natgillin/translations-raw huggingface dataset:
details of the technical data of the HVDC system, HVDC converter station or DC-connected power park module with relevance to the grid connection;
(b) деталізовані технічні дані системи ПСВН, перетворювальної підстанції ПСВН або приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру, які стосуються приєднання до мережі;
DC-connected power park modules are subject to the compliance simulations detailed in this Article.
Приєднані на постійному струмі модулі енергоцентрів підлягають моделюванням на відповідність, вказаним у цій статті.
Operation at active power setpoint between those minimum and maximum HVDC active power transmission capacity.
(iii) робота за уставки активної потужності між цими мінімальним і максимальним значеннями пропускної здатності ПСВН за активною потужністю.
following a step change in voltage, the HVDC converter station shall be capable of:
(c) упродовж ступінчастої зміни напруги перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна:
The relevant system operator, in coordination the relevant TSO, may specify a requirement for asymmetrical current injection in the case of asymmetrical (1-phase or 2-phase) faults.
Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП можуть визначити вимогу щодо привнесення повного КЗ струму у випадку несиметричних (однофазних або двофазних) пошкоджень.
An HVDC system with black start capability shall be able, in case one converter station is energised, to energise the busbar of the AC-substation to which another converter station is connected, within a timeframe after shut down of the HVDC system determined by the relevant TSOs.
Система ПСВН зі здатністю до автономного пуску має бути здатна, у разі подачі живлення на одну перетворювальну підстанцію, подавати живлення на шину підстанції змінного струму, до якої приєднана інша перетворювальна підстанція, у межах періоду часу після знеструмлення системи ПСВН, визначеного відповідними ОСП.
An HVDC converter station shall be capable of operating in additional control modes specified by the relevant system operator in coordination with the relevant TSO.
Перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна працювати в додаткових режимах регулювання, визначених відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.
For the purpose of the completion of data and study review, the HVDC system owner or HVDC converter unit owner shall provide the following upon request from the relevant system operator:
З метою перевірки даних і аналізу власник системи ПСВН або власник агрегату перетворювача ПСВН повинен надати за запитом відповідного системного оператора:
An EON shall be issued by the relevant system operator, subject to completion of preparation including agreement on the protection and control settings relevant to the connection points between the relevant system operator and the DC-connected power park module.
Повідомлення про ДПН видається відповідним системним оператором за умови виконання підготовчих робіт, у тому числі погодження уставок захисту та регулювання для відповідних точок приєднання між відповідним системним оператором і приєднаним на постійному струмі модулем енергоцентру
the HVDC converter unit owner or the HVDC converter station owner shall simulate the capability for leading and lagging reactive power capability in the conditions referred to in Article 20(2) to (4);
(a) власник агрегату перетворювача ПСВН або власник перетворювальної підстанції ПСВН повинен моделювати здатність до вироблення ємнісної та індуктивної реактивної потужності в умовах, зазначених у статті 20(2)-(4) ;
the HVDC system shall be capable of adjusting active power down to its minimum HVDC active power transmission capacity;
(b) система ПСВН має бути здатна налаштовувати активну потужність до рівня своєї мінімальної пропускної здатності ПСВН за активною потужністю;
an HVDC system shall be capable of adjusting the transmitted active power up to its maximum HVDC active power transmission capacity in each direction following an instruction from the relevant TSO.
(a) система ПСВН має бути здатна до регулювання передаваної активної потужності до рівня максимальної пропускної здатності ПСВН за активною потужністю в кожному напрямку за командою відповідного ОСП.
Unlimited, unless specified otherwise by the relevant system operator, in coordination with the relevant TSO.
Без обмеження, якщо тільки відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП не визначене інше.
The control modes and associated setpoints of the HVDC system shall be capable of being changed remotely, as specified by the relevant system operator, in coordination with the relevant TSO.
Режими регулювання та пов'язані уставки системи ПСВН повинні передбачати можливість їх дистанційної зміни, як визначено відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.
Equipment certificates may be used instead of part of the tests below, on the condition that they are provided to the relevant system operator.
Замість частини вказаних нижче випробувань можуть використовуватися сертифікати відповідності обладнання за умови їх надання відповідному системному оператору.
With regard to frequency restoration control of DC-connected power park module, the tests shall be carried out in accordance with Article 45(5) of Regulation (EU) 2016/631.
Щодо регулювання для відновлення частоти приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру, випробування повинні проводитися відповідно до статті 45(5) Регламенту (ЄС) № 2016/631.
Figure 5: The diagram represents boundaries of a U-Q/Pmax-profile with U being the voltage at the connection points expressed by the ratio of its actual value to its reference 1 pu value in per unit, and Q/Pmax the ratio of the reactive power to the maximum HVDC active power transmission capacity.
На рисунку представлені межі графіка U-Q/Pmax з напругою U у точках приєднання, вираженою співвідношенням її фактичного значення до її опорного значення в 1 в.о., а також відношенням реактивної потужності до максимальної пропускної здатності ПСВН за активною потужністю Q/Pmax.
the POD function damps the existing power oscillations of the HVDC system within a frequency range specified by the relevant TSO.
(i) функція POD гасить наявні коливання потужності системи ПСВН у межах діапазону частот, визначеного відповідним ОСП.
in the LFSM-U mode the HVDC system shall be capable of adjusting active power up to its maximum HVDC active power transmission capacity;
(b) у режимі LFSM-U система ПСВН має бути здатна налаштовувати активну потужність до рівня своєї максимальної пропускної здатності ПСВН за активною потужністю.
Fault recording and monitoring
Реєстрація аварійних порушень і моніторинг
where frequencies other than nominal 50 Hz are used, subject to relevant TSO agreement, the voltage ranges and time periods specified by the relevant system operator, in coordination with the relevant TSO, shall be proportional to those in Tables 9 and 10, Annex VII.
(e) у разі використання частот, інших ніж 50 Гц, відповідно до угоди з відповідним ОСП, діапазони напруг і періоди часу, визначені відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП, повинні бути пропорційні до тих, що вказані у таблицях 9 і 10 додатка VII.
Short circuit contribution during faults
Підживлення КЗ струмом під час пошкоджень
the power factor setpoint range and step is ensured according to Article 22(5);
(i) забезпечені діапазон і крок уставки коефіцієнта потужності відповідно до статті 22(5) ;
the test shall be carried out by simulating frequency steps and ramps big enough to activate at least 10 % of the full active power frequency response range in each direction, taking into account the droop settings and the deadband.
(b) випробування повинне проводитися шляхом моделювання ступінчастих і лінійних змін частоти, достатньо значних для того, щоб активувати принаймні 10% повного діапазону частотної характеристики активної потужності в кожному напрямку, враховуючи уставки статизму та зону нечутливості.
The terms and settings for automatic disconnection shall be agreed between the relevant system operator, in coordination with the relevant TSO, and the HVDC system owner.
Умови та уставки автоматичного відключення повинні бути узгоджені між відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП і власником системи ПСВН.
The regulatory authority shall take into account the need to optimise the configuration between the DC-connected power park module and the remote-end HVDC converter station, as well as the legitimate expectations of the DC-connected power park module owner when adopting a decision concerning a request for a derogation.
Під час ухвалення рішення щодо запиту про надання відступу регуляторний орган повинен враховувати потребу в оптимізації конфігурації між приєднаним на постійному струмі модулем енергоцентру та віддаленою перетворювальною підстанцією ПСВН, а також правомірні очікування власника приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру.
the accuracy of the regulation is compliant with the conditions as referred to in Article 21(3)(d) of Regulation (EU) 2016/631.
(ii) точність регулювання відповідає умовам, вказаним у статті 21(3)(d) Регламенту (ЄС) № 2016/631.
active power;
(c) активна потужність,
pre-fault operating point of the HVDC converter station expressed as active power output and reactive power output at the connection point and voltage at the connection point; and
(b) передаварійні робочі параметри перетворювальної підстанції ПСВН по вихідних активній і реактивній потужностях у точці приєднання та напрузі в точці приєднання; та
Reactive power capability
Якість електричної енергії
With regard to general system management requirements, Articles 14(5), 15(6) and 16(4) of Regulation (EU) 2016/631 shall apply to any DC-connected power park module.
Що стосується загальних вимог щодо управління системою, до будь-якого приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру застосовуються статті 14(5) , 15(6) і 16(4) Регламенту (ЄС) № 2016/631.
Table 1: Minimum time periods an HVDC system shall be able to operate for different frequencies deviating from a nominal value without disconnecting from the network.
Мінімальні інтервали часу, протягом яких система ПСВН повинна бути здатна працювати на різних частотах, що відхиляються від номінального значення, без відключення від мережі.
Commission Regulation (EU) 2016/1447 of 26 August 2016 establishing a network code on requirements for grid connection of high voltage direct current systems and direct current-connected power park modules (Text with EEA relevance)
Регламент Комісії (ЄС) № 2016/1447 від 26 серпня 2016 року про встановлення мережевого кодексу щодо вимог для приєднання до мережі систем постійного струму високої [...]
Protection schemes relevant for the HVDC system and the network, and settings relevant for the HVDC system, shall be coordinated and agreed between the relevant system operator, the relevant TSO and the HVDC system owner.
Схеми захисту, необхідні для системи ПСВН та мережі, а також уставки для системи ПСВН повинні координуватися та узгоджуватися між відповідним системним оператором, відповідним ОСП і власником системи ПСВН.
To be specified by each relevant TSO, but longer than for DC-connected PPMs according to Article 39
Визначається кожним ОСП, але має бути довшим за періоди часу для приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів відповідно до статті 39 .
the HVDC system has demonstrated stable operation during ramping periods.
(ii) система ПСВН продемонструвала стабільну роботу впродовж періодів лінійної зміни навантаження.
The relevant system operator, in coordination with the relevant TSO, shall specify the reactive power capability requirements at the connection points, in the context of varying voltage.
Відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити вимоги щодо здатності до вироблення реактивної потужності в точках приєднання у випадку коливань напруги.
the reactive power control mode test shall apply concerning the verification of the following parameters:
(c) випробування режиму регулювання реактивної потужності застосовується, щоб перевірити такі параметри:
Equipment certificates may be used instead of part of the simulations below, on the condition that they are provided to the relevant system operator.
Замість частини вказаних нижче моделювань можуть використовуватися сертифікати відповідності обладнання за умови їх надання відповідному системному оператору.
Request for derogations by an HVDC system owner or DC-connected power park module owner
Запити про надання відступу власників систем ПСВН або власників приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів
The relevant system operator shall be facilitated to participate in such tests and may record the performance of the HVDC systems, HVDC converter stations or DC-connected power park modules.
Відповідний системний оператор може брати участь у таких випробуваннях і фіксувати характеристики систем ПСВН, перетворювальних підстанцій ПСВН або приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентру.
With regard to the active power controllability test:
Щодо випробування з регулювання активної потужності:
An EON shall be issued by the relevant system operator, subject to completion of preparation and the fulfilment of the requirements specified by the relevant system operator in the relevant operational procedures.
Повідомлення про ДПН видається відповідним системним оператором за умови виконання підготовчих робіт і дотримання вимог, визначених відповідним системним оператором у відповідних операційних процедурах.
the test shall be carried out by simulating frequency steps and ramps big enough to activate at least 10 % of the full operating range for active power, taking into account the droop settings and the deadband.
(b) випробування повинне проводитися шляхом моделювання ступінчастих і лінійних змін частоти, достатньо значних для того, щоб активувати принаймні 10% повного робочого діапазону активної потужності, враховуючи уставки статизму та зону нечутливості.
The HVDC system owner shall ensure that the reactive power of its HVDC converter station exchanged with the network at the connection point is limited to values specified by the relevant system operator in coordination with the relevant TSO.
Власник системи ПСВН повинен забезпечити, щоб обмін реактивною потужністю його перетворювальної підстанції ПСВН з мережею в точці приєднання обмежувався значеннями, визначеними відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.
the voltage control mode test shall apply concerning the verification of the following parameters:
(b) випробування режиму регулювання напруги застосовується, щоб перевірити такі параметри:
B. Limited frequency sensitive mode overfrequency
B. Режим з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота
the unresolved issues justifying the granting of the LON;
(a) неусунених зауважень, що зумовили надання ОДП;
Where a nominal frequency other than 50 Hz, or a frequency variable by design is used, subject to agreement with the relevant TSO, the applicable frequency ranges and time periods shall be specified by the relevant TSO taking into account specificities of the system and the requirements set out in Annex VI;
Якщо використовується номінальна частота інша, ніж 50 Гц, або змінна частота згідно із проектом, відповідно до угоди з відповідним ОСП, застосовні діапазони частот і періоди часу повинні бути визначені відповідним ОСП з урахуванням особливостей системи і вимог, визначених у додатку VI;
For the purposes of power factor control mode, the HVDC converter station shall be capable of controlling the power factor to a target at the connection point, while respecting Articles 20 and 21.
Для цілей режиму регулювання коефіцієнта потужності перетворювальна підстанція ПСВН має бути здатна до регулювання коефіцієнта потужності до цільового значення в точці приєднання, дотримуючись статей 20 і 21 .
Terms and settings for automatic disconnection shall be agreed between the relevant TSO and the DC-connected power park module owner.
Умови та уставки автоматичного відключення повинні бути узгоджені між відповідним ОСП і власником приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру.
the HVDC converter unit or the HVDC converter station shall demonstrate its technical capability to provide leading and lagging reactive power capability according to Article 48(2);
(a) агрегат перетворювача ПСВН або перетворювальна підстанція ПСВН має продемонструвати свою технічну здатність до вироблення ємнісної та індуктивної реактивної потужності відповідно до статті 48(2) ;
With regard to the post fault active power recovery simulation:
Щодо моделювання післяаварійного відновлення активної потужності:
fast active power reversal.
(iii) швидке реверсування активної потужності.
Compliance simulations
Моделювання на відповідність
Remote-end HVDC converter station owners shall ensure that their connection to the network does not result in a level of distortion or fluctuation of the supply voltage on the network, at the connection point, exceeding the level allocated to them by the relevant system operator, in coordination with the relevant TSO.
Власники віддалених перетворювальних підстанцій ПСВН повинні забезпечити, щоб їх приєднання до мережі не призводило до спотворення або коливання напруги живлення в мережі в точці приєднання, що перевищує рівень, призначений їм відповідним системним оператором у координації з відповідним ОСП.
General system management requirements applicable to DC-connected power park modules
Загальні вимоги щодо управління системою, що застосовуються до приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів
Reactive power control mode
Режим регулювання реактивної потужності
With regard to the reactive power capability simulation of remote-end HVDC converter units:
Щодо моделювання здатності віддалених агрегатів перетворювачів ПСВН до вироблення реактивної потужності:
Operation at maximum HVDC active power transmission capacity;
(ii) робота на максимальній пропускній здатності ПСВН за активною потужністю;
Table 11: Maximum and minimum range of both Q/Pmax and steady-state voltage for a DC-connected PPM
Максимальний і мінімальний діапазони Q/Pmax і напруги в усталеному режимі для приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру
emergency blocking;
(i) команда аварійного блокування;
include a proposal for a transitional period for applying the requirement to existing HVDC systems or DC-connected power park modules.
(b) містити пропозицію щодо перехідного періоду для застосування вимог до наявних систем ПСВН або приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів.
Subsynchronous torsional interaction damping capability
Здатність до демпфірування підсинхронної крутильної взаємодії
An ION shall entitle the DC-connected power park module owner to operate the DC-connected power park module and generate power by using the grid connection for a limited period of time.
ТДП дає право власнику приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру на експлуатацію приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру та виробництво електроенергії з використанням приєднання до мережі упродовж обмеженого проміжку часу.
For connection points at reference 1 pu AC voltages not included in the scope set out in Annex III, the relevant system operator, in coordination with relevant TSOs, shall specify applicable requirements at the connection points.
Для точок приєднання з опорною напругою змінного струму в 1 в.о., що не входять до переліку, визначеного в додатку III , відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні визначити застосовні вимоги в точках приєднання.
establishing a network code on requirements for grid connection of high voltage direct current systems and direct current-connected power park modules
про встановлення мережевого кодексу щодо вимог для приєднання до мережі систем постійного струму високої напруги і приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів
Operation of HVDC systems
Експлуатація систем ПСВН
conditions and procedures for use of relevant equipment certificates, issued by an authorised certifier, by the DC-connected power park module owner.
(g) умови та процедури використання власником приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру відповідних сертифікатів відповідності обладнання, виданих уповноваженим органом сертифікації.
With regard to the reactive power capability simulation:
Щодо моделювання здатності до вироблення реактивної потужності:
With regard to the reactive power control mode test:
Щодо випробування режиму регулювання реактивної потужності:
Requirements relating to frequency sensitive mode, limited frequency sensitive mode overfrequency and limited frequency sensitive mode underfrequency
Вимоги щодо частотночутливого режиму, режиму з обмеженою чутливістю до частоти - підвищена частота і режиму з обмеженою чутливістю до частоти - знижена частота
the relevant system operator, in coordination with the relevant TSO shall account for the development time schedule of retrofitting the reactive power capability to the DC-connected power park module in specifying the point in time by which this reactive power capability retrofitting is to take place.
(ii) відповідний системний оператор у координації з відповідним ОСП повинні враховувати графік модернізації потужності для вироблення реактивної потужності приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру під час визначення терміну модернізації потужності для вироблення реактивної потужності.
The terms and settings for automatic disconnection shall be agreed between the relevant system operator, the relevant TSO and the DC-connected power park module owner;
Умови та уставки автоматичного відключення повинні бути узгоджені між відповідним системним оператором, відповідним ОСП і власником приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру.
A capability for DC-connected power park modules to maintain constant power shall be determined in accordance with Article 13(3) of Regulation (EU) 2016/631 for the 50 Hz nominal system.
Здатність приєднаних на постійному струмі модулів енергоцентрів підтримувати стійку потужність повинна визначатися відповідно до статті 13(3) Регламенту (ЄС) № 2016/631 для системи з номінальною частотою 50 Гц.
fast active power reversal command.
(iv) команда швидкого реверсування активної потужності.
the HVDC converter unit or the HVDC converter station demonstrates its capability to change to any reactive power setpoint within the applicable reactive power range within the specified performance targets of the relevant reactive power control scheme; and
(ii) агрегат перетворювача ПСВН або перетворювальна підстанція ПСВН демонструє свою здатність переходити на будь-яку уставку реактивної потужності в межах застосовного діапазону реактивної потужності і в межах визначених цільових значень відповідної схеми регулювання реактивної потужності; та
With respect to data and study review, the DC-connected power park module owner shall provide the following upon request from the relevant system operator:
Щодо перевірки даних і аналізу, власник приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру повинен надати за запитом відповідного системного оператора:
The relevant TSO shall specify fault-ride-through capabilities in case of asymmetrical faults.
Відповідний ОСП повинен визначити можливості проходження КЗ без відключення від мережі у випадку несиметричних пошкоджень.
the simulation shall be deemed passed, provided that the model demonstrates compliance with the conditions of Article 21(3)(f) of Regulation (EU) 2016/631.
(b) моделювання вважається успішним, якщо модель демонструє відповідність умовам у статті 21(3)(f) Регламенту (ЄС) № 2016/631.
The relevant system operator shall assess the compliance of an HVDC system, HVDC converter station and DC-connected power park module with the requirements under this Regulation throughout the lifetime of the HVDC system, HVDC converter station or DC-connected power park module.
Відповідний системний оператор повинен оцінювати відповідність системи ПСВН, перетворювальної підстанції ПСВН або приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру вимогам цього Регламенту впродовж усього терміну експлуатації відповідної системи ПСВН, перетворювальної підстанції ПСВН або приєднаного на постійному струмі модуля енергоцентру.