettevõtjate võrgustik avaldab igal aastal 15. juuliks ühise järgmiseks aastaks loodud stsenaariumide loetelu, mis sisaldab ka stsenaariumide kirjeldusi ja ajavahemikku, mil vastavat stsenaariumi tuleb kasutada.
Summer Valley, 2nd Sunday of July previous year, 03:30 CET;
Artikkel 66
Autumn Peak, 3rd Wednesday of October previous year, 10:30 CET;
Järgmise aasta individuaalsed võrgumudelid
Autumn Valley, 2nd Sunday of October previous year, 03:30 CET.
Iga põhivõrguettevõtja peab kindlaks määrama järgmise aasta individuaalse võrgumudeli iga artikli 65 kohaselt väljatöötatud stsenaariumi jaoks, kasutades selleks artikli 65 lõikes 1 määratletud muutujate parimaid hinnanguid.
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.
Iga põhivõrguettevõtja avaldab oma järgmise aasta individuaalsed võrgumudelid Euroopa elektri põhivõrguettevõtjate võrgustiku talitluse plaanimise andmekeskkonnas vastavalt artikli 114 lõikele 1.
Article 66
Järgmise aasta individuaalse võrgumudeli koostamisel peab iga põhivõrguettevõtja:
Year-ahead individual grid models
leppima naaberpõhivõrguettevõtjatega kokku, millised on hinnangulised võimsusvood nende juhtimispiirkondi ühendavates alalisvooluülekandesüsteemides;
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).
iga stsenaariumi puhul tasakaalustama järgmise summa:
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).
netovahetusvõimsusvood vahelduvvooluliinides;
When defining its year-ahead individual grid model, each TSO shall:
hinnangulised võimsusvood alalisvooluülekandesüsteemides;
agree with the neighbouring TSOs upon the estimated power flow on HVDC systems linking their control areas;
koormus, sealhulgas hinnangulised kaod, ja
balance for each scenario the sum of:
tootmine.
net exchanges on AC lines;
Iga põhivõrguettevõtja peab oma järgmise aasta individuaalsetes võrgumudelites arvesse võtma jaotusvõrku ühendatud tootmisüksustes toodetud koondväljundvõimsuse.
estimated power flows on HVDC systems;
Kõnealune koondväljundvõimsus:
load, including an estimation of losses; and
peab olema kooskõlas artiklites 41, 43, 45 ja 48 sätestatud nõuete kohaselt esitatud struktuuriliste andmetega;
generation.
peab olema kooskõlas artikli 65 kohaselt koostatud stsenaariumidega ja
Each TSO shall include in its year-ahead individual grid models the aggregated power outputs for power generating facilities connected to distribution systems.
see tuleb esitada primaarenergiaallikate lõikes.
Those aggregated power outputs shall:
Artikkel 67
be consistent with the structural data provided in accordance with the requirements of Articles 41, 43, 45 and 48;
Järgmise aasta ühised võrgumudelid
be consistent with the scenarios developed in accordance with Article 65; and
Hiljemalt kuus kuud pärast käesoleva määruse jõustumist peavad kõik põhivõrguettevõtjad koos välja töötama ettepaneku artikli 66 lõike 1 kohastest individuaalsetest võrgumudelitest ühiste võrgumudelite koostamise metoodika kohta ning nende salvestamise kohta.
distinguish the type of primary energy source.
Metoodikas tuleb võtta arvesse ning vajaduse korral täiendada ühise võrgumudeli metoodika töötingimusi, mis on välja töötatud vastavalt määruse (EL) 2015/1222 artiklile 17 ja määruse (EL) 2016/1719 artiklile 18 järgmiste elementide osas:
Article 67
järgmise aasta individuaalsete võrgumudelite kogumise, ühiseks mudeliks koondamise ning individuaalsete ja ühiste võrgumudelite salvestamise tähtajad;
Year-ahead common grid models
individuaalsete ja ühiste võrgumudelite kvaliteedi järelevalve, mille abil tagatakse nende täielikkus ja kooskõlalisus, ja
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.
individuaalsete ja ühiste võrgumudelite korrigeerimine ja parandamine, mille kaudu täidetakse vähemalt punktis b osutatud kvaliteedinõudeid.
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:
Igal põhivõrguettevõtjal peab olema õigus taotleda teiselt põhivõrguettevõtjalt teavet muudatuste kohta võrgu skeemis või talitluses, nagu näiteks kaitse seadeväärtused või süsteemi kaitseskeemid, alajaamade ühe-liini-skeemid ja konfiguratsioon või täiendavad võrgumudelid, mis on asjakohased ülekandesüsteemist täpse esituse saamiseks, et teha talitluskindluse analüüsi.
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;
Artikkel 68
quality control of the individual and common grid models to be implemented in order to ensure their completeness and consistency; and
Järgmise aasta individuaalsete ja ühiste võrgumudelite ajakohastamine
correction and improvement of individual and common grid models, implementing at least the quality controls referred to in point (b).
Kui põhivõrguettevõtja on muutnud või teatab, et ta muudab teatud selliste muutujate parimaid hinnanguid, mida kasutatakse järgmise aasta individuaalsete võrgumudelite koostamisel artikli 66 lõike 1 kohaselt, ning muudatus on oluline talitluskindluse seisukohast, peab ta ajakohastama oma järgmise aasta individuaalse võrgumudeli ja avaldama Euroopa elektri põhivõrguettevõtjate võrgustiku talitluse plaanimise andmete keskkonnas.
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.
Kui ajakohastatakse individuaalset võrgumudelit, tuleb vastavalt ajakohastada järgmise aasta ühine võrgumudel, kasutades metoodikat, mis on koostatud artikli 67 lõike 1 kohaselt.
Updates of year-ahead individual and common grid models
Järgmise nädala individuaalsed ja ühised võrgumudelid
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.
Kui vähemalt kaks põhivõrguettevõtjat peavad vajalikuks, määravad nad kindlaks kõige esindavama stsenaariumi oma ülekandesüsteemi järgmise nädala talitluskindluse analüüsi kooskõlastamiseks ning töötavad välja metoodika individuaalsete võrgumudelite koondamiseks analoogselt järgmise aasta individuaalsete võrgumudelite koondamise metoodikaga, nagu kirjeldatud artikli 67 lõikes 1.
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).
Iga lõikes 1 osutatud põhivõrguettevõtja peab kehtestama või ajakohastama oma järgmise nädala individuaalse võrgumudeli vastavalt stsenaariumidele, mis on määratud kindlaks lõike 1 kohaselt.
Article 69
Lõikes 1 osutatud põhivõrguettevõtjad või kolmandad osalised, kellele on antud lõikes 1 osutatud ülesanne, peavad koostama järgmise nädala ühised võrgumudelid lõikes 1 kirjeldatud metoodika kohaselt, kasutades lõike 2 kohaselt väljatöötatud individuaalseid võrgumudeleid.
Week-ahead individual and common grid models
Artikkel 70
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).
Metoodika järgmise päeva ja päevasiseste ühiste mudelite koostamiseks
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.
Hiljemalt kuus kuud pärast käesoleva määruse jõustumist peavad kõik põhivõrguettevõtjad koos välja töötama ettepaneku individuaalsetest võrgumudelitest järgmise päeva ja päevasiseste ühiste võrgumudelite koostamise metoodika kohta ning nende salvestamise kohta.
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.
Metoodikas tuleb võtta arvesse ning vajaduse korral täiendada ühise võrgumudeli metoodika talitlustingimusi, mis on välja töötatud vastavalt määruse (EL) 2015/1222 artiklile 17 järgmiste elementide osas:
Article 70
ajatempli määratlus;
Methodology for building day-ahead and intraday common grid models
individuaalsete võrgumudelite kogumise, ühiseks mudeliks koondamise ning individuaalsete ja ühiste võrgumudelite salvestamise tähtajad.
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.
Tähtajad peavad olema kooskõlas piirkondlike protsessidega, mis on ette nähtud parandusmeetmete ettevalmistamiseks ja käivitamiseks;
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:
individuaalsete võrgumudelite ja ühise võrgumudelite kvaliteedi järelevalve, mille abil tagatakse nende täielikkus ja kooskõlalisus;
definition of timestamps;
individuaalsete ja ühiste võrgumudelite korrigeerimine ja parandamine, mille kaudu täidetakse vähemalt punktis c osutatud kvaliteedinõudeid, ning
deadlines for gathering the individual grid models, for merging them into a common grid model and for saving individual and common grid models.
täiendava teabe menetlemine seoses talitluse toimingutega, nagu näiteks kaitse seadeväärtused või süsteemi kaitsekavad, alajaamade ühe-liini-skeemid ja konfiguratsioon talitluskindluse juhtimiseks.
The deadlines shall be compatible with the regional processes established for preparing and activating remedial actions;
Iga põhivõrguettevõtja peab looma järgmise päeva ja päevasisesed individuaalsed võrgumudelid lõike 1 kohaselt ning need avaldama Euroopa elektri põhivõrguettevõtjate võrgustiku talitluse plaanimise andmekeskkonnas.
quality control of individual grid models and the common grid model to be implemented to ensure their completeness and consistency;
Seoses lõikes 2 osutatud järgmise päeva ja päevasiseste individuaalsete võrgumudelite koostamisega peab iga põhivõrguettevõtja võtma arvesse järgmist:
correction and improvement of individual and common grid models, implementing at least the quality controls referred to in point (c); and
ajakohastatud koormuse ja tootmise prognoosid;
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.
järgmise päeva turu ja päevasisese turu protsesside kohta kättesaadavad andmed;
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.
jaotise III osas kirjeldatud kavandamisülesannete kohta kättesaadavad tulemused;
When creating the day-ahead or intraday individual grid models referred to in paragraph 2, each TSO shall include:
jaotusvõrku ühendatud tootmisüksuste koondatud väljundaktiivvõimsus primaarenergiaallikate liikide lõikes kooskõlas artiklite 40, 43, 44, 48, 49 ja 50 kohaselt esitatud andmetega;
up-to-date load and generation forecasts;
ülekandesüsteemi ajakohastatud skeem.
the available results of the day-ahead and intraday market processes;
Kõik parandusmeetmed, mis on juba otsustatud võtta, tuleb lisada päevasisesesse ja järgmise päeva individuaalsesse võrgumudelisse ning need meetmed peavad olema selgelt eristatavad sisestatavast ja väljastatavast energiast, mis on sätestatud artikli 40 lõikes 4, ja võrgu skeemist, milles ei ole parandusmeetmeid rakendatud.
the available results of the scheduling tasks described in Title 6 of Part III;
Iga põhivõrguettevõtja peab hindama lõikes 3 osutatud muutujate andmete täpsust, võrreldes neid suurusi tegelike väärtustega ning võttes arvesse põhimõtteid, mis on kindlaks määratud kooskõlas artikli 75 lõike 1 punktiga c.
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;
Kui pärast lõikes 5 osutatud hindamist on põhivõrguettevõtja seisukohal, et selliste andmete täpsus on ebapiisav talitluskindluse hindamiseks, tuleb tal kindlaks teha ebatäpsuse põhjused.
up-to-date topology of the transmission system.
Kui ebatäpsuse põhjustavad põhivõrguettevõtja meetodid individuaalsete võrgumudelite koostamiseks, tuleb kõnealusel põhivõrguettevõtjal meetodid läbi vaadata, et saavutada täpsemaid tulemusi.
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.
Kui põhjused on seotud selliste andmetega, mida esitavad teised osalised, peab põhivõrguettevõtja püüdma koos kõnealuste teiste osalistega tagada, et andmed oleksid täpsed.
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).
Artikkel 71
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.
Võrgumudelite kvaliteedi kontroll
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.
Kvaliteedikontrolli kindlaksmääramisel vastavalt artikli 67 lõike 1 punktile b ja artikli 70 lõike 1 punktile c peavad kõik põhivõrguettevõtjad koos määrama kindlaks kontrollid, mille eesmärk on eelkõige teha kindlaks:
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.
võrkudevaheliste ühenduste seisundite koherentsus;
Article 71
kas pinge väärtused on tavaliste talitluspingete piires selliste ülekandesüsteemi elementide puhul, mis mõjutavad teisi juhtimispiirkondi;
Quality control for grid models
võrkudevaheliste ühenduste ajutiste lubatud ülekoormuste koherentsus ja
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:
kas aktiivvõimsuse ja reaktiivvõimsuse sisestamine ja väljastamine on kooskõlas tavaliste talitlusväärtustega.
the coherence of the connection status of interconnectors;
TALITLUSKINDLUSE ANALÜÜS
that voltage values are within the usual operational values for those transmission system elements having influence on other control areas;
Artikkel 72
the coherence of transitory admissible overloads of interconnectors; and
Talitluse plaanimisega seotud talitluskindluse analüüs
that active power and reactive power injections or withdrawals are compatible with usual operational values.
Iga põhivõrguettevõtja peab tegema kooskõlastatult võrgu talitluskindluse analüüse vähemalt järgmiste ajavahemike kohta:
OPERATIONAL SECURITY ANALYSIS
järgmine aasta;
Article 72
järgmine nädal, kui see on asjakohane artikli 69 kohaselt;
Operational security analysis in operational planning
järgmine päev ja
Each TSO shall perform coordinated operational security analyses for at least the following time-frames:
päevasisene ajavahemik.
year-ahead;
Kooskõlastatult võrgu talitluskindluse analüüside tegemisel peab põhivõrguettevõtja kasutama metoodikat, mis on tunnustatud artikli 75 kohaselt.
week-ahead, when applicable in accordance with Article 69;
Võrgu talitluskindluse analüüsi tegemiseks peab iga põhivõrguettevõtja N-olukorras modelleerima iga artikli 33 kohaselt koostatud häiringute loetelust pärit häiringut ning kontrollima, et tema juhtimispiirkonnas ei ületataks N–1-olukorras artikli 25 kohaselt kindlaksmääratud talitluskindluse piire.
day-ahead; and
Iga põhivõrguettevõtja peab tegema talitluskindluse analüüse, kasutades vähemalt artiklite 67, 68, 70 ja, kui see on asjakohane, artikli 69 kohaselt tehtud ühiseid võrgumudeleid, ning peab analüüside tegemisel võtma arvesse plaanilisi seisakuid.
intraday.
Iga põhivõrguettevõtja peab andma võrgu talitluskindluse analüüsi tulemused vähemalt nendele põhivõrguettevõtjatele, kelle käitatavad elemendid kuuluvad põhivõrguettevõtja jälgimispiirkonda ja keda kõnealuse talitluskindluse analüüsi kohaselt tema toimimine mõjutab, nii et kõnealustel põhivõrguettevõtjatel oleks võimalik kontrollida, et nende juhtimispiirkondades järgitakse talitluskindluse piire.
When performing a coordinated operational security analysis, the TSO shall apply the methodology adopted pursuant to Article 75.
Artikkel 73
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.
Järgmist aastat ja järgmist nädalat hõlmav talitluskindluse analüüs
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.
Iga põhivõrguettevõtja peab tegema järgmise aasta talitluskindluse analüüsi ja vajaduse korral järgmise nädala talitluskindluse analüüsi, et teha kindlaks vähemalt järgmised piirangud:
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.
võimsusvood ja pinged, mis ületavad talitluskindluse piire;
Article 73
artikli 38 lõigete 2 ja 6 järgi kindlaks määratud ülekandesüsteemi stabiilsuse piiride ületamised ja
Year-ahead up to and including week-ahead operational security analysis
ülekandesüsteemi lühisvoolu piiride ületamine.