Für einen individuellen Ausdruck passen Sie bitte die Einstellungen in der Druckvorschau Ihres Browsers an. Regelwerk, EU 2016, Energienutzung - EU Bund |
Verordnung (EU) 2016/1447 der Kommission vom 26. August 2016 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung
(Text von Bedeutung für den EWR)
(ABl. Nr. L 241 vom 08.09.2016 S. 1)
Die Europäische Kommission -
gestützt auf den Vertrag über die Arbeitsweise der Europäischen Union,
gestützt auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 13. Juli 2009 über die Netzzugangsbedingungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel und zur Aufhebung der Verordnung (EG) Nr. 1228/2003 1, insbesondere auf Artikel 6 Absatz 11,
in Erwägung nachstehender Gründe:
(1) Die rasche Vollendung eines voll funktionierenden und vernetzten Energiebinnenmarkts ist für die Erhaltung der Energieversorgungssicherheit, die Verbesserung der Wettbewerbsfähigkeit und die Gewährleistung erschwinglicher Energiepreise für die Verbraucher von entscheidender Bedeutung.
(2) In der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 sind diskriminierungsfreie Vorschriften für den Netzzugang im grenzüberschreitenden Stromhandel festgelegt, mit denen ein gut funktionierender Elektrizitätsbinnenmarkt sichergestellt werden soll. Zudem müssen die Mitgliedstaaten oder, wenn Mitgliedstaaten dies vorsehen, die Regulierungsbehörden nach Artikel 5 der Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlaments und des Rates 2 unter anderem gewährleisten, dass für den Netzanschluss objektive und diskriminierungsfreie technische Vorschriften mit Mindestanforderungen an die Auslegung und den Betrieb erarbeitet werden. Stellen Anforderungen Bedingungen für den Anschluss an nationale Netze dar, sind nach Artikel 37 Absatz 6 der genannten Richtlinie die Regulierungsbehörden dafür verantwortlich, zumindest die Methoden für die Berechnung oder Festlegung dieser Anforderungen zu bestimmen oder zu genehmigen. Zur Gewährleistung der Systemsicherheit innerhalb des Stromverbundsystems ist es von entscheidender Bedeutung, ein gemeinsames Verständnis von den Anforderungen an Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssysteme (HGÜ-Systeme) sowie an nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung zu entwickeln. Anforderungen, die dazu beitragen, die Systemsicherheit aufrechtzuerhalten, zu schützen und wiederherzustellen, um das ordnungsgemäße Funktionieren des Elektrizitätsbinnenmarkts sowohl innerhalb der Synchrongebiete als auch zwischen den einzelnen Synchrongebieten zu unterstützen und für Kosteneffizienz zu sorgen, sollten als grenzüberschreitende Netzangelegenheiten und Angelegenheiten der Marktintegration betrachtet werden.
(3) Es sollten harmonisierte Vorschriften für den Netzanschluss von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung festgelegt werden, um einen klaren Rechtsrahmen für den Netzanschluss zu schaffen, den unionsweiten Stromhandel zu erleichtern, die Systemsicherheit zu gewährleisten, die Integration erneuerbarer Energieträger zu unterstützen, den Wettbewerb zu fördern sowie eine effizientere Netz- und Ressourcennutzung zu ermöglichen und somit Vorteile für die Verbraucher zu schaffen.
(4) Die Systemsicherheit hängt unter anderem von den technischen Fähigkeiten der HGÜ-Systeme und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung ab. Grundlegende Voraussetzungen sind daher die regelmäßige Koordinierung auf Übertragungs- und Verteilernetzebene und eine angemessene Leistungsfähigkeit der an die Übertragungs- und Verteilernetze angeschlossenen Betriebsmittel, die ausreichend robust sein müssen, um Störungen standzuhalten und dazu beizutragen, größere Unterbrechungen zu verhindern oder den Wiederaufbau des Netzes nach einem Zusammenbruch zu unterstützen.
(5) Voraussetzung für einen sicheren Netzbetrieb ist auch die enge Zusammenarbeit zwischen den Eigentümern von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und den Netzbetreibern. Insbesondere hängt der Betrieb des Netzes unter anormalen Bedingungen von der Reaktion der HGÜ-Systeme und der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung auf Abweichungen der Spannung vom Referenzwert 1 pu (Per-Unit-Wert) sowie auf Abweichungen von der Nennfrequenz ab. Angesichts ihrer gegenseitigen Abhängigkeiten sollten Netze sowie HGÜ-Systeme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung im Hinblick auf die Systemsicherheit systemtechnisch als Einheit betrachtet werden. Daher sollten einschlägige technische Anforderungen an HGÜ-Systeme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung als Voraussetzung für den Netzanschluss festgelegt werden.
(6) Die Regulierungsbehörden sollten die Kosten, die den Netzbetreibern bei der Anwendung dieser Verordnung tatsächlich entstanden sind, in angemessenem Umfang berücksichtigen, wenn sie gemäß Artikel 37 Absätze 1 und 6 der Richtlinie 2009/72/EG und Artikel 14 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 Übertragungs- oder Verteilernetzentgelte oder die entsprechenden Methoden festlegen oder genehmigen oder die Bedingungen für den Anschluss an und den Zugang zu den nationalen Netzen genehmigen.
(7) Die einzelnen Synchrongebiete in der EU weisen unterschiedliche Merkmale auf, die bei der Festlegung von Anforderungen an HGÜ-Systeme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung zu berücksichtigen sind. Vorschriften für den Netzanschluss sollten daher gemäß Artikel 8 Absatz 6 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 regionalen Besonderheiten Rechnung tragen.
(8) Im Interesse der erforderlichen Rechtssicherheit sollten die Anforderungen dieser Verordnung nur für neue HGÜ-Systeme und neue nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gelten, nicht jedoch für HGÜ-Systeme und bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die bereits fertiggestellt sind oder sich in einem fortgeschrittenen Planungsstadium befinden, soweit die relevante Regulierungsbehörde oder der Mitgliedstaat aufgrund der Entwicklung der Netzanforderungen und einer umfassenden Kosten-Nutzen-Analyse oder angesichts einer erheblichen Modernisierung dieser Anlagen nichts anderes vorsieht.
(9) Aufgrund ihrer grenzübergreifenden Bedeutung sollte diese Verordnung darauf abzielen, zumindest innerhalb desselben Synchrongebietes dieselben Anforderungen hinsichtlich der Frequenz auf allen Spannungsebenen sicherzustellen. Dies ist erforderlich, da eine Änderung der Frequenz in einem Mitgliedstaat unmittelbare Auswirkungen auf die Frequenz in allen anderen Mitgliedstaaten desselben Synchrongebiets hätte und dort Schäden an den Betriebsmitteln verursachen könnte.
(10) Im Interesse der Systemsicherheit sollten HGÜ-Systeme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung in jedem Synchrongebiet des Verbundnetzes innerhalb bestimmter Frequenz- und Spannungsbereiche mit dem Netz verbunden bleiben können.
(11) Die Spannungsbereiche miteinander verbundener Netze sollten koordiniert werden, da sie für eine sichere Planung und einen sicheren Betrieb von Stromversorgungssystemen innerhalb eines Synchrongebiets von entscheidender Bedeutung sind. Anschlussunterbrechungen aufgrund von Spannungsstörungen wirken sich auch auf benachbarte Netze aus. Werden die Spannungsbereiche nicht festgelegt, so könnte dies im Hinblick auf anormale Betriebsbedingungen vielfältige Unsicherheiten bei Planung und Betrieb des Netzes nach sich ziehen.
(12) Es sollten angemessene und verhältnismäßige Konformitätstests eingeführt werden, damit die Netzbetreiber die Betriebssicherheit gewährleisten können. Gemäß Artikel 37 Absatz 1 Buchstabe b der Richtlinie 2009/72/EG müssen die Regulierungsbehörden sicherstellen, dass die Netzbetreiber diese Verordnung einhalten.
(13) Bei der Entwicklung und Genehmigung von Netzanschlussbestimmungen sollten die Regulierungsbehörden, Mitgliedstaaten und Netzbetreiber sicherstellen, dass die Bestimmungen im Interesse einer vollständigen Marktintegration so weit wie möglich harmonisiert werden. Bei der Entwicklung von Bestimmungen für den Netzanschluss sollten vorhandene technische Normen besondere Berücksichtigung finden.
(14) Die Verordnung sollte zudem ein Verfahren für Freistellungen von den Vorschriften vorsehen, um örtlichen Gegebenheiten Rechnung zu tragen, etwa wenn die Stabilität des örtlichen Netzes in besonderen Fällen bei Einhaltung der Vorschriften gefährdet werden könnte oder ein HGÜ-System oder eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung nur dann sicher betrieben werden kann, wenn die Betriebsbedingungen von den Anforderungen der Verordnung abweichen.
(15) Neue nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung könnten in Zukunft Teile von vermaschten Offshore-Netzen bilden, die an mehrere Synchrongebiete angeschlossen sind. Im Hinblick darauf sollten bestimmte technische Anforderungen festgelegt werden, um die Netzsicherheit aufrechtzuerhalten und sicherzustellen, dass vermaschte Netze kosteneffizient entwickelt werden können. In Bezug auf bestimmte Anforderungen sollte jedoch erst dann die Verpflichtung bestehen, die für die Netzsicherheit erforderliche Ausrüstung in nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung zu installieren, wenn dies tatsächlich notwendig wird.
(16) Die Eigentümer von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die über eine radiale Verbindung an ein Synchrongebiet angeschlossen sind oder werden, sollten daher in einem beschleunigten Verfahren Freistellungen von Anforderungen beantragen können, deren Erfüllung erst bei einem Anschluss an ein vermaschtes Netz erforderlich wird, wobei die Umstände im Einzelfall zu berücksichtigen sind. Zudem sollten die Eigentümer im Hinblick auf die erforderlichen Investitionsentscheidungen so früh wie möglich informiert werden, ob sie für eine Freistellung in Betracht kommen.
(17) Vorbehaltlich der Zustimmung der relevanten Regulierungsbehörde oder gegebenenfalls einer anderen Behörde eines Mitgliedstaats sollten Netzbetreiber die Möglichkeit haben, Freistellungen für bestimmte Arten von HGÜ-Systemen und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung vorzuschlagen.
(18) Diese Verordnung wurde auf der Grundlage der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 erlassen, die sie ergänzt und deren Bestandteil sie ist. Verweise auf die Verordnung (EG) Nr. 714/2009 in anderen Rechtsakten sollten auch als Verweise auf die vorliegende Verordnung gelten.
(19) Die in dieser Verordnung vorgesehenen Maßnahmen entsprechen der Stellungnahme des in Artikel 23 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 genannten Ausschusses
- hat folgende Verordnung erlassen:
Titel I
Allgemeine Bestimmungen
Artikel 1 Gegenstand
Diese Verordnung enthält einen Netzkodex mit Bestimmungen für den Netzanschluss von Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungssystemen (HGÜ-Systemen) und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung. Sie trägt somit dazu bei, faire Wettbewerbsbedingungen im Elektrizitätsbinnenmarkt, die Systemsicherheit und die Integration erneuerbarer Energieträger in das Stromnetz sicherzustellen und den unionsweiten Stromhandel zu erleichtern.
Darüber hinaus enthält die Verordnung Verpflichtungen, mit denen sichergestellt werden soll, dass die Netzbetreiber die Fähigkeiten von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung angemessen sowie auf transparente und diskriminierungsfreie Weise nutzen, um in der gesamten Union für gleiche Wettbewerbsbedingungen zu sorgen.
Artikel 2 Begriffsbestimmungen
Für die Zwecke dieser Verordnung gelten die Begriffsbestimmungen in Artikel 2 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission 3, Artikel 2 der Verordnung (EU) Nr. 543/2013 der Kommission 4, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission 5, Artikel 2 der Verordnung (EU) 2016/1388 der Kommission 6 und Artikel 2 der Richtlinie 2009/72/EG. Zusätzlich gelten folgende Begriffsbestimmungen:
Artikel 3 Anwendungsbereich
(1) Die Bestimmungen dieser Verordnung gelten für
(2) Die relevanten Netzbetreiber schlagen den zuständigen Regulierungsbehörden in Abstimmung mit den relevanten ÜNB vor, diese Verordnung auf nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung anzuwenden, die an einem einzelnen Netzanschlusspunkt an ein Übertragungs- oder Verteilernetz angeschlossen sind, das nicht Teil eines Synchrongebietes ist, und holen dazu deren Genehmigung gemäß Artikel 5 ein. Alle anderen nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen, die über Drehstromverbindungen miteinander verbunden sind, aber über eine Gleichstromverbindung an ein Synchrongebiet angeschlossen sind, gelten als nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und unterliegen somit dieser Verordnung.
(3) Die Artikel 55 bis 59, die Artikel 69 bis 74 und Artikel 84 gelten nicht für HGÜ-Systeme innerhalb einer Regelzone gemäß Absatz 1 Buchstaben c und d, wenn
(4) Die Bestimmungen für den Anschluss von HGÜ-Systemen in Titel II gelten für die Drehstrom-Netzanschlusspunkte dieser Systeme, mit Ausnahme der Bestimmungen des Artikels 29 Absätze 4 und 5 und des Artikels 31 Absatz 5, die für andere Anschlusspunkte gelten können, sowie des Artikels 19 Absatz 1, der für die Klemmen der HGÜ-Stromrichterstation gelten kann.
(5) Die Bestimmungen für den Anschluss von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und von erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstationen in Titel III gelten für die HGÜ-Netzverknüpfungspunkte dieser Systeme, mit Ausnahme der Bestimmungen des Artikels 39 Absatz 1 Buchstabe a und des Artikels 47 Absatz 2, die für den Netzanschlusspunkt in dem Synchrongebiet gelten, für das die Frequenzreaktion erfolgt.
(6) Der relevante Netzbetreiber erteilt keine Genehmigung für den Netzanschluss von neuen HGÜ-Systemen oder von neuen nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die die in dieser Verordnung beschriebenen Anforderungen nicht erfüllen und keiner von der Regulierungsbehörde oder ggf. einer anderen Behörde eines Mitgliedstaats gemäß Titel VII gewährten Freistellung unterliegen. Im Falle einer Ablehnung übermittelt der relevante Netzbetreiber dem Eigentümer des HGÜ-Systems oder dem Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung und, soweit die Regulierungsbehörde nichts anderes bestimmt, der Regulierungsbehörde eine begründete schriftliche Erklärung.
(7) Diese Verordnung gilt nicht für
Artikel 4 Anwendung auf bestehende HGÜ-Systeme und bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung
(1) Mit Ausnahme der Artikel 26, 31, 33 und 50 gelten die Bestimmungen dieser Verordnung nicht für bestehende HGÜ-Systeme und bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, außer
(2) Ein HGÜ-System oder eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung gilt als "bestehend" im Sinne dieser Verordnung,
Die Mitteilung, die der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung an den relevanten Netzbetreiber und den relevanten ÜNB richtet, muss mindestens den Titel des Vertrags, das Datum der Unterzeichnung und das Datum des Inkrafttretens des Vertrags sowie die Spezifikationen der Hauptkomponente der Erzeugungsanlage oder der HGÜ-Betriebsmittel enthalten, die gebaut, installiert oder erworben werden soll.
Die Mitgliedstaaten können festlegen, dass die Regulierungsbehörde unter bestimmten Umständen entscheiden kann, ob ein HGÜ-System oder eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung als "bestehend" oder als "neu" anzusehen ist.
(3) Nach einer öffentlichen Konsultation gemäß Artikel 8 kann der relevante ÜNB der betroffenen Regulierungsbehörde oder ggf. dem Mitgliedstaat vorschlagen, den Anwendungsbereich dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme und/oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung zu erweitern, um wesentlichen faktischen Änderungen der Umstände Rechnung zu tragen, z.B. einer Änderung der Netzanforderungen aufgrund einer stärkeren Nutzung erneuerbarer Energieträger, intelligenter Netze, der dezentralen Stromerzeugung oder der Nachfragesteuerung.
Zu diesem Zweck wird eine gründliche und transparente quantitative Kosten-Nutzen-Analyse gemäß den Artikeln 65 und 66 durchgeführt. Die Analyse umfasst
(4) Vor der Durchführung der quantitativen Kosten-Nutzen-Analyse gemäß Absatz 3
(5) Binnen sechs Monaten nach Eingang des Berichts und der Empfehlung des relevanten ÜNB gemäß Artikel 65 Absatz 4 entscheidet die relevante Regulierungsbehörde oder ggf. der Mitgliedstaat über die Erweiterung des Anwendungsbereichs dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung. Die Entscheidung der Regulierungsbehörde oder ggf. des Mitgliedstaats wird veröffentlicht.
(6) Bei der Prüfung einer möglichen Anwendung dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung berücksichtigt der relevante ÜNB die berechtigten Erwartungen der Eigentümer dieser Systeme bzw. Erzeugungsanlagen.
(7) Der relevante ÜNB kann die Anwendung einiger oder aller Bestimmungen dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung alle drei Jahre nach den in den Absätzen 3 bis 5 beschriebenen Kriterien und Verfahren prüfen.
Artikel 5 Aufsichtsrechtliche Aspekte
(1) Allgemein geltende Anforderungen, die gemäß dieser Verordnung von relevanten Netzbetreibern oder ÜNB festzulegen sind, bedürfen der Genehmigung der vom Mitgliedstaat beauftragten Stelle und sind zu veröffentlichen. Soweit der Mitgliedstaat nichts anderes bestimmt, handelt es sich bei der beauftragten Stelle um die Regulierungsbehörde.
(2) In Bezug auf standortspezifische Anforderungen, die nach dieser Verordnung von relevanten Netzbetreibern oder ÜNB festzulegen sind, können die Mitgliedstaaten bestimmen, dass sie der Genehmigung einer beauftragten Stelle bedürfen.
(3) Bei der Anwendung dieser Verordnung müssen die Mitgliedstaaten, die zuständigen Stellen und die Netzbetreiber
(4) Der relevante Netzbetreiber oder ÜNB legt der zuständigen Stelle binnen zwei Jahren nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung einen Vorschlag für allgemein geltende Anforderungen oder für die Methode zu deren Berechnung bzw. Festlegung zur Genehmigung vor.
(5) Ist nach dieser Verordnung eine Einigung zwischen dem relevanten Netzbetreiber, dem relevanten ÜNB, dem Eigentümer eines HGÜ-Systems, dem Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung und/oder dem Verteilernetzbetreiber erforderlich, müssen diese sich bemühen, binnen sechs Monaten eine Einigung zu erzielen, nachdem eine der Parteien den anderen Parteien einen ersten Vorschlag übermittelt hat. Wird innerhalb dieser Frist keine Einigung erzielt, kann jede Partei die relevante Regulierungsbehörde ersuchen, binnen sechs Monaten eine Entscheidung zu treffen.
(6) Die zuständigen Stellen treffen ihre Entscheidung über Vorschläge für Anforderungen oder Methoden binnen sechs Monaten nach deren Eingang.
(7) Hält der relevante Netzbetreiber oder ÜNB Änderungen an den in den Absätzen 1 und 2 genannten und entsprechend genehmigten Anforderungen oder Methoden für erforderlich, so unterliegt der Änderungsvorschlag den Bestimmungen der Absätze 3 bis 8. Netzbetreiber und ÜNB, die eine Änderung vorschlagen, berücksichtigen etwaige berechtigte Erwartungen der Eigentümer von HGÜ-Systemen und von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, der Hersteller von Betriebsmitteln und sonstiger beteiligter Akteure, die auf den ursprünglich festgelegten oder vereinbarten Anforderungen oder Methoden beruhen.
(8) Hat ein beteiligter Akteur eine Beschwerde gegen einen relevanten Netzbetreiber oder ÜNB hinsichtlich dessen Verpflichtungen im Rahmen dieser Verordnung, so kann er damit die Regulierungsbehörde befassen, die als Streitbeilegungsstelle binnen zwei Monaten nach Eingang der Beschwerde eine Entscheidung trifft. Diese Frist kann um zwei Monate verlängert werden, wenn die Regulierungsbehörde zusätzliche Informationen anfordert. Mit Zustimmung des Beschwerdeführers ist eine weitere Verlängerung dieser Frist möglich. Die Entscheidung der Regulierungsbehörde ist verbindlich, bis sie gegebenenfalls aufgrund eines Rechtsbehelfs aufgehoben wird.
(9) Sind nach dieser Verordnung Anforderungen von einem relevanten Netzbetreiber festzulegen, bei dem es sich nicht um einen ÜNB handelt, können die Mitgliedstaaten bestimmen, dass stattdessen der ÜNB die betreffenden Anforderungen festlegt.
Artikel 6 Mehrere ÜNB
(1) Sind in einem Mitgliedstaat mehrere ÜNB tätig, so gilt diese Verordnung für alle diese ÜNB.
(2) Die Mitgliedstaaten können im Einklang mit nationalen aufsichtsrechtlichen Bestimmungen festlegen, dass die Zuständigkeit eines ÜNB für die Erfüllung einer, mehrerer oder aller Verpflichtungen aus dieser Verordnung einem oder mehreren bestimmten ÜNB zugewiesen wird.
Artikel 7 Kostenanerkennung
(1) Die aufgrund der Verpflichtungen aus dieser Verordnung anfallenden Kosten von Netzbetreibern, die einer Netzentgeltregulierung unterliegen, werden von den relevanten Regulierungsbehörden geprüft. Kosten, die der Prüfung zufolge angemessen und verhältnismäßig sind und denen eines effizienten Netzbetreibers entsprechen, werden durch Netzentgelte oder andere geeignete Mechanismen gedeckt.
(2) Auf Aufforderung der relevanten Regulierungsbehörden legen die in Absatz 1 genannten Netzbetreiber binnen drei Monaten die notwendigen Informationen vor, die die Bewertung der entstandenen Kosten erleichtern.
Artikel 8 Öffentliche Konsultationen
(1) Die relevanten Netzbetreiber und die relevanten ÜNB konsultieren die beteiligten Akteure einschließlich der zuständigen Behörden jedes Mitgliedstaats zu Vorschlägen für eine Erweiterung des Anwendungsbereichs dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme und auf bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gemäß Artikel 4 Absatz 3, zu dem Bericht gemäß Artikel 65 Absatz 3 und zu der Kosten-Nutzen-Analyse gemäß Artikel 80 Absatz 2. Die Konsultationen dauern mindestens einen Monat.
(2) Die relevanten Netzbetreiber oder die relevanten ÜNB berücksichtigen die im Rahmen der Konsultationen geäußerten Ansichten der beteiligten Akteure in angemessener Weise, bevor sie Vorschlagsentwürfe, Berichte oder Kosten-Nutzen-Analysen der Regulierungsbehörde oder ggf. dem Mitgliedstaat zur Genehmigung vorlegen. In jedem Fall müssen sie auf stichhaltige Weise begründen, warum sie die Ansichten der beteiligten Akteure berücksichtigt haben oder nicht, und diese Begründung rechtzeitig - vor oder gleichzeitig mit der Veröffentlichung des Vorschlags - veröffentlichen.
Artikel 9 Einbeziehung der beteiligten Akteure
Die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (die "Agentur") organisiert in enger Zusammenarbeit mit dem Europäischen Netz der Übertragungsnetzbetreiber (Strom) ("ENTSO (Strom)") Maßnahmen zur Einbeziehung der beteiligten Akteure hinsichtlich der Vorschriften für den Netzanschluss von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung sowie hinsichtlich anderer Aspekte der Durchführung dieser Verordnung. Dazu werden unter anderem regelmäßige Sitzungen mit den beteiligten Akteuren organisiert, bei denen Probleme ermittelt und Verbesserungen vorgeschlagen werden, die insbesondere die Bestimmungen für den Netzanschluss von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung betreffen.
Artikel 10 Vertraulichkeitsverpflichtungen
(1) Vertrauliche Informationen, die gemäß dieser Verordnung empfangen, ausgetauscht oder übermittelt werden, unterliegen den Bestimmungen der Absätze 2, 3 und 4 zum Berufsgeheimnis.
(2) Die Verpflichtung zur Wahrung des Berufsgeheimnisses gilt für alle Personen, Regulierungsbehörden und Stellen, die den Bestimmungen dieser Verordnung unterliegen.
(3) Vertrauliche Informationen, die die in Absatz 2 genannten Personen, Regulierungsbehörden oder Stellen im Rahmen der Erfüllung ihrer Pflichten erhalten, dürfen an keine andere Person oder Behörde weitergegeben werden; davon unberührt bleiben Fälle, die unter das nationale Recht, andere Bestimmungen dieser Verordnung oder andere einschlägige Unionsvorschriften fallen.
(4) Unbeschadet der Fälle, die unter nationales Recht oder Unionsrecht fallen, dürfen Regulierungsbehörden, Stellen oder Personen, die vertrauliche Informationen aufgrund dieser Verordnung erhalten, diese nur für die Wahrnehmung ihrer Aufgaben im Rahmen dieser Verordnung verwenden.
Titel II
Allgemeine Anforderungen an HGÜ-Anschlüsse
Kapitel 1
Anforderungen an die Blindleistungsregelung und die Frequenzstützung
Artikel 11 Frequenzbereiche
(1) HGÜ-Systeme müssen in der Lage sein, in dem in Artikel 32 Absatz 2 genannten Kurzschlussleistungsbereich innerhalb der in Tabelle 1 des Anhangs I angegebenen Frequenzbereiche und Zeiträume die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten.
(2) Der relevante ÜNB und der Eigentümer des HGÜ-Systems können breitere Frequenzbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb vereinbaren, wenn dies für die Erhaltung oder Wiederherstellung der Systemsicherheit erforderlich ist. Sind breitere Frequenzbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb wirtschaftlich und technisch möglich, darf der Eigentümer des HGÜ-Systems seine Zustimmung nicht ohne triftigen Grund verweigern.
(3) Unbeschadet Absatz 1 müssen HGÜ-Systeme in der Lage sein, sich bei Frequenzen, die der relevante ÜNB bestimmt, automatisch vom Netz zu trennen.
(4) Der relevante ÜNB kann eine maximal zulässige Verringerung der Wirkleistungsabgabe von ihrem Betriebspunkt festlegen, wenn die Netzfrequenz unter 49 Hz fällt.
Artikel 12 Widerstandsfähigkeit gegenüber Frequenzgradienten
HGÜ-Systeme müssen in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn sich die Netzfrequenz mit einem Gradienten zwischen -2,5 und +2,5 Hz/s ändert (was zu jedem Zeitpunkt als Durchschnittswert des Frequenzgradienten für die vorangegangene Sekunde gemessen wird).
Artikel 13 Regelbarkeit, Regelbereich und Rampengeschwindigkeit der Wirkleistung
(1) Für die Regelbarkeit der übertragenen Wirkleistung gilt:
Der relevante ÜNB
(2) HGÜ-Systeme müssen in der Lage sein, die Rampengeschwindigkeit von Wirkleistungsänderungen im Rahmen ihrer technischen Möglichkeiten gemäß den Anweisungen der relevanten ÜNB anzupassen. Bei Änderungen der Wirkleistung gemäß Absatz 1 Buchstaben b und c wird die Rampengeschwindigkeit nicht angepasst.
(3) Wenn ein relevanter ÜNB in Abstimmung mit benachbarten ÜNB dies verlangt, müssen die Regelungsvorrichtungen von HGÜ-Systemen in der Lage sein, automatische Gegenmaßnahmen zu treffen, einschließlich (ohne hierauf beschränkt zu sein) der Beendigung des Rampens, des Blockierens des FSM-, LFSM-O- oder LFSM-U-Modus und der Frequenzregelung. Die Auslöse- und Blockierkriterien werden vom relevanten ÜNB festgelegt und der Regulierungsbehörde mitgeteilt. Die Modalitäten dieser Mitteilung werden nach dem anwendbaren nationalen Regulierungsrahmen bestimmt.
Artikel 14 Synthetische Schwungmasse
(1) Wenn ein relevanter ÜNB dies verlangt, müssen HGÜ-Systeme in der Lage sein, bei Frequenzänderungen synthetische Schwungmasse bereitzustellen, die bei Unter- und/oder Überfrequenzen durch eine schnelle Anpassung der in das Drehstromnetz eingespeisten oder von dort aufgenommenen Wirkleistung aktiviert wird, um den Frequenzgradienten zu begrenzen. Diese Anforderung muss mindestens den Ergebnissen Rechnung tragen, die die ÜNB bei Studien hinsichtlich einer mindestens erforderlichen Schwungmasse erzielt haben.
(2) Die Grundsätze dieses Regelungssystems und die damit verbundenen Leistungsparameter werden zwischen dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbart.
Artikel 15 Anforderungen an den frequenzabhängigen Modus, den beschränkt frequenzabhängigen Modus (Überfrequenz) und den beschränkt frequenzabhängigen Modus (Unterfrequenz)
Es gelten die in Anhang II beschriebenen Anforderungen an den frequenzabhängigen Modus, den beschränkt frequenzabhängigen Modus (Überfrequenz) und den beschränkt frequenzabhängigen Modus (Unterfrequenz).
Artikel 16 Frequenzregelung
(1) Wenn der relevante ÜNB dies verlangt, müssen HGÜ-Systeme über einen unabhängigen Regelungsmodus verfügen, der es ermöglicht, die Wirkleistungsabgabe der HGÜ-Stromrichterstation in Abhängigkeit von den Frequenzen an allen Netzanschlusspunkten des HGÜ-Systems zu ändern, um stabile Netzfrequenzen aufrechtzuerhalten.
(2) Der relevante ÜNB legt das Funktionsprinzip, die damit verbundenen Leistungsparameter und die Kriterien für die Aktivierung der in Absatz 1 genannten Frequenzregelung fest.
Artikel 17 Maximaler Verlust an eingespeister Wirkleistung
(1) HGÜ-Systeme werden so konfiguriert, dass der Verlust an eingespeister Wirkleistung in einem Synchrongebiet auf einen Wert begrenzt wird, den die relevanten ÜNB für ihren jeweiligen Frequenzregelbereich in Abhängigkeit von der Bedeutung des HGÜ-Systems für das Stromnetz festlegen.
(2) Werden zwei oder mehrere Regelzonen durch HGÜ-Systeme miteinander verbunden, stimmen sich die relevanten ÜNB ab, um unter Berücksichtigung von Mehrfachfehlern mit gleicher Ursache (Common-Mode-Fehlern) den Wert für den maximal zulässigen Verlust an eingespeister Wirkleistung gemäß Absatz 1 koordiniert festzulegen.
Kapitel 2
Anforderungen an die Blindleistungsregelung und die Spannungsstützung
Artikel 18 Spannungsbereiche
(1) Unbeschadet Artikel 25 müssen HGÜ-Stromrichterstationen in der Lage sein, innerhalb der in Anhang III Tabellen 4 und 5 aufgeführten Zeiträume und Netzspannungsbereiche, die als Spannung am Netzanschlusspunkt in Bezug auf den Referenzwert 1 pu angegeben sind, die Verbindung mit dem Netz und den Betrieb bei maximaler Stromstärke des HGÜ-Systems aufrechtzuerhalten. Die Festlegung der Referenzspannung 1 pu wird mit den benachbarten relevanten Netzbetreibern abgestimmt.
(2) Der Eigentümer des HGÜ-Systems und der relevante Netzbetreiber können in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die in Absatz 1 genannten Spannungsbereiche und Zeiträume für den Betrieb erweitern, um eine bestmögliche Nutzung der technischen Fähigkeiten eines HGÜ-Systems sicherzustellen, wenn dies erforderlich ist, um die Systemsicherheit zu erhalten oder wiederherzustellen. Sind breitere Spannungsbereiche oder längere Mindestzeiträume für den Betrieb wirtschaftlich und technisch möglich, darf der Eigentümer des HGÜ-Systems seine Zustimmung nicht ohne triftigen Grund verweigern.
(3) HGÜ-Stromrichterstationen müssen in der Lage sein, sich bei Spannungen am Netzanschlusspunkt, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegt, automatisch vom Netz zu trennen. Die Bestimmungen und Einstellungen für eine solche automatische Trennung werden in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbart.
(4) Für Netzanschlusspunkte, deren Referenzwechselspannung 1 pu nicht dem in Anhang III genannten Bereich entspricht, legt der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit den relevanten ÜNB die geltenden Anforderungen fest.
(5) Ungeachtet Absatz 1 kann der relevante ÜNB im Synchrongebiet Baltische Staaten nach Konsultationen mit relevanten benachbarten ÜNB verlangen, dass HGÜ-Stromrichterstationen in der Lage sein müssen, die Verbindung mit dem 400-kV-Netz in den Spannungsbereichen und Zeiträumen aufrechtzuerhalten, die für das Synchrongebiet Kontinentaleuropa gelten.
Artikel 19 Kurzschlussbeitrag bei Fehlern
(1) Wenn der relevante Netzbetreiber dies in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB verlangt, müssen HGÜ-Systeme in der Lage sein, bei symmetrischen (dreiphasigen) Fehlern am Netzanschlusspunkt eine dynamische Blindstromstützung bereitzustellen.
(2) Wenn ein HGÜ-System die in Absatz 1 genannte Fähigkeit aufweisen muss, legt der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB fest,
(3) Der relevante Netzbetreiber kann in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB Anforderungen an die Einspeisung eines unsymmetrischen Stroms bei unsymmetrischen (ein- oder zweiphasigen) Fehlern festlegen.
Artikel 20 Blindleistungskapazität
(1) Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die Anforderungen an die Fähigkeit zur Blindleistungsabgabe an den Netzanschlusspunkten bei Spannungsschwankungen fest. Der Vorschlag für diese Anforderungen muss ein U-Q/Pmax-Profil umfassen, innerhalb dessen Grenzen die HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein muss, bei maximaler HGÜ-Wirkleistungskapazität Blindleistung bereitzustellen.
(2) Für das in Absatz 1 genannte U-Q/Pmax-Profil gelten folgende Grundsätze:
(3) HGÜ-Systeme müssen in der Lage sein, in Zeiträumen, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegt, jeden Betriebspunkt innerhalb ihres U-Q/Pmax-Profils zu erreichen.
(4) Im Betrieb mit einer Wirkleistungsabgabe unterhalb der maximalen HGÜ-Wirkleistungskapazität (P < Pmax) muss die HGÜ-Stromrichterstation in jedem möglichen Betriebspunkt betrieben werden können, der vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bestimmt wird, wobei er die Blindleistungskapazität berücksichtigt, die durch das in den Absätzen 1 bis 3 beschriebene U-Q/Pmax-Profil vorgegeben ist.
Artikel 21 Blindleistungsaustausch mit dem Netz
(1) Der Eigentümer des HGÜ-Systems stellt sicher, dass die am Netzanschlusspunkt mit dem Netz ausgetauschte Blindleistung seiner HGÜ-Stromrichterstation auf Werte begrenzt wird, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegt.
(2) Die durch den Betrieb im Modus der Blindleistungsregelung gemäß Artikel 22 Absatz 1 verursachte Änderung der Blindleistung der HGÜ-Stromrichterstation darf nicht zu einem Spannungssprung führen, der den zulässigen Wert am Netzanschlusspunkt überschreitet. Dieser maximal zulässige Spannungssprung wird vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt.
Artikel 22 Blindleistungsregelungsmodus
(1) HGÜ-Stromrichterstationen müssen in der Lage sein, in einem oder mehreren der folgenden drei Regelungsmodi zu arbeiten, wobei die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Vorgaben einzuhalten sind:
(2) HGÜ-Stromrichterstationen müssen in der Lage sein, in weiteren Regelungsmodi zu arbeiten, die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bestimmt werden.
(3) Im Spannungsregelungsmodus muss jede HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein, durch Nutzung ihrer Fähigkeiten sowie unter Einhaltung der Artikel 20 und 21 im Einklang mit den folgenden Regelungsmerkmalen zur Regelung der Spannung am Netzanschlusspunkt beizutragen:
(4) Hinsichtlich des Blindleistungsregelungsmodus legt der relevante Netzbetreiber einen Blindleistungsbereich in MVAr oder in % der maximalen Blindleistung sowie die damit verbundene Genauigkeit der Blindleistungsbereitstellung am Netzanschlusspunkt fest, wobei die Fähigkeiten des HGÜ-Systems zu nutzen und die Artikel 20 und 21 einzuhalten sind.
(5) Im Modus der Leistungsfaktorregelung muss die HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein, den Leistungsfaktor unter Einhaltung der Artikel 20 und 21 am Netzanschlusspunkt auf einen Zielwert zu regeln. Die Einstellungen müssen in Schritten zur Verfügung stehen, die nicht größer sind als ein vom relevanten Netzbetreiber festgelegter maximal zulässiger Schritt.
(6) Der relevante Netzbetreiber bestimmt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die Betriebsmittel, die für eine fernwirktechnische Auswahl des Regelungsmodus und der relevanten Sollwerte erforderlich sind.
Artikel 23 Vorrang des Wirkleistungs- bzw. des Blindleistungsbeitrags
Der relevante ÜNB bestimmt, ob bei Unter- oder Überspannungen und bei Fehlern, die eine FRT-Fähigkeit erfordern, der Wirkleistungs- oder der Blindleistungsbeitrag Vorrang erhält, wobei er den gemäß dieser Verordnung festgelegten Fähigkeiten des HGÜ-Systems Rechnung trägt. Erhält der Wirkleistungsbeitrag Vorrang, so ist dieser innerhalb eines vom relevanten ÜNB festgelegten Zeitraums nach Fehlerbeginn bereitzustellen.
Artikel 24 Spannungsqualität
Die Eigentümer von HGÜ-Systemen müssen dafür sorgen, dass der Netzanschluss ihrer HGÜ-Systeme am Netzanschlusspunkt nicht zu einer Verzerrung oder Schwankung der Versorgungsspannung im Netz führt, die das vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegte Ausmaß überschreitet. Das Verfahren zur Durchführung erforderlicher Studien und zur Bereitstellung relevanter Daten durch alle beteiligten Netznutzer sowie für ermittelte und durchgeführte abmildernde Maßnahmen muss dem Verfahren in Artikel 29 entsprechen.
Kapitel 3
Anforderungen an die FRT-Fähigkeit
Artikel 25 FRT-Fähigkeit
(1) Der relevante ÜNB legt unter Einhaltung des Artikels 18 ein Spannungs-Zeit-Profil gemäß Anhang V fest, wobei er das im Einklang mit der Verordnung (EU) 2016/631 festgelegte Spannungs-Zeit-Profil für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen beachtet. Dieses Profil gilt an den Netzanschlusspunkten bei Fehlerbedingungen, bei denen die HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein muss, die Verbindung mit dem Netz und einen stabilen Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn das Stromversorgungssystem nach der Fehlerbehebung wiederhergestellt ist. Das Spannungs-Zeit-Profil gibt die Untergrenze des tatsächlichen Verlaufs der Außenleiterspannungen auf Netzspannungsebene am Netzanschlusspunkt während eines symmetrischen Fehlers als Funktion der Zeit vor dem Fehler, während des Fehlers und nach dem Fehler wieder. Ein FRT-Zeitraum, der trec2 überschreitet, wird vom relevanten ÜNB im Einklang mit Artikel 18 festgelegt.
(2) Auf Ersuchen des Eigentümers des HGÜ-Systems stellt der relevante Netzbetreiber die vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen gemäß Artikel 32 hinsichtlich folgender Aspekte bereit:
Alternativ kann der relevante Netzbetreiber für diese Bedingungen aus typischen Fällen abgeleitete generische Werte angeben.
(3) Die HGÜ-Stromrichterstation muss in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz und einen stabilen Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn der tatsächliche Verlauf der Außenleiterspannungen auf Netzspannungsebene am Netzanschlusspunkt während eines symmetrischen Fehlers bei den in Artikel 32 beschriebenen Bedingungen vor und nach dem Fehler über der in der Abbildung in Anhang V dargestellten Untergrenze liegt, soweit das Schutzsystem für interne Fehler keine Trennung der HGÜ-Stromrichterstation vom Netz erfordert. Die Schutzsysteme und -einstellungen für interne Fehler müssen so ausgelegt sein, dass sie die FRT-Fähigkeit nicht gefährden.
(4) Der relevante ÜNB kann Spannungen (Ublock) an den Netzanschlusspunkten bei bestimmten Netzbedingungen bestimmen, bei denen ein Blockieren des HGÜ-Systems zulässig ist. Dies bedeutet, dass das System mit dem Netz verbunden bleibt, aber für einen Zeitraum, der so kurz wie technisch möglich ist und zwischen den relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbart wird, keinen Wirk- und Blindleistungsbeitrag bereitstellt.
(5) Bei der Einstellung des Unterspannungsschutzes gemäß Artikel 34 legt der Eigentümer des HGÜ-Systems die breitestmögliche technische Fähigkeit der HGÜ-Stromrichterstation zugrunde. Der relevante Netzbetreiber kann in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB gemäß Artikel 34 engere Grenzen für die Einstellungen festlegen.
(6) Der relevante ÜNB bestimmt zudem die erforderliche FRT-Fähigkeit für unsymmetrische Fehler.
Artikel 26 Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler
Der relevante ÜNB legt die Höhe und das Zeitprofil für die Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe fest, denen das HGÜ-System gemäß Artikel 25 entsprechen muss.
Artikel 27 Schnelle Behebung von Fehlern in Gleichstromsystemen
HGÜ-Systeme einschließlich Gleichstrom-Freileitungen müssen in der Lage sein, sich nach transienten Fehlern innerhalb des HGÜ-Systems schnell wiederherzustellen. Die Einzelheiten dieser Fähigkeit werden abgestimmt und gemäß Artikel 34 in Vereinbarungen über Schutzsysteme und Einstellungen festgelegt.
Kapitel 4
Anforderungen an die Regelung
Artikel 28 Zuschaltung und Synchronisation von HGÜ-Stromrichterstationen
Soweit der relevante Netzbetreiber nichts anderes bestimmt, müssen HGÜ-Stromrichterstationen in der Lage sein, während der Zuschaltung zum Drehstromnetz, der Synchronisation mit dem Drehstromnetz oder der Verbindung einer zugeschalteten HGÜ-Stromrichterstation mit einem HGÜ-System alle Spannungsänderungen auf eine stationäre Höhe zu begrenzen, die der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bestimmt. Die festgelegte Grenze darf 5 Prozent der Spannung vor der Synchronisation nicht überschreiten. Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die maximale Höhe und Dauer und das Messfenster für die transienten Spannungen fest.
Artikel 29 Wechselwirkungen zwischen HGÜ-Systemen oder anderen Anlagen und Betriebsmitteln
(1) Liegen mehrere HGÜ-Stromrichterstationen oder andere Anlagen und Betriebsmittel unter elektrischen Gesichtspunkten nahe beieinander, kann der relevante ÜNB verlangen, dass in einer Studie nachzuweisen ist, dass keine nachteiligen Wechselwirkungen auftreten werden, und den Umfang und Inhalt dieser Studie festlegen. Werden nachteilige Wechselwirkungen festgestellt, so werden in den Studien mögliche abmildernde Maßnahmen bestimmt, um die Einhaltung der Anforderungen dieser Verordnung sicherzustellen.
(2) Die Studien werden vom Eigentümer des anzuschließenden HGÜ-Systems unter Mitwirkung aller anderen Parteien durchgeführt, die die ÜNB als relevante Parteien für jeden neuen Netzanschlusspunkt bestimmen. Die Mitgliedstaaten können die Verantwortung für die Durchführung der Studie gemäß diesem Artikel dem ÜNB übertragen. Alle Parteien werden über die Ergebnisse dieser Studien informiert.
(3) Alle vom relevanten ÜNB für jeden Netzanschlusspunkt als relevant benannten Parteien, einschließlich des relevanten ÜNB, tragen zu den Studien bei und stellen alle relevanten Daten und Modelle bereit, die nach vernünftigem Ermessen für die Zwecke der Studien erforderlich sind. Der relevante ÜNB nimmt diese Daten und Modelle entgegen und leitet sie ggf. im Einklang mit Artikel 10 an die für die Studien verantwortliche Partei weiter.
(4) Der relevante ÜNB bewertet die Ergebnisse der Studien auf der Grundlage des gemäß Absatz 1 festgelegten Inhalts und Umfangs. Falls für die Bewertung erforderlich, kann der relevante ÜNB den Eigentümer des HGÜ-Systems auffordern, weitere Studien mit dem gemäß Absatz 1 festgelegten Inhalt und Umfang durchzuführen.
(5) Der relevante ÜNB kann einige oder alle Studien überprüfen oder wiederholen. Der Eigentümer des HGÜ-Systems legt dem relevanten ÜNB alle relevanten Daten und Modelle vor, die für die Durchführung dieser Studie erforderlich sind.
(6) Bei Anschluss einer neuen HGÜ-Stromrichterstation führt der Eigentümer des HGÜ-Systems alle erforderlichen abmildernden Maßnahmen durch, die bei den Studien gemäß den Absätzen 2 bis 5 ermittelt und vom relevanten ÜNB überprüft wurden.
(7) Der relevante ÜNB kann ereignisbasiert transiente Werte für einzelne HGÜ-Systeme oder kollektiv für alle betroffenen HGÜ-Systeme festlegen. Diese Festlegung kann vorgenommen werden, um die Unversehrtheit der Betriebsmittel des ÜNB und der Betriebsmittel der Netznutzer im Einklang mit nationalen Bestimmungen zu schützen.
Artikel 30 Fähigkeit zur Dämpfung von Leistungspendelungen
Das HGÜ-System muss in der Lage sein, zur Dämpfung von Leistungspendelungen in angeschlossenen Drehstromnetzen beizutragen. Das Regelungssystem des HGÜ-Systems darf die Dämpfung der Leistungspendelungen nicht vermindern. Der relevante ÜNB legt einen Frequenzbereich der Pendelungen, die das Regelungssystem aktiv dämpfen muss, und die Netzbedingungen hierfür fest, wobei er zumindest Studien zur dynamischen Stabilität berücksichtigt, die ÜNB zur Ermittlung der Stabilitätsgrenzen und möglicher Stabilitätsprobleme in ihren Übertragungsnetzen vorgenommen haben. Die Wahl der Einstellungen für die Regelungsparameter wird zwischen dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbart.
Artikel 31 Fähigkeit zur Dämpfung subsynchroner Resonanzen
(1) Hinsichtlich der Regelung zur Dämpfung subsynchroner Resonanzen (SSR) muss das HGÜ-System in der Lage sein, zur elektrischen Dämpfung von Torsionsschwingungen beizutragen.
(2) Der relevante ÜNB legt den erforderlichen Umfang der SSR-Studien fest und stellt Eingabeparameter zu den Betriebsmitteln und den relevanten Systembedingungen in seinem Netz bereit, soweit diese verfügbar sind. Die SSR-Studien werden vom Eigentümer des HGÜ-Systems vorgelegt. In den Studien werden die Bedingungen ermittelt, unter denen subsynchrone Resonanzen auftreten könnten, und etwaige erforderliche Abhilfeverfahren vorgeschlagen. Die Mitgliedstaaten können die Verantwortung für die Durchführung der Studie gemäß diesem Artikel dem ÜNB übertragen. Über die Ergebnisse dieser Studien werden alle Parteien informiert.
(3) Alle vom relevanten ÜNB für jeden Netzanschlusspunkt als relevant benannten Parteien, einschließlich des relevanten ÜNB, tragen zu den Studien bei und stellen alle relevanten Daten und Modelle bereit, die nach vernünftigem Ermessen für die Zwecke der Studien erforderlich sind. Der relevante ÜNB nimmt diese Daten und Modelle entgegen und leitet sie ggf. im Einklang mit Artikel 10 an die für die Studien verantwortliche Partei weiter.
(4) Der relevante ÜNB prüft die Ergebnisse der SSR-Studien. Falls für die Prüfung erforderlich, kann der relevante ÜNB den Eigentümer des HGÜ-Systems auffordern, weitere SSR-Studien mit dem festgelegten Inhalt und Umfang vorzunehmen.
(5) Der relevante ÜNB kann die Studie überprüfen oder wiederholen. Der Eigentümer des HGÜ-Systems legt dem relevanten ÜNB alle relevanten Daten und Modelle vor, die für die Durchführung dieser Studie erforderlich sind.
(6) Bei Anschluss einer neuen HGÜ-Stromrichterstation führt der Eigentümer des HGÜ-Systems alle erforderlichen abmildernden Maßnahmen durch, die bei den Studien gemäß den Absätzen 2 oder 4 ermittelt und vom relevanten ÜNB überprüft wurden.
Artikel 32 Netzmerkmale
(1) Der relevante Netzbetreiber legt die Methode sowie die vor und nach einem Fehler herrschenden Bedingungen für die Berechnung der minimalen und maximalen Kurzschlussleistung an den Netzanschlusspunkten fest und veröffentlicht sie.
(2) Das HGÜ-System muss in der Lage sein, in dem vom relevanten Netzbetreiber festgelegten Bereich für die Kurzschlussleistung und die Netzmerkmale zu arbeiten.
(3) Jeder relevante Netzbetreiber legt dem Eigentümer des HGÜ-Systems Netzäquivalente vor, die das Verhalten des Netzes am Netzanschlusspunkt beschreiben und den Eigentümer des HGÜ-Systems in die Lage versetzen, bei der Auslegung seines Systems zumindest (ohne hierauf beschränkt zu sein) die Oberschwingungen und die dynamische Stabilität während dessen Lebensdauer zu berücksichtigen.
Artikel 33 Robustheit von HGÜ-Systemen
(1) Das HGÜ-System muss in der Lage sein, während und nach allen geplanten und nicht geplanten Änderungen im HGÜ-System oder im Drehstromnetz, an das dieses angeschlossen ist, mit einer minimalen Änderung des Wirkleistungsflusses und der Spannung stabile Betriebspunkte zu erreichen. Der relevante ÜNB legt die Änderungen der Netzbedingungen fest, bei denen die HGÜ-Systeme einen stabilen Betrieb aufrechterhalten müssen.
(2) Der Eigentümer des HGÜ-Systems stellt sicher, dass eine Schutztrennung oder sonstige Trennung einer HGÜ-Stromrichterstation, die Teil eines HGÜ-Multiterminal-Systems oder eines integrierten HGÜ-Systems ist, am Netzanschlusspunkt nicht zu transienten Vorgängen führt, die den vom relevanten ÜNB festgelegten Bereich überschreiten.
(3) Das HGÜ-System muss transienten Fehlern auf Hochspannungs-Drehstrom-Leitungen in einem benachbarten oder nahe bei dem HGÜ-System liegenden Netz standhalten, und eine automatische Wiederzuschaltung von Leitungen in dem Netz darf nicht zur Trennung von Betriebsmitteln vom Netz führen.
(4) Der Eigentümer des HGÜ-Systems legt dem relevanten Netzbetreiber Informationen zur Widerstandsfähigkeit des HGÜ-Systems gegenüber Störungen im Drehstromnetz vor.
Kapitel 5
Anforderungen an Schutzvorrichtungen und deren Einstellungen
Artikel 34 Elektrische Schutzsysteme und -einstellungen
(1) Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB unter Berücksichtigung der Merkmale des HGÜ-Systems die für den Schutz des Netzes erforderlichen Systeme und Einstellungen fest. Für das HGÜ-System und das Netz relevante Schutzsysteme und für das HGÜ-System relevante Einstellungen werden zwischen dem relevanten Netzbetreiber, dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems abgestimmt und vereinbart. Die Schutzsysteme und -einstellungen für interne elektrische Fehler müssen so ausgelegt sein, dass sie die in dieser Verordnung geforderte Leistungsfähigkeit des HGÜ-Systems nicht gefährden.
(2) Der elektrische Schutz des HGÜ-Systems hat Vorrang vor betrieblichen Regelungen, wobei die Sicherheit des Netzes, die Gesundheit und Sicherheit der Mitarbeiter und der Öffentlichkeit sowie die Begrenzung etwaiger Schäden an dem HGÜ-System zu berücksichtigen sind.
(3) Alle Änderungen an den Schutzsystemen oder deren Einstellungen, die für das HGÜ-System und das Netz relevant sind, werden zwischen dem relevanten Netzbetreiber, dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbart, bevor der Eigentümer des HGÜ-Systems sie vornimmt.
Artikel 35 Rangfolge von Schutz- und Regelungsvorrichtungen
(1) Der relevante ÜNB, der relevante Netzbetreiber und der Eigentümer des HGÜ-Systems stimmen sich über ein Regelungssystem ab, das vom Eigentümer des HGÜ-Systems festgelegt wird und verschiedene Regelungsmodi umfasst, einschließlich der Einstellungen der einzelnen Parameter, und vereinbaren dieses.
(2) Hinsichtlich der Rangfolge der Schutz- und Regelungsvorrichtungen ordnet der Eigentümer des HGÜ-Systems seine Schutz- und Regelungsgeräte entsprechend der folgenden absteigend geordneten Prioritätsliste, soweit die relevanten ÜNB in Abstimmung mit dem relevanten Netzbetreiber nichts anderes bestimmen:
Artikel 36 Änderungen an den Schutz- und Regelungssystemen und -einstellungen
(1) Die Parameter der unterschiedlichen Regelungsmodi und die Schutzeinstellungen des HGÜ-Systems müssen im Einklang mit Absatz 3 in der HGÜ-Stromrichterstation geändert werden können, wenn der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB dies verlangt.
(2) Alle Änderungen an den Systemen oder Einstellungen der Parameter der verschiedenen Regelungsmodi und Schutzvorrichtungen des HGÜ-Systems, einschließlich des Verfahrens, werden zwischen dem relevanten Netzbetreiber, dem relevanten ÜNB und dem Eigentümer des HGÜ-Systems abgestimmt und vereinbart.
(3) Die Regelungsmodi und damit verbundenen Einstellungen des HGÜ-Systems müssen entsprechend den vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Vorgaben fernwirktechnisch geändert werden können.
Kapitel 6
Anforderungen hinsichtlich der Wiederherstellung des Stromversorgungssystems
Artikel 37 Schwarzstartfähigkeit
(1) Der relevante ÜNB kann vom Eigentümer eines HGÜ-Systems ein Angebot für die Schwarzstartfähigkeit einholen.
(2) Wenn eine Stromrichterstation zugeschaltet ist, muss ein HGÜ-System mit Schwarzstartfähigkeit in der Lage sein, innerhalb eines von den relevanten ÜNB festgelegten Zeitraums nach der Abschaltung des HGÜ-Systems Energie an die Sammelschiene des Drehstrom-Umspannwerks zu liefern, an das eine andere Stromrichterstation angeschlossen ist. Das HGÜ-System muss in der Lage sein, sich gegebenenfalls innerhalb der in Artikel 11 genannten Frequenzbereiche und der vom relevanten ÜNB festgelegten bzw. in Artikel 18 vorgesehenen Spannungsgrenzwerte zu synchronisieren. Falls für die Wiederherstellung der Systemsicherheit erforderlich, kann der relevante ÜNB breitere Frequenz- und Spannungsbereiche festlegen.
(3) Der relevante ÜNB und der Eigentümer des HGÜ-Systems vereinbaren die Kapazität und Verfügbarkeit der Schwarzstartfähigkeit und das Betriebsverfahren.
Titel III
Anforderungen an nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und an Erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstationen
Kapitel 1
Anforderungen an Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung
Artikel 38 Anwendungsbereich
Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gelten die Anforderungen der Artikel 13 bis 22 der Verordnung (EU) 2016/631 an nichtsynchrone Offshore-Stromerzeugungsanlagen, vorbehaltlich spezifischer Anforderungen, die in den Artikeln 41 bis 45 der vorliegenden Verordnung festgelegt sind. Diese Anforderungen gelten an den HGÜ-Netzverknüpfungspunkten der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung mit den HGÜ-Systemen. Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung werden in die in Artikel 5 der Verordnung (EU) 2016/631 genannten Kategorien eingeteilt.
Artikel 39 Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung
(1) Reaktion auf Frequenzabweichungen:
(2) Frequenzbereiche und -reaktion:
(3) Widerstandsfähigkeit gegenüber Frequenzgradienten: Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung müssen in der Lage sein, die Verbindung mit dem Netz der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation und den Betrieb aufrechtzuerhalten, wenn sich die Netzfrequenz am HGÜ-Netzverknüpfungspunkt der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung an der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation bei der Netznennfrequenz von 50 Hz mit einer Geschwindigkeit von bis zu +/-2 Hz/s ändert (was zu jedem Zeitpunkt als Durchschnittswert des Frequenzgradienten für die vorangegangene Sekunde gemessen wird).
(4) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung müssen bei der Netznennfrequenz von 50 Hz im beschränkt frequenzabhängigen Modus (Überfrequenz) (LFSM-O) gemäß Artikel 13 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2016/631 betrieben werden können, vorbehaltlich einer schnellen Signalreaktion gemäß Absatz 1.
(5) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird für die Netznennfrequenz von 50 Hz gemäß Artikel 13 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2016/631 eine Fähigkeit zur Aufrechterhaltung einer konstanten Leistung bestimmt.
(6) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird für die Netznennfrequenz von 50 Hz gemäß Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe a der Verordnung (EU) 2016/631 eine Fähigkeit zur Regelbarkeit der Wirkleistung bestimmt. Eine manuelle Regelung muss möglich sein, wenn automatische Fernbedienungsgeräte außer Betrieb sind.
(7) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird gemäß Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe c der Verordnung (EU) 2016/631 für die Netznennfrequenz von 50 Hz eine Fähigkeit zum Betrieb im beschränkt frequenzabhängigen Modus (Unterfrequenz) (LFSM-U) bestimmt, vorbehaltlich einer schnellen Signalreaktion gemäß Absatz 1.
(8) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird gemäß Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe d der Verordnung (EU) 2016/631 für die Netznennfrequenz von 50 Hz eine Fähigkeit zum Betrieb im frequenzabhängigen Modus bestimmt, vorbehaltlich einer schnellen Signalreaktion gemäß Absatz 1.
(9) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird für die Netznennfrequenz von 50 Hz gemäß Artikel 15 Absatz 2 Buchstabe e der Verordnung (EU) 2016/631 eine Fähigkeit zur Frequenzwiederherstellung bestimmt.
(10) Wird nach einer entsprechenden Vereinbarung mit dem relevanten ÜNB eine andere konstante Nennfrequenz als 50 Hz, eine variable Frequenz oder eine Gleichspannung genutzt, legt der relevante ÜNB die in den Absätzen 3 bis 9 genannten Fähigkeiten und die damit verbundenen Parameter fest.
Artikel 40 Anforderungen hinsichtlich Blindleistung und Spannung
(1) Spannungsbereiche:
(2) Blindleistungskapazität von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung:
Ist in dem gemäß Artikel 8 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 erstellten Zehn-Jahres-Netzentwicklungsplan oder einem gemäß Artikel 22 der Richtlinie 2009/72/EG erstellten und genehmigten nationalen Plan vorgesehen, dass eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung künftig über eine Drehstromanbindung mit dem Synchrongebiet verbunden wird, kann der relevante ÜNB entweder festlegen,
(3) Vorrang des Wirkleistungsbeitrags oder des Blindleistungsbeitrags von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung: Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB fest, ob bei Fehlern, die eine FRT-Fähigkeit erfordern, der Wirkleistungsbeitrag oder der Blindleistungsbeitrag von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung Vorrang erhält. Erhält der Wirkleistungsbeitrag Vorrang, so muss dieser innerhalb eines Zeitraums nach Fehlerbeginn bereitgestellt werden, den der relevante Systembetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB bestimmt.
Artikel 41 Anforderungen hinsichtlich der Regelung
(1) Während der Synchronisation einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung mit dem Drehstromsammelnetz muss die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung in der Lage sein, etwaige Spannungsänderungen auf eine vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegte stationäre Höhe zu begrenzen. Die festgelegte Grenze darf 5 Prozent der Spannung vor der Synchronisation nicht überschreiten. Der relevante Netzbetreiber legt in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die maximale Höhe und Dauer und das Messfenster für die transienten Spannungen fest.
(2) Die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung muss die vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegten Signale zur Leistungsabgabe abgeben.
Artikel 42 Netzmerkmale
Hinsichtlich der Netzmerkmale gelten für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung folgende Bestimmungen:
Artikel 43 Schutzanforderungen
(1) Die Systeme und Einstellungen für den elektrischen Schutz von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung werden gemäß Artikel 14 Absatz 5 Buchstabe b der Verordnung (EU) 2016/631 bestimmt, wenn das Netz des Synchrongebiets betroffen ist. Die Schutzsysteme werden unter Berücksichtigung der Leistungsfähigkeit des Systems, der Netzmerkmale sowie der technischen Merkmale der Stromerzeugungstechnologie der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage ausgelegt und in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB mit dem relevanten Netzbetreiber vereinbart.
(2) Die Rangfolge der Schutz- und Regelungsvorrichtungen von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung wird gemäß Artikel 14 Absatz 5 Buchstabe c der Verordnung (EU) 2016/631 bestimmt, wenn das Netz des Synchrongebiets betroffen ist, und in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB mit dem relevanten Netzbetreiber vereinbart.
Artikel 44 Spannungsqualität
Die Eigentümer von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung stellen sicher, dass ihr Netzanschluss am Netzanschlusspunkt nicht zu einer Verzerrung oder Schwankung der Versorgungsspannung führt, die das vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegte Ausmaß überschreitet. Die für die entsprechenden Studien erforderlichen Beiträge der Netznutzer, einschließlich (ohne hierauf beschränkt zu sein) bestehender nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und bestehender HGÜ-Systeme, dürfen nicht ohne triftigen Grund verweigert werden. Das Verfahren zur Durchführung erforderlicher Studien und zur Bereitstellung relevanter Daten durch alle beteiligten Netznutzer sowie für ermittelte und durchgeführte abmildernde Maßnahmen muss dem Verfahren in Artikel 29 entsprechen.
Artikel 45 Allgemeine Anforderungen an nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung hinsichtlich des Netzmanagements
Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung unterliegen den in Artikel 14 Absatz 5, Artikel 15 Absatz 6 und Artikel 16 Absatz 4 der Verordnung (EU) 2016/631 festgelegten allgemeinen Anforderungen hinsichtlich des Netzmanagements.
Kapitel 2
Anforderungen an Erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstationen
Artikel 46 Anwendungsbereich
Erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstationen unterliegen den Anforderungen der Artikel 11 bis 39, vorbehaltlich spezifischer Anforderungen in den Artikeln 47 bis 50.
Artikel 47 Anforderungen hinsichtlich der Frequenzhaltung
(1) Wird in dem Netz zur Verbindung der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung nach einer entsprechenden Vereinbarung mit dem relevanten ÜNB eine andere Nennfrequenz als 50 Hz oder eine variable Frequenz genutzt, unterliegt die erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstation den Bestimmungen des Artikels 11 über die vom relevanten ÜNB unter Berücksichtigung der Systemeigenschaften und der Anforderungen des Anhangs 1 festzulegenden Frequenzbereiche und Zeiträume.
(2) Hinsichtlich der Reaktion auf Frequenzänderungen vereinbaren der Eigentümer der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation und der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung die technischen Modalitäten der schnellen Signalübermittlung gemäß Artikel 39 Absatz 1. Wenn der relevante ÜNB dies verlangt, muss das HGÜ-System in der Lage sein, die Netzfrequenz am Netzanschlusspunkt durch ein Signal zu übermitteln. Bei HGÜ-Systemen, die für den Anschluss nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen bestimmt sind, wird die frequenzabhängige Anpassung der Wirkleistungsabgabe durch die Fähigkeiten der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung begrenzt.
Artikel 48 Anforderungen hinsichtlich Blindleistung und Spannung
(1) Spannungsbereiche:
(2) Im Hinblick auf die Spannungshaltung müssen erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstationen an den Netzanschlusspunkten die folgenden Anforderungen an die Blindleistungskapazität erfüllen:
Artikel 49 Netzmerkmale
Hinsichtlich der Netzmerkmale stellt der Eigentümer der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation jedem Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung im Einklang mit Artikel 42 relevante Daten bereit.
Artikel 50 Spannungsqualität
Die Eigentümer von erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstationen stellen sicher, dass ihr Netzanschluss am Netzanschlusspunkt nicht zu einer Verzerrung oder Schwankung der Versorgungsspannung des Netzes führt, die das ihnen vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB zugestandene Ausmaß überschreitet. Die für die entsprechenden Studien erforderlichen Beiträge der Netznutzer, einschließlich (ohne hierauf beschränkt zu sein) bestehender nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und bestehender HGÜ-Systeme, dürfen nicht ohne triftigen Grund verweigert werden. Das Verfahren zur Durchführung erforderlicher Studien und zur Bereitstellung relevanter Daten durch alle beteiligten Netznutzer sowie für ermittelte und durchgeführte abmildernde Maßnahmen muss dem Verfahren in Artikel 29 entsprechen.
Titel IV
Informationsaustausch und Koordination
Artikel 51 Betrieb von HGÜ-Systemen
(1) Hinsichtlich der Mess- und Regelinstrumente für den Betrieb muss jede HGÜ-Stromrichtereinheit eines HGÜ-Systems mit einer automatischen Regelungsvorrichtung ausgestattet sein, die Anweisungen vom relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB entgegennehmen kann. Diese automatische Regelungsvorrichtung muss es ermöglichen, die HGÜ-Stromrichtereinheiten des HGÜ-Systems auf koordinierte Weise zu betreiben. Der relevante Netzbetreiber legt die Hierarchie der automatischen Regelungsvorrichtungen für jede HGÜ-Stromrichtereinheit fest.
(2) Die in Absatz 1 genannte automatische Regelungsvorrichtung des HGÜ-Systems muss in der Lage sein, folgende Arten von Signalen an den relevanten Netzbetreiber zu senden:
(3) Die in Absatz 1 genannte automatische Regelungsvorrichtung muss in der Lage sein, folgende Arten von Signalen vom relevanten Netzbetreiber entgegenzunehmen:
(4) Der relevante Netzbetreiber kann für jedes bereitzustellende Signal Qualitätsvorgaben festlegen.
Artikel 52 Parameter und Einstellungen
Die Parameter und Einstellungen der Hauptregelungsfunktionen von HGÜ-Systemen werden zwischen dem Eigentümer des HGÜ-Systems und dem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB vereinbart. Die Parameter und Einstellungen werden innerhalb einer Regelungshierarchie umgesetzt, die Änderungen bei Bedarf ermöglicht. Diese Hauptregelungsfunktionen umfassen mindestens
Artikel 53 Fehleraufzeichnung und -überwachung
(1) HGÜ-Systeme müssen über Vorrichtungen zur Aufzeichnung von Fehlern und zur Überwachung des dynamischen Systemverhaltens hinsichtlich der folgenden Parameter für jeden ihrer HGÜ-Stromrichter verfügen:
(2) Der relevante Netzbetreiber kann mit angemessener Vorankündigung die vom HGÜ-System einzuhaltenden Parameter für die Versorgungsqualität festlegen.
(3) Die Einzelheiten der in Absatz 1 genannten Vorrichtungen zur Fehleraufzeichnung, einschließlich analoger und digitaler Kanäle und ihrer Einstellungen einschließlich der Auslösekriterien und Abtastrate, werden zwischen dem Eigentümer des HGÜ-Systems, dem relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB vereinbart.
(4) Alle Vorrichtungen zur Überwachung des dynamischen Systemverhaltens müssen entsprechend den Vorgaben des relevanten Netzbetreibers, die dieser mit dem relevanten ÜNB abstimmt, ein Auslösekriterium zur Feststellung schlecht gedämpfter Leistungspendelungen umfassen.
(5) Die Vorrichtungen hinsichtlich der Versorgungsqualität und der Überwachung des dynamischen Systemverhaltens müssen Möglichkeiten für den Eigentümer des HGÜ-Systems und den relevanten Netzbetreiber umfassen, auf die Informationen elektronisch zuzugreifen. Die Kommunikationsprotokolle für Datenaufzeichnungen werden zwischen dem Eigentümer des HGÜ-Systems, dem relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB vereinbart.
Artikel 54 Simulationsmodelle
(1) Der relevante Netzbetreiber kann in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festlegen, dass der Eigentümer eines HGÜ-Systems Simulationsmodelle vorlegt, die das Verhalten des HGÜ-Systems sowohl durch stationäre als auch durch dynamische Simulationen (Grundfrequenzkomponente) oder durch Simulationen transienter elektromagnetischer Vorgänge widerspiegeln.
Das Format, in dem die Modelle vorzulegen sind, sowie die Unterlagen zur Struktur der Modelle und zu den Blockdiagrammen werden vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festgelegt.
(2) Hinsichtlich der dynamischen Simulationen müssen die vorgelegten Modelle in Abhängigkeit von den vorhandenen Bestandteilen mindestens (ohne hierauf beschränkt zu sein) folgende Teilmodelle umfassen:
(3) Der Eigentümer des HGÜ-Systems überprüft die Modelle anhand der Ergebnisse der gemäß Titel VI durchgeführten Konformitätstests und legt dem relevanten ÜNB einen Bericht über die Überprüfung vor. Die Modelle werden anschließend zur Prüfung der Konformität mit dieser Verordnung, einschließlich (ohne hierauf beschränkt zu sein) der Konformitätssimulationen gemäß Titel VI, und in Studien zur kontinuierlichen Bewertung bei der Planung und dem Betrieb des Systems genutzt.
(4) Die Eigentümer von HGÜ-Systemen legen dem relevanten Netzbetreiber oder dem relevanten ÜNB auf dessen Aufforderung hin die HGÜ-Systemaufzeichnungen vor, damit diese die Reaktion der Modelle mit den Aufzeichnungen vergleichen können.
(5) Wenn der relevante Netzbetreiber oder der relevante ÜNB dies verlangt, legen die Eigentümer von HGÜ-Systemen ein äquivalentes Modell der Regelungssysteme vor, wenn sich zwischen den HGÜ-Stromrichterstationen und anderen Anschlüssen in der Nähe nachteilige Wechselwirkungen der Regelungssysteme ergeben können. Die äquivalenten Modelle müssen alle für eine realistische Simulation der nachteiligen Wechselwirkungen der Regelungssysteme erforderlichen Daten enthalten.
Titel V
Betriebserlaubnisverfahren für den Netznschluss
Kapitel 1
Netzanschluss neuer HGÜ-Systeme
Artikel 55 Allgemeine Bestimmungen
(1) Der Eigentümer des HGÜ-Systems weist dem relevanten Netzbetreiber nach, dass die Anforderungen der Titel II bis IV am jeweiligen Netzanschlusspunkt erfüllt sind, indem er das Betriebserlaubnisverfahren für den Anschluss des HGÜ-Systems gemäß den Artikeln 56 bis 59 erfolgreich durchläuft.
(2) Der relevante Netzbetreiber legt für das Betriebserlaubnisverfahren detaillierte Bestimmungen fest und veröffentlicht sie.
(3) Das Betriebserlaubnisverfahren für den Anschluss jedes neuen HGÜ-Systems umfasst
Artikel 56 EZZ für HGÜ-Systeme
(1) Eine EZZ berechtigt den Eigentümer eines HGÜ-Systems, sein internes Netz und seine Eigenbedarfseinrichtungen unter Nutzung des für den Netzanschlusspunkt bestimmten Netzanschlusses einzuschalten.
(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine EZZ aus, wenn die Vorarbeiten abgeschlossen sind und die vom relevanten Netzbetreiber in den relevanten Betriebsverfahren festgelegten Anforderungen erfüllt sind. Diese Vorarbeiten umfassen eine zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer des HGÜ-Systems getroffene Vereinbarung über die für den Netzanschlusspunkt relevanten Schutz- und Reglereinstellungen.
Artikel 57 VBE für HGÜ-Systeme
(1) Eine VBE berechtigt den Eigentümer eines HGÜ-Systems oder einer HGÜ-Stromrichtereinheit, das HGÜ-System oder die HGÜ-Stromrichtereinheit unter Nutzung der für die Netzanschlusspunkte bestimmten Netzanschlüsse während eines befristeten Zeitraums zu betreiben.
(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine VBE aus, wenn die Prüfung der Daten und Studien abgeschlossen ist.
(3) Im Hinblick auf den Abschluss der Prüfung der Daten und Studien stellt der Eigentümer des HGÜ-Systems oder der HGÜ-Stromrichtereinheit dem relevanten Netzbetreiber auf Aufforderung Folgendes bereit:
(4) Soweit nicht Absatz 5 Anwendung findet, darf der Höchstzeitraum, in dem der Eigentümer eines HGÜ-Systems oder einer HGÜ-Stromrichtereinheit den VBE-Status innehat, vierundzwanzig Monate nicht überschreiten. Der relevante Netzbetreiber kann für die Gültigkeit der VBE eine kürzere Dauer vorgeben. Die Gültigkeitsdauer der VBE wird der Regulierungsbehörde im Einklang mit dem geltenden nationalen Regulierungsrahmen mitgeteilt. Eine Verlängerung der VBE wird nur gewährt, wenn der Eigentümer des HGÜ-Systems nachweist, dass im Hinblick auf die vollständige Konformität erhebliche Fortschritte erzielt wurden. Zum Zeitpunkt der Verlängerung der VBE werden die noch ausstehenden Punkte ausdrücklich genannt.
(5) Der Höchstzeitraum, in dem der Eigentümer eines HGÜ-Systems oder einer HGÜ-Stromrichterstation den VBE-Status innehat, kann auf einen Freistellungsantrag beim relevanten Netzbetreiber nach dem Verfahren des Titels VII über 24 Monate hinaus verlängert werden. Der Antrag ist vor Ablauf des Zeitraums von 24 Monaten zu stellen.
Artikel 58 EBE für HGÜ-Systeme
(1) Eine EBE berechtigt den Eigentümer eines HGÜ-Systems, das HGÜ-System oder die HGÜ-Stromrichtereinheiten unter Nutzung der Netzanschlusspunkte zu betreiben.
(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine EBE aus, wenn sämtliche für die Zwecke des Status VBE ermittelten Unvereinbarkeiten beseitigt wurden und die Prüfung der Daten und Studien abgeschlossen ist.
(3) Im Hinblick auf den Abschluss der Prüfung der Daten und Studien stellt der Eigentümer des HGÜ-Systems Folgendes bereit, wenn der relevante Netzbetreiber dies in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB verlangt:
(4) Wird im Hinblick auf die Erteilung einer EBE eine Unvereinbarkeit ermittelt, kann auf Antrag beim relevanten Netzbetreiber gemäß den Artikeln 79 und 80 eine Freistellung gewährt werden. Der relevante Netzbetreiber stellt eine EBE aus, wenn das HGÜ-System die Freistellungsbestimmungen erfüllt.
Wenn der Freistellungsantrag des Eigentümers abgelehnt wurde, kann der relevante Netzbetreiber den Betrieb des HGÜ-Systems oder der HGÜ-Stromrichtereinheit so lange untersagen, bis der Eigentümer des HGÜ-Systems und der relevante Netzbetreiber die Unvereinbarkeit beseitigt haben und die Anforderungen dieser Verordnung nach Ansicht des relevanten Netzbetreibers erfüllt sind.
Beseitigen der relevante Netzbetreiber und der Eigentümer des HGÜ-Systems die Unvereinbarkeit nicht innerhalb eines angemessenen Zeitraums, spätestens jedoch binnen sechs Monaten nach der Mitteilung der Ablehnung des Freistellungsantrags, so kann jeder Beteiligte die Regulierungsbehörde mit der Angelegenheit befassen.
Artikel 59 Beschränkte Betriebserlaubnis für HGÜ-Systeme/Freistellungen
(1) Die Eigentümer von HGÜ-Systemen, denen eine EBE gewährt wurde, setzen den relevanten Netzbetreiber unverzüglich in Kenntnis über
(2) Der Eigentümer des HGÜ-Systems beantragt beim relevanten Netzbetreiber eine beschränkte Betriebserlaubnis (BBE), wenn er realistisch erwartet, dass die in Absatz 1 beschriebenen Umstände länger als drei Monate andauern werden.
(3) Bei der Gewährung einer BBE nennt der relevante Netzbetreiber klar
(4) Während der Gültigkeit der BBE wird die EBE für die Teile ausgesetzt, für die die BBE erteilt wurde.
(5) Die Gültigkeit der BBE kann erneut verlängert werden, wenn vor Ablauf ihrer Gültigkeit beim relevanten Netzbetreiber gemäß den Artikeln 79 und 80 eine Freistellung beantragt wurde.
(6) Der relevante Netzbetreiber kann den Betrieb des HGÜ-Systems untersagen, wenn die BBE ausläuft und die ihr zugrunde liegenden Umstände noch andauern. In solchen Fällen verliert die EBE automatisch ihre Gültigkeit.
(7) Wenn der relevante Netzbetreiber die Gültigkeitsdauer der BBE nicht gemäß Absatz 5 verlängert oder nach Ablauf der BBE den Betrieb des HGÜ-Systems gemäß Absatz 6 untersagt, kann der Eigentümer des HGÜ-Systems binnen sechs Monaten nach Mitteilung des Beschlusses des relevanten Netzbetreibers die Regulierungsbehörde mit der Angelegenheit befassen.
Kapitel 2
Netzanschluss neuer Nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung
Artikel 60 Allgemeine Bestimmungen
(1) Die Bestimmungen dieses Kapitels gelten nur für neue nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung.
(2) Der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung weist dem relevanten Netzbetreiber nach, dass die Anforderungen des Titels III am jeweiligen Netzanschlusspunkt erfüllt sind, indem er das Betriebserlaubnisverfahren für den Anschluss der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung gemäß den Artikeln 61 bis 66 erfolgreich durchläuft.
(3) Der relevante Netzbetreiber legt weitere Einzelheiten des Betriebserlaubnisverfahrens fest und veröffentlicht sie.
(4) Das Betriebserlaubnisverfahren für den Netzanschluss jeder neuen nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung umfasst
Artikel 61 EZZ für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung
(1) Eine EZZ berechtigt den Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung, sein internes Netz und seine Eigenbedarfseinrichtungen unter Nutzung des für den Netzanschlusspunkt bestimmten Netzanschlusses einzuschalten.
(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine EZZ aus, wenn die Vorarbeiten abgeschlossen sind, einschließlich der zwischen dem relevanten Netzbetreiber und dem Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung geschlossenen Vereinbarung über die für den Netzanschlusspunkt relevanten Schutz- und Regelungseinstellungen.
Artikel 62 VBE für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung
(1) Eine VBE berechtigt den Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung, diese unter Nutzung des Netzanschlusses während eines befristeten Zeitraums zu betreiben und Strom zu erzeugen.
(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine VBE aus, wenn die Prüfung der Daten und Studien abgeschlossen ist.
(3) Für die Prüfung der Daten und Studien stellt der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung dem relevanten Netzbetreiber auf Aufforderung Folgendes bereit:
(4) Soweit nicht Absatz 5 Anwendung findet, darf der Höchstzeitraum, in dem der Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung den VBE-Status innehat, 24 Monate nicht überschreiten. Der relevante Netzbetreiber kann für die Gültigkeit der VBE eine kürzere Dauer vorgeben. Die Gültigkeitsdauer der VBE wird der Regulierungsbehörde im Einklang mit dem geltenden nationalen Regulierungsrahmen mitgeteilt. Eine Verlängerung der VBE wird nur gewährt, wenn der Eigentümer des HGÜ-Systems nachweist, dass im Hinblick auf die vollständige Konformität erhebliche Fortschritte erzielt wurden. Zum Zeitpunkt der Verlängerung der VBE werden etwa noch ausstehende Punkte ausdrücklich genannt.
(5) Der Höchstzeitraum, in dem der Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung den VBE-Status innehat, kann auf einen Freistellungsantrag beim relevanten Netzbetreiber nach dem Verfahren des Titels VII über 24 Monate hinaus verlängert werden.
Artikel 63 EBE für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung
(1) Eine EBE berechtigt den Eigentümer einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung, diese unter Nutzung des durch den Netzanschlusspunkt bestimmten Netzanschlusses zu betreiben.
(2) Der relevante Netzbetreiber stellt eine EBE aus, wenn sämtliche für die Zwecke des Status VBE ermittelten Unvereinbarkeiten beseitigt wurden und die Prüfung der Daten und Studien gemäß dieser Verordnung abgeschlossen ist.
(3) Im Hinblick auf den Abschluss der Prüfung der Daten und Studien stellt der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung dem relevanten Netzbetreiber auf Aufforderung Folgendes bereit:
(4) Wird im Hinblick auf die Erteilung einer EBE eine Unvereinbarkeit ermittelt, kann auf Antrag beim relevanten Netzbetreiber nach dem Freistellungsverfahren gemäß Titel VII eine Freistellung gewährt werden. Der relevante Netzbetreiber stellt eine EBE aus, wenn die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung die Freistellungsbestimmungen erfüllt. Wenn der Antrag des Eigentümers abgelehnt wurde, kann der relevante Netzbetreiber den Betrieb der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung so lange untersagen, bis deren Eigentümer und der relevante Netzbetreiber die Unvereinbarkeit beseitigt haben und die nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage die Anforderungen nach Ansicht des relevanten Netzbetreibers erfüllt.
Artikel 64 Beschränkte Betriebserlaubnis für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung
(1) Die Eigentümer von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, denen eine EBE gewährt wurde, setzen den relevanten Netzbetreiber unverzüglich in Kenntnis über
(2) Der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung beantragt beim relevanten Netzbetreiber eine beschränkte Betriebserlaubnis (BBE), wenn er realistisch erwartet, dass die in Absatz 1 beschriebenen Umstände länger als drei Monate andauern werden.
(3) Bei der Gewährung einer BBE nennt der relevante Netzbetreiber klar
(4) Während der Gültigkeit der BBE wird die EBE für die Teile ausgesetzt, für die die BBE erteilt wurde.
(5) Die Gültigkeit der BBE kann erneut verlängert werden, wenn vor Ablauf ihrer Gültigkeit beim relevanten Netzbetreiber nach dem Freistellungsverfahren des Titels VII eine Freistellung beantragt wurde.
(6) Der relevante Netzbetreiber kann den Betrieb der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung untersagen, wenn die BBE ausläuft und die ihr zugrunde liegenden Umstände noch andauern. In solchen Fällen verliert die BBE automatisch ihre Gültigkeit.
Kapitel 3
Kosten-Nutzen-Analyse
Artikel 65 Ermittlung der Kosten und des Nutzens der Anwendung von Anforderungen auf bestehende HGÜ-Systeme oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung
(1) Vor der Anwendung einer Anforderung dieser Verordnung auf bestehende HGÜ-Systeme oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gemäß Artikel 4 Absatz 3 nimmt der relevante ÜNB einen qualitativen Kosten-Nutzen-Vergleich hinsichtlich der möglicherweise anzuwendenden Anforderung vor. Bei dem Vergleich werden verfügbare netz- oder marktgestützte Alternativen berücksichtigt. Der relevante ÜNB kann nur dann eine quantitative Kosten-Nutzen-Analyse gemäß den Absätzen 2 bis 5 vornehmen, wenn aus dem qualitativen Vergleich hervorgeht, dass der voraussichtliche Nutzen die voraussichtlichen Kosten überwiegt. Werden jedoch hohe Kosten oder nur ein geringer Nutzen erwartet, fährt der relevante ÜNB nicht fort.
(2) Im Anschluss an eine Vorstufe gemäß Absatz 1 führt der relevante ÜNB eine quantitative Kosten-Nutzen-Analyse hinsichtlich der Anforderung durch, die auf bestehende HGÜ-Systeme oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung angewandt werden soll, für die sich in der Vorstufe gemäß Absatz 1 ein potenzieller Nutzen ergeben hat.
(3) Innerhalb von drei Monaten nach Abschluss der Kosten-Nutzen-Analyse fasst der relevante ÜNB die Ergebnisse in einem Bericht zusammen, der
(4) Spätestens sechs Monate nach dem Ende der öffentlichen Konsultation erstellt der relevante ÜNB einen Bericht, in dem er das Konsultationsergebnis erläutert und einen Vorschlag zur Anwendbarkeit der Anforderung auf bestehende HGÜ-Systeme oder bestehende nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung unterbreitet. Der Bericht und der Vorschlag werden der Regulierungsbehörde oder ggf. dem Mitgliedstaat übermittelt, und der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung oder ggf. ein Dritter wird über den Inhalt informiert.
(5) Der Vorschlag, den der relevante ÜNB gemäß Absatz 4 an die Regulierungsbehörde oder ggf. an den Mitgliedstaat richtet, enthält
Artikel 66 Grundsätze der Kosten-Nutzen-Analyse
(1) Die Eigentümer von HGÜ-Systemen und von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und die VNB, einschließlich der Betreiber geschlossener Verteilernetze (GVNB), wirken bei der Kosten-Nutzen-Analyse gemäß den Artikeln 65 und 80 mit und tragen dazu bei, indem sie die erforderlichen Daten auf Anforderung des relevanten Netzbetreibers oder des relevanten ÜNB innerhalb von drei Monaten liefern, soweit mit dem relevanten ÜNB nichts anderes vereinbart wurde. Bei der Erstellung einer Kosten-Nutzen-Analyse des Eigentümers oder möglichen Eigentümers eines HGÜ-Systems oder einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung, anhand deren eine potenzielle Freistellung gemäß Artikel 79 geprüft wird, wirken der relevante ÜNB und der relevante VNB, einschließlich GVNB, mit und tragen dazu bei, indem sie die erforderlichen Daten auf Anforderung des Eigentümers oder möglichen Eigentümers des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung innerhalb von drei Monaten liefern, soweit mit dem Eigentümer oder möglichen Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung nichts anderes vereinbart wurde.
(2) Für die Kosten-Nutzen-Analyse gelten die folgenden Grundsätze:
Titel VI
Konformität
Kapitel 1
Konformitätsüberwachung
Artikel 67 Allgemeine Bestimmungen für Konformitätstests
(1) Die Prüfung des Betriebsverhaltens von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung dient dem Nachweis, dass die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt sind.
(2) Ungeachtet der Mindestanforderungen dieser Verordnung an Konformitätstests kann der relevante Netzbetreiber
(3) Der Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung ist dafür verantwortlich, dass die Tests im Einklang mit den Bedingungen des Titel VI Kapitel 2 durchgeführt werden. Der relevante Netzbetreiber kooperiert und verzögert die Durchführung der Tests nicht ohne triftigen Grund.
(4) Der relevante Netzbetreiber kann an den Konformitätstests entweder vor Ort oder von seinem Kontrollzentrum aus teilnehmen. Zu diesem Zweck stellt der Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung die notwendigen Überwachungseinrichtungen bereit, um alle relevanten Testsignale und -messwerte aufzuzeichnen, und stellt sicher, dass die erforderlichen Vertreter des Eigentümers des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung während der gesamten Testlaufzeit vor Ort verfügbar sind. Die vom relevanten Netzbetreiber spezifizierten Signale werden übermittelt, wenn dieser bei ausgewählten Tests die Leistung mit seinen eigenen Betriebsmitteln aufzeichnen möchte. Die Teilnahme des relevanten Netzbetreibers liegt in seinem alleinigen Ermessen.
Artikel 68 Allgemeine Bestimmungen für Konformitätssimulationen
(1) Die Simulation des Betriebsverhaltens von HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung dient dem Nachweis, dass die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt sind.
(2) Ungeachtet der Mindestanforderungen dieser Verordnung an Konformitätssimulationen kann der relevante Netzbetreiber
(3) Zum Nachweis der Konformität mit den Anforderungen dieser Verordnung legt der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung einen Bericht mit den Simulationsergebnissen vor. Der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung erstellt und übermittelt ein validiertes Simulationsmodell für ein bestimmtes HGÜ-System bzw. eine bestimmte nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung. Der Anwendungsbereich der Simulationsmodelle ist in den Artikeln 38 und 54 festgelegt.
(4) Der relevante Netzbetreiber kann sich vergewissern, dass ein HGÜ-System bzw. eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt, indem er seine eigenen Konformitätssimulationen auf der Grundlage der vorgelegten Simulationsberichte, Simulationsmodelle und Konformitätstestmessungen durchführt.
(5) Der relevante Netzbetreiber stellt dem Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung technische Daten und ein Netzsimulationsmodell zur Verfügung, soweit dies erforderlich ist, um die verlangten Simulationen im Einklang mit Titel VI Kapitel 3 durchzuführen.
Artikel 69 Zuständigkeit der Eigentümer von HGÜ-Systemen und der Eigentümer von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung
(1) Der Eigentümer des HGÜ-Systems stellt sicher, dass das HGÜ-System und die HGÜ-Stromrichterstationen die Anforderungen dieser Verordnung erfüllen. Diese Konformität ist während der gesamten Lebensdauer der Anlage aufrechtzuerhalten.
(2) Der Eigentümer der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung stellt sicher, dass diese die Anforderungen dieser Verordnung erfüllt. Diese Konformität ist während der gesamten Lebensdauer der Anlage aufrechtzuerhalten.
(3) Geplante Änderungen an den technischen Fähigkeiten eines HGÜ-Systems, einer HGÜ-Stromrichterstation oder einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung, die sich auf die Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung auswirken könnten, meldet der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung dem relevanten ÜNB, bevor er mit diesen Änderungen beginnt.
(4) Alle betrieblichen Vorkommnisse oder Ausfälle in einem HGÜ-System, einer HGÜ-Stromrichterstation oder einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung, die sich auf die Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung auswirken, meldet der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung unverzüglich nach deren Auftreten dem relevanten Netzbetreiber.
(5) Alle vorgesehenen Testpläne und -verfahren zur Überprüfung der Konformität eines HGÜ-Systems, einer HGÜ-Stromrichterstation oder einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung mit den Anforderungen dieser Verordnung legt der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung rechtzeitig vor ihrem Beginn dem relevanten Netzbetreiber zur Genehmigung vor.
(6) Der relevante Netzbetreiber erhält die Möglichkeit zur Teilnahme an diesen Tests und kann das Betriebsverhalten der HGÜ-Systeme, HGÜ-Stromrichterstationen bzw. nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung aufzeichnen.
Artikel 70 Aufgaben des relevanten Netzbetreibers
(1) Der relevante Netzbetreiber prüft während der gesamten Lebensdauer der HGÜ-Systeme, HGÜ-Stromrichterstationen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung deren Konformität mit den Anforderungen dieser Verordnung. Der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung wird über die Ergebnisse dieser Prüfung informiert.
(2) Wenn der relevante Netzbetreiber dies verlangt, führt der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung nicht nur während der Betriebserlaubnisverfahren gemäß Titel V, sondern wiederholt während der gesamten Lebensdauer des HGÜ-Systems, der HGÜ-Stromrichterstation oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung Konformitätstests und -simulationen durch; dies erfolgt gemäß einem Plan oder allgemeinen Programm für regelmäßige Tests oder nach einem Ausfall, einer Änderung oder dem Austausch von Betriebsmitteln, die bzw. der die Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung beeinflussen kann. Der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung wird über die Ergebnisse dieser Konformitätstests und -simulationen informiert.
(3) Der relevante Netzbetreiber veröffentlicht eine Liste der vom Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung im Rahmen des Konformitätsverfahrens zu übermittelnden Informationen und Unterlagen und zu erfüllenden Anforderungen. Diese Liste muss mindestens die folgenden Informationen, Unterlagen und Anforderungen umfassen:
(4) Der relevante Netzbetreiber gibt öffentlich bekannt, wie die Verantwortlichkeiten für Konformitätstests, -simulationen und -überwachung zwischen dem Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung und dem Netzbetreiber aufgeteilt sind.
(5) Der relevante Netzbetreiber kann die Überwachung der Einhaltung der Vorschriften ganz oder teilweise auf Dritte übertragen. In solchen Fällen sorgt der relevante Netzbetreiber für die Einhaltung des Artikels 10, indem er dem beauftragten Dritten angemessene Vertraulichkeitsverpflichtungen auferlegt.
(6) Können aus Gründen, die alleine der relevante Netzbetreiber zu vertreten hat, die Konformitätstest oder -simulationen nicht so durchgeführt werden, wie der relevante Netzbetreiber und der Eigentümer des HGÜ-Systems bzw. der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung dies vereinbart haben, darf der relevante Netzbetreiber eine Betriebserlaubnis gemäß Titel V nicht ohne triftigen Grund verweigern.
(7) Der relevante Netzbetreiber stellt dem relevanten ÜNB die Ergebnisse der in diesem Kapitel genannten Konformitätstests und -simulationen auf Aufforderung bereit.
Kapitel 2
Konformitätsprüfung
Artikel 71 Konformitätstests bei HGÜ-Systemen
(1) Betriebsmittelbescheinigungen können Teile der nachstehenden Tests ersetzen, sofern sie dem relevanten Netzbetreiber vorgelegt werden.
(2) Test der Blindleistungskapazität:
(3) Test des Spannungsregelungsmodus:
(4) Test des Blindleistungsregelungsmodus:
(5) Test des Modus der Leistungsfaktorregelung:
(6) Test der FSM-Reaktion:
(7) Test der LFSM-O-Reaktion:
(8) Test der LFSM-U-Reaktion:
(9) Test der Regelbarkeit der Wirkleistung:
(10) Test zur Änderung der Rampengeschwindigkeit:
(11) Ggf. Test der Schwarzstartfähigkeit:
Artikel 72 Konformitätstests bei nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichtereinheiten
(1) Betriebsmittelbescheinigungen können Teile der nachstehend genannten Tests ersetzen, sofern sie dem relevanten Netzbetreiber vorgelegt werden.
(2) Test der Blindleistungskapazität von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung:
(3) Test der Blindleistungskapazität von erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichtereinheiten:
(4) Test des Spannungsregelungsmodus:
(5) Test des Blindleistungsregelungsmodus:
(6) Test des Modus der Leistungsfaktorregelung:
(7) Hinsichtlich der in den Absätzen 4, 5 und 6 genannten Tests kann der relevante ÜNB zwei der drei Regelungsoptionen für die Prüfung auswählen.
(8) LFSM-O-Reaktion der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung: Die Tests werden gemäß Artikel 47 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2016/631 durchgeführt.
(9) LFSM-U-Reaktion der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung: Die Tests werden gemäß Artikel 48 Absatz 3 der Verordnung (EU) 2016/631 durchgeführt.
(10) Regelbarkeit der Wirkleistungsabgabe der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung: Die Tests werden gemäß Artikel 48 Absatz 2 der Verordnung (EU) 2016/631 durchgeführt.
(11) FSM-Reaktion der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung: Die Tests werden gemäß Artikel 48 Absatz 4 der Verordnung (EU) 2016/631 durchgeführt.
(12) Regelung der Frequenzwiederherstellung der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung: Die Tests werden gemäß Artikel 45 Absatz 5 der Verordnung (EU) 2016/631 durchgeführt.
(13) Der Test der schnellen Signalreaktion der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung wird als erfolgreich erachtet, wenn nachgewiesen wird, dass die Reaktion der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung innerhalb des in Artikel 39 Absatz 1 Buchstabe a genannten Zeitraums erfolgt.
(14) Für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, deren Drehstrom-Sammelnetz nicht mit einer Nennfrequenz von 50 Hz betrieben wird, vereinbart der relevante Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB die erforderlichen Konformitätstests.
Kapitel 3
Konformitätssimulationen
Artikel 73 Konformitätssimulationen bei HGÜ-Systemen
(1) Betriebsmittelbescheinigungen können Teile der nachstehend genannten Simulationen ersetzen, sofern sie dem relevanten Netzbetreiber vorgelegt werden.
(2) Simulation der Bereitstellung einer dynamischen Blindstromstützung:
(3) Simulation der FRT-Fähigkeit:
(4) Simulation der Wiederkehr der Wirkleistungseinspeisung nach einem Fehler:
(5) Simulation der Blindleistungskapazität:
(6) Simulation der Regelung zur Dämpfung von Leistungspendelungen:
(7) Simulation der Wirkleistungsänderung bei Störungen:
(8) Ggf. Simulation der schnellen Umkehr der Wirkleistungsflussrichtung:
Artikel 74 Konformitätssimulationen bei nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichtereinheiten
(1) Nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung werden den im vorliegenden Artikel beschriebenen Konformitätssimulationen unterzogen. Betriebsmittelbescheinigungen können Teile der nachstehend beschriebenen Simulationen ersetzen, sofern sie dem relevanten Netzbetreiber vorgelegt werden.
(2) Simulation der Bereitstellung einer dynamischen Blindstromstützung:
(3) Simulation der Wiederkehr der Wirkleistungsabgabe nach einem Fehler:
(4) Simulation der Blindleistungskapazität von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung:
(5) Simulation der Blindleistungskapazität von erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichtereinheiten:
(6) Simulation der Regelung zur Dämpfung von Leistungspendelungen:
(7) Simulation der FRT-Fähigkeit:
Kapitel 4
Nichtbindende Leitlinien und Beobachtung der Durchführung
Artikel 75 Nichtbindende Leitlinien für die Durchführung
(1) Spätestens sechs Monate nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung und danach alle zwei Jahre erstellt ENTSO (Strom) für seine Mitglieder und andere Netzbetreiber nichtbindende, schriftliche Leitlinien in Bezug auf diejenigen Teile dieser Verordnung, zu denen nationale Entscheidungen getroffen werden müssen. ENTSO (Strom) veröffentlicht diese Leitlinien auf seiner Website.
(2) Für die Erstellung der nichtbindenden Leitlinien konsultiert ENTSO (Strom) die relevanten Interessengruppen.
(3) In den nichtbindenden Leitlinien werden die technischen Fragen, Bedingungen und gegenseitigen Abhängigkeiten erläutert, die bei der Erfüllung der Anforderungen dieser Verordnung auf nationaler Ebene zu beachten sind.
Artikel 76 Beobachtung
(1) ENTSO (Strom) beobachtet die Durchführung dieser Verordnung gemäß Artikel 8 Absatz 8 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009. Die Beobachtung erstreckt sich insbesondere auf
(2) Die Agentur erstellt zusammen mit ENTSO (Strom) binnen 12 Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung eine Liste der relevanten Informationen, die ENTSO (Strom) der Agentur im Einklang mit Artikel 8 Absatz 9 und Artikel 9 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 übermitteln muss. Die Liste der einschlägigen Informationen kann aktualisiert werden. ENTSO (Strom) speichert die von der Agentur angeforderten Daten in einem umfassenden digitalen Datenarchiv in standardisiertem Format.
(3). Die relevanten ÜNB übermitteln ENTSO (Strom) die für die Erfüllung der Aufgaben gemäß den Absätzen 1 und 2 erforderlichen Informationen.
Auf Aufforderung der Regulierungsbehörde legen die VNB den ÜNB die in Absatz 2 genannten Informationen vor, soweit die Regulierungsbehörden, die Agentur oder ENTSO (Strom) sie nicht bereits im Rahmen der Beobachtung der Durchführung erhalten und somit eine zweite Übermittlung nicht erforderlich ist.
(4) Wenn ENTSO (Strom) oder die Agentur im Rahmen dieser Verordnung Bereiche identifizieren, in denen angesichts von Marktentwicklungen oder der bei der Anwendung dieser Verordnung gewonnenen Erfahrung eine weitere Harmonisierung der Bestimmungen dieser Verordnung sinnvoll ist, um die Marktintegration zu fördern, legen sie gemäß Artikel 7 Absatz 1 der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 Entwürfe von Änderungen an der vorliegenden Verordnung vor.
Titel VII
Freistellungen
Artikel 77 Befugnis zur Gewährung von Freistellungen
(1) Die Regulierungsbehörden können auf Ersuchen des Eigentümers oder möglichen Eigentümers eines HGÜ-Systems oder einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung, eines relevanten Netzbetreibers oder eines relevanten ÜNB diesen Eigentümern bzw. möglichen Eigentümern, relevanten Netzbetreibern oder relevanten ÜNB im Einklang mit den Artikeln 78 bis 82 Freistellungen von einer oder mehrerer Bestimmungen dieser Verordnung für neue und bestehende HGÜ-Systeme und/oder nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gewähren.
(2) Freistellungen können im Einklang mit den Artikeln 78 bis 81 von anderen Behörden als der Regulierungsbehörde gewährt und aufgehoben werden, wenn ein Mitgliedstaat dies vorsieht.
Artikel 78 Allgemeine Bestimmungen
(1) Jede Regulierungsbehörde legt nach Konsultation der relevanten Netzbetreiber, der Eigentümer von HGÜ-Systemen und der Eigentümer von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung sowie anderer Interessengruppen, von denen sie annimmt, dass diese Verordnung sie betrifft, die Kriterien für die Gewährung von Freistellungen gemäß den Artikeln 79 bis 81 fest. Sie veröffentlicht diese Kriterien auf ihrer Website und teilt sie der Kommission innerhalb von neun Monaten nach dem Inkrafttreten dieser Verordnung mit. Die Kommission kann eine Regulierungsbehörde auffordern, die Kriterien zu ändern, wenn sie der Auffassung ist, dass diese nicht mit dieser Verordnung vereinbar sind. Die Möglichkeit, die Kriterien für die Gewährung von Freistellungen zu überprüfen und zu ändern, lässt bereits gewährte Freistellungen unberührt; diese gelten bis zum vorgesehenen Ablaufdatum entsprechend den Bestimmungen der Entscheidung zur Gewährung der Freistellung.
(2) Die Regulierungsbehörde kann die Kriterien für die Gewährung von Freistellungen gemäß Absatz 1 höchstens einmal pro Jahr überprüfen und ändern, wenn sie dies wegen geänderter Rahmenbedingungen aufgrund der Entwicklung der Netzanforderungen für erforderlich hält. Eine Änderung der Kriterien gilt nicht für Freistellungen, für die bereits ein Antrag gestellt wurde.
(3) Die Regulierungsbehörde kann entscheiden, dass HGÜ-Systeme oder nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, für die ein Freistellungsantrag gemäß den Artikeln 79 bis 81 gestellt wurde, die Anforderungen dieser Verordnung, für die eine Freistellung beantragt wurde, vom Tag der Antragstellung bis zum Tag der Entscheidung durch die Regulierungsbehörde nicht zu erfüllen brauchen.
Artikel 79 Freistellungsanträge von Eigentümern von HGÜ-Systemen oder von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung
(1) Eigentümer oder mögliche Eigentümer von HGÜ-Systemen oder nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung können eine Freistellung von einer oder mehrerer Anforderungen dieser Verordnung beantragen.
(2) Ein Freistellungsantrag wird an den relevanten Netzbetreiber gerichtet und enthält
(3) Innerhalb von zwei Wochen nach dem Eingang eines Freistellungsantrags bestätigt der relevante Netzbetreiber dem Eigentümer oder möglichen Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung, ob sein Antrag vollständig ist. Ist der Antrag nach Auffassung des relevanten Netzbetreibers unvollständig, reicht der Eigentümer oder mögliche Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung die zusätzlich angeforderten Angaben innerhalb eines Monats nach Eingang des Ersuchens um zusätzliche Angaben nach. Übermittelt der Eigentümer oder mögliche Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung die angeforderten Angaben nicht fristgerecht, gilt der Freistellungsantrag als zurückgezogen.
(4) Der relevante Netzbetreiber prüft in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB und etwa betroffenen benachbarten VNB den Freistellungsantrag und die übermittelte Kosten-Nutzen-Analyse unter Berücksichtigung der von der Regulierungsbehörde gemäß Artikel 78 festgelegten Kriterien.
(5) Betrifft der Freistellungsantrag ein HGÜ-System oder eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung, das/die an ein Verteilernetz, einschließlich geschlossener Verteilernetze, angeschlossen ist, so ist der Bewertung des relevanten Netzbetreibers eine vom relevanten ÜNB vorgenommenen Bewertung des Freistellungsantrags beizufügen. Der relevante ÜNB übermittelt seine Bewertung innerhalb von zwei Monaten, nachdem der relevante Netzbetreiber ihn darum ersucht hat.
(6) Innerhalb von sechs Monaten nach Eingang eines Freistellungsantrags leitet der relevante Netzbetreiber den Antrag an die Regulierungsbehörde weiter und legt die gemäß den Absätzen 4 und 5 erstellte(n) Bewertung(en) vor. Diese Frist kann um einen Monat verlängert werden, wenn der relevante Netzbetreiber weitere Angaben vom Eigentümer oder möglichen Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung anfordert, und um zwei Monate, wenn der relevante Netzbetreiber den relevanten ÜNB um eine Bewertung des Freistellungsantrags ersucht.
(7) Innerhalb von sechs Monaten nach dem auf den Eingang eines Freistellungsantrags folgenden Tag erlässt die Regulierungsbehörde eine Entscheidung über den Antrag. Die Frist kann vor ihrem Ablauf um drei Monate verlängert werden, wenn die Regulierungsbehörde weitere Angaben vom Eigentümer oder möglichen Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung oder von einem anderen Beteiligten anfordert. Die Zusatzfrist beginnt, wenn die vollständigen Angaben eingegangen sind.
(8) Der Eigentümer oder mögliche Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung übermittelt von der Regulierungsbehörde angeforderte zusätzliche Angaben binnen zwei Monaten nach dem Ersuchen. Übermittelt der Eigentümer oder mögliche Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung die angeforderten Angaben nicht fristgerecht, gilt der Freistellungsantrag als zurückgezogen, sofern nicht vor Fristablauf
(9) Die Regulierungsbehörde erlässt eine begründete Entscheidung über den Freistellungsantrag. Bei der Gewährung der Freistellung legt die Regulierungsbehörde die Gültigkeitsdauer fest.
(10) Die Regulierungsbehörde teilt dem Eigentümer oder möglichen Eigentümer des HGÜ-Systems oder der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung, dem relevanten Netzbetreiber und dem relevanten ÜNB die Entscheidung mit.
(11) Eine Regulierungsbehörde kann eine Entscheidung zur Gewährung einer Freistellung aufheben, wenn die Umstände und Gründe nicht mehr gegeben sind oder wenn die Kommission oder die Agentur eine begründete Empfehlung gemäß Artikel 83 Absatz 2 abgibt.
Artikel 80 Freistellungsanträge eines relevanten Netzbetreibers oder relevanten ÜNB
(1) Relevante Netzbetreiber oder relevante ÜNB können Freistellungen für bestimmte Kategorien von HGÜ-Systemen oder nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung beantragen, die an ihr Netz angeschlossen sind oder werden sollen.
(2) Relevante Netzbetreiber oder relevante ÜNB richten ihren Freistellungsantrag an die Regulierungsbehörde. Jeder Freistellungsantrag enthält
(3) Wird ein Freistellungsantrag von einem relevanten VNB oder GVNB eingereicht, so fordert die Regulierungsbehörde den relevanten ÜNB innerhalb von zwei Wochen nach dem auf den Eingang des Antrags folgenden Tag auf, den Freistellungsantrag anhand der von der Regulierungsbehörde gemäß Artikel 78 festgelegten Kriterien zu bewerten.
(4) Innerhalb von zwei Wochen nach dem auf den Eingang einer solchen Aufforderung zur Bewertung folgenden Tag bestätigt der relevante ÜNB dem relevanten VNB oder GVNB, ob der Freistellungsantrag vollständig ist. Ist der Antrag nach Auffassung des relevanten ÜNB unvollständig, so reicht der relevante VNB oder GVNB die zusätzlich angeforderten Angaben innerhalb eines Monats nach Eingang des Ersuchens um zusätzliche Angaben nach.
(5) Innerhalb von sechs Monaten nach Eingang eines Freistellungsantrags leitet der relevante ÜNB den Antrag an die Regulierungsbehörde weiter und legt seine Bewertung, einschließlich jeglicher sachdienlicher Unterlagen, vor. Die Sechsmonatsfrist kann um einen Monat verlängert werden, wenn der relevante ÜNB zusätzliche Angaben von dem relevanten VNB oder GVNB anfordert.
(6) Innerhalb von sechs Monaten nach dem auf den Eingang eines Freistellungsantrags folgenden Tag erlässt die Regulierungsbehörde eine Entscheidung über den Antrag. Wird der Freistellungsantrag von dem relevanten VNB oder GVNB eingereicht, so beginnt die Sechsmonatsfrist an dem Tag, der auf den Eingang der Bewertung durch den relevanten ÜNB gemäß Absatz 5 folgt.
(7) Die Sechsmonatsfrist gemäß Absatz 6 kann vor ihrem Ablauf um weitere drei Monate verlängert werden, wenn die Regulierungsbehörde von dem relevanten Netzbetreiber, der die Freistellung beantragt, oder von anderen Beteiligten weitere Angaben anfordert. Die Zusatzfrist beginnt an dem auf den Eingang der vollständigen Angaben folgenden Tag.
Der relevante Netzbetreiber übermittelt die von der Regulierungsbehörde angeforderten zusätzlichen Angaben binnen zwei Monaten nach dem Datum des Ersuchens. Übermittelt der relevante Netzbetreiber die angeforderten Angaben nicht fristgerecht, gilt der Freistellungsantrag als zurückgezogen, sofern nicht vor Fristablauf
(8) Die Regulierungsbehörde erlässt eine begründete Entscheidung über den Freistellungsantrag. Bei der Gewährung der Freistellung legt die Regulierungsbehörde die Gültigkeitsdauer fest.
(9) Die Regulierungsbehörde teilt dem relevanten Netzbetreiber, der die Freistellung beantragt, dem relevanten ÜNB und der Agentur ihre Entscheidung mit.
(10) Die Regulierungsbehörden können weitere Anforderungen an die Erstellung von Freistellungsanträgen durch relevante Netzbetreiber stellen. Dabei berücksichtigen sie die Abgrenzung zwischen Übertragungsnetz und Verteilernetz auf nationaler Ebene und konsultieren die Netzbetreiber, die Eigentümer von HGÜ-Systemen, die Eigentümer von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung und andere beteiligte Akteure, einschließlich der Hersteller.
(11) Eine Regulierungsbehörde kann eine Entscheidung zur Gewährung einer Freistellung aufheben, wenn die Umstände und Gründe nicht mehr gegeben sind oder wenn die Kommission oder die Agentur eine begründete Empfehlung gemäß Artikel 83 Absatz 2 abgibt.
Artikel 81 Freistellungsanträge von Eigentümern von nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung in Bezug auf die Bestimmungen des Titels III
(1) Freistellungsanträge in Bezug auf die Bestimmungen des Artikels 40 Absatz 1 Buchstaben b und c sowie Absatz 2 Buchstaben a und b und der Artikel 41 bis 45 unterliegen nicht den Bestimmungen des Artikels 79 Absatz 2 Buchstaben d und e, wenn sie sich auf eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung beziehen, die über einen einzigen Anschluss an ein einziges Synchrongebiet angeschlossen ist oder wird.
(2) Die Regulierungsbehörde kann ihre Entscheidung über einen Freistellungsantrag gemäß Absatz 1 an Bedingungen knüpfen. So kann sie beispielsweise festlegen, dass die Freistellung bei einer Entwicklung des Anschlusses zu einem Multiterminal-Netz oder beim Anschluss einer weiteren nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage an demselben Netzanschlusspunkt von der Regulierungsbehörde überprüft wird oder ihre Gültigkeit verliert. Bei ihren Entscheidungen über Freistellungsanträge berücksichtigt die Regulierungsbehörde das Erfordernis einer optimierten Konfiguration zwischen der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung und der erzeugungsseitigen HGÜ-Stromrichterstation sowie die berechtigten Erwartungen des Eigentümers der nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung.
Artikel 82 Register der Freistellungen von Anforderungen dieser Verordnung
(1) Die Regulierungsbehörden führen ein Register aller Freistellungen, die sie gewährt oder verweigert haben, und übermitteln der Agentur mindestens alle sechs Monate ein aktuelles, konsolidiertes Register, wobei ENTSO (Strom) eine Kopie erhält.
(2) Das Register enthält insbesondere
Artikel 83 Beobachtung von Freistellungen
(1) Die Agentur beobachtet das Verfahren zur Gewährung von Freistellungen in Zusammenarbeit mit den Regulierungsbehörden oder zuständigen Behörden des Mitgliedstaats. Die Regulierungsbehörden oder die zuständigen Behörden des Mitgliedstaats stellen der Agentur alle Angaben zur Verfügung, die sie dazu benötigt.
(2) Die Agentur kann einer Regulierungsbehörde unter Angabe von Gründen empfehlen, eine Freistellung aufzuheben, weil sie nicht hinreichend gerechtfertigt ist. Die Kommission kann einer Regulierungsbehörde oder der zuständigen Behörde des Mitgliedstaats unter Angabe von Gründen empfehlen, eine Freistellung aufzuheben, weil sie nicht hinreichend gerechtfertigt ist.
(3) Die Kommission kann die Agentur auffordern, über die Anwendung der Absätze 1 und 2 zu berichten und zu begründen, warum sie die Aufhebung von Freistellungen verlangt oder nicht verlangt.
Titel VIII
Schlussbestimmungen
Artikel 84 Änderung von Verträgen und allgemeinen Geschäftsbedingungen
(1) Die Regulierungsbehörden sorgen dafür, dass alle einschlägigen Klauseln in Verträgen und allgemeinen Geschäftsbedingungen, die den Netzanschluss neuer HGÜ-Systeme oder neuer nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung betreffen, mit den Anforderungen dieser Verordnung in Einklang gebracht werden.
(2) Alle einschlägigen Klauseln in Verträgen und allgemeinen Geschäftsbedingungen, die den Netzanschluss bestehender HGÜ-Systeme oder bestehender nichtsynchroner Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung betreffen, auf die gemäß Artikel 4 Absatz 1 alle oder einige Anforderungen dieser Verordnung anwendbar sind, werden so geändert, dass sie den Anforderungen dieser Verordnung entsprechen. Die betreffenden Klauseln werden binnen drei Jahren nach der Entscheidung der Regulierungsbehörde oder des Mitgliedstaats gemäß Artikel 4 Absatz 1 geändert.
(3) Die Regulierungsbehörden stellen sicher, dass nationale Vereinbarungen zwischen Netzbetreibern und den Eigentümern von neuen oder bestehenden HGÜ-Systemen und nichtsynchronen Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die unter diese Verordnung fallen und Netzanschlussbestimmungen für HGÜ-Systeme und nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung betreffen, insbesondere nationale Netzkodizes, die Anforderungen dieser Verordnung widerspiegeln.
Artikel 85 HGÜ-Systeme oder nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung, die an nicht dem EU-Recht unterliegende Synchrongebiete oder Regelzonen angeschlossen sind
(1) Verbindet ein HGÜ-System, das den Anforderungen dieser Verordnung unterliegt, Synchrongebiete oder Regelzonen, von denen mindestens eine(s) nicht dem Unionsrecht unterliegt, bemüht sich der relevante ÜNB oder ggf. der Eigentümer des HGÜ-Systems darum, eine Vereinbarung zu treffen, die sicherstellt, dass die Eigentümer von HGÜ-Systemen, die rechtlich nicht zur Einhaltung dieser Verordnung verpflichtet sind, ebenfalls zur Erfüllung der Anforderungen beitragen.
(2) Kann die in Absatz 1 genannte Vereinbarung nicht getroffen werden, nutzt der relevante ÜNB bzw. der Eigentümer des HGÜ-Systems alle ihm zur Verfügung stehenden Mittel, um die Anforderungen dieser Verordnung zu erfüllen.
Artikel 86 Inkrafttreten
Diese Verordnung tritt am zwanzigsten Tag nach ihrer Veröffentlichung im Amtsblatt der Europäischen Union in Kraft.
Unbeschadet des Artikels 4 Absatz 2 Buchstabe b sowie der Artikel 5, 75, 76 und 78 werden die Bestimmungen dieser Verordnung drei Jahre nach ihrer Veröffentlichung anwendbar.
Diese Verordnung ist in allen ihren Teilen verbindlich und gilt unmittelbar in jedem Mitgliedstaat.
Brüssel, den 26. August 2016
2) Richtlinie 2009/72/EG des Europäischen Parlament und des Rates vom 13. Juli 2009 über gemeinsame Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Aufhebung der Richtlinie 2003/54/EG (ABl. Nr. L 211 vom 14.08.2009 S. 55).
3) Verordnung (EU) 2015/1222 der Kommission vom 24. Juli 2015 zur Festlegung einer Leitlinie für die Kapazitätsvergabe und das Engpassmanagement (ABl. Nr. L 197 vom 25.07.2015 S. 24).
4) Verordnung (EU) Nr. 543/2013 der Kommission vom 14. Juni 2013 über die Übermittlung und die Veröffentlichung von Daten in Strommärkten und zur Änderung des Anhangs I der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 des Europäischen Parlaments und des Rates (ABl. Nr. L 163 vom 15.06.2013 S. 1).
5) Verordnung (EU) 2016/631 der Kommission vom 14. April 2016 zur Festlegung eines Netzkodex mit Netzanschlussbestimmungen für Stromerzeuger (ABl. Nr. L 112 vom 27.04.2016 S. 1).
6) Verordnung (EU) 2016/1388 der Kommission vom 17. August 2016 zur Festlegung eines Netzkodex für den Lastanschluss (ABl. Nr. L 223 vom 18.08.2016 S. 10).
Frequenzbereiche gemäß Artikel 11 | Anhang I |
Frequenzbereich | Zeitraum für den Betrieb |
47,0 Hz - 47,5 Hz | 60 Sekunden |
47,5 Hz - 48,5 Hz | Von jedem relevanten ÜNB festzulegen, jedoch länger als die gemäß der Verordnung (EU) 2016/631 und der Verordnung (EU) 2016/1388 festgelegten Zeiträume für Stromerzeuger bzw. Verbrauchsanlagen und Verteilernetze und länger als für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gemäß Artikel 39 |
48,5 Hz - 49,0 Hz | Von jedem relevanten ÜNB festzulegen, jedoch länger als die gemäß der Verordnung (EU) 2016/631 und der Verordnung (EU) 2016/1388 festgelegten Zeiträume für Stromerzeuger bzw. Verbrauchsanlagen und Verteilernetze und länger als für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gemäß Artikel 39 |
49,0 Hz - 51,0 Hz | Unbegrenzt |
51,0 Hz - 51,5 Hz | Von jedem relevanten ÜNB festzulegen, jedoch länger als die gemäß der Verordnung (EU) 2016/631 und der Verordnung (EU) 2016/1388 festgelegten Zeiträume für Stromerzeuger bzw. Verbrauchsanlagen und Verteilernetze und länger als für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen mit Gleichstromanbindung gemäß Artikel 39 |
51,5 Hz - 52,0 Hz | Von jedem relevanten ÜNB festzulegen, jedoch länger als für nichtsynchrone Stromerzeugungsanlagen gemäß Artikel 39 |
Tabelle 1: Mindestzeiträume, in denen ein HGÜ-System in der Lage sein muss, bei Abweichungen von der Nennfrequenz ohne Trennung vom Netz zu arbeiten.
Anforderungen an den frequenzabhängigen Modus, den beschränkt frequenzabhängigen Modus (Überfrequenz) und den beschränkt frequenzabhängigen Modus (Unterfrequenz) | Anhang II |
1. Beim Betrieb im frequenzabhängigen Modus (FSM)
Abbildung 1: Fähigkeit eines HGÜ-Systems zur frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsübertragung im FSM (im Beispiel ohne Totband und Unempfindlichkeit und bei positivem Wirkleistungssollwert (Importmodus)). ΔP ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe des HGÜ-Systems. fn ist die Zielfrequenz des Drehstromnetzes, für das der FSM-Beitrag erfolgt, und Δf ist die Frequenzabweichung des Drehstromnetzes, für das der FSM-Beitrag erfolgt.
Parameter | Bereiche |
Totband der frequenzabhängigen Reaktion | 0- ±500 mHz |
Statik s1 (Aufwärtsregelung) | Mindestens 0,1 % |
Statik s2 (Abwärtsregelung) | Mindestens 0,1 % |
Unempfindlichkeit der frequenzabhängigen Reaktion | max. 30 mHz |
Tabelle 2: Parameter für die frequenzabhängige Wirkleistungsanpassung im FSM
Abbildung 2: Fähigkeit eines HGÜ-Systems zur frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsübertragung. ΔP ist die durch den Frequenzsprung ausgelöste Änderung der Wirkleistungsübertragung.
Parameter | Zeit |
Maximal zulässige anfängliche Verzögerung t1 | 0,5 Sekunden |
Maximal zulässige Zeit bis zur vollständigen Aktivierung t2, soweit der relevante ÜNB keine längeren Aktivierungszeiträume festlegt | 30 Sekunden |
Tabelle 3: Parameter für die vollständige Aktivierung der frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsübertragung aufgrund eines Frequenzsprungs.
B. Beschränkt frequenzabhängiger Modus (Überfrequenz)
1. Neben Artikel 11 gelten die folgenden Anforderungen für den beschränkt frequenzabhängigen Modus - Überfrequenz (LFSM-O):
2. Die in Absatz 1 Buchstabe a genannten Frequenzschwellenwerte und Statikeinstellungen werden vom relevanten ÜNB bestimmt und der Regulierungsbehörde im Einklang mit dem geltenden nationalen Regulierungsrahmen mitgeteilt.
Abbildung 3: Fähigkeit von HGÜ-Systemen zur frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsübertragung im LFSM-O-Modus. ΔP ist die Änderung der Wirkleistungsabgabe des HGÜ-Systems (je nach Betriebsbedingungen entweder eine Verringerung der Importleistung oder eine Erhöhung der Exportleistung). fn ist die Nennfrequenz des Drehstromnetzes/der Drehstromnetze, mit dem/denen das HGÜ-System verbunden ist, und Δf ist die Frequenzänderung in diesem Netz/diesen Netzen. Bei Überfrequenzen, bei denen f über f1 liegt, muss das HGÜ-System die Wirkleistungsübertragung entsprechend der Statikeinstellung verringern.
C. Beschränkt frequenzabhängiger Modus (Unterfrequenz)
1. Neben Artikel 11 gelten die folgenden Anforderungen für den beschränkt frequenzabhängigen Modus - Unterfrequenz (LFSM-U):
2. Die in Absatz 1 Buchstabe a genannten Frequenzschwellenwerte und Statikeinstellungen werden vom relevanten ÜNB bestimmt und der Regulierungsbehörde im Einklang mit dem geltenden nationalen Regulierungsrahmen mitgeteilt.
Abbildung 4: Fähigkeit von HGÜ-Systemen zur frequenzabhängigen Anpassung der Wirkleistungsübertragung im LFSM-U-Modus. ΔP ist die "nderung der abgegebenen Wirkleistung des HGÜ-Systems (je nach Betriebsmodus Abnahme des Leistungsimports oder Zunahme des Leistungsexports). fn ist die Nennfrequenz des Drehstromnetzes/der Drehstromnetze, mit dem/denen das HGÜ-System verbunden ist, und Δf ist die Frequenzänderung in diesem Netz/diesen Netzen. Bei Unterfrequenzen, bei denen f unter f2 liegt, muss das HGÜ-System in Abhängigkeit von der Statik s4 seine Wirkleistungsabgabe erhöhen.
Spannungsbereiche gemäß Artikel 18 | Anhang III |
Synchrongebiet | Spannungsbereich | Zeitraum für den Betrieb |
Kontinentaleuropa | 0,85 p.u. - 1,118 p.u. | Unbegrenzt |
1,118 p.u. - 1,15 p.u. | Von jedem relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 20 Minuten | |
Nordeuropa | 0,90 p.u. - 1,05 p.u. | Unbegrenzt |
1,05 p.u. - 1,10 p.u. | 60 Minuten | |
Großbritannien | 0,90 p.u. - 1,10 p.u. | Unbegrenzt |
Irland und Nordirland | 0,90 p.u. - 1,118 p.u. | Unbegrenzt |
Baltische Staaten | 0,85 p.u. - 1,118 p.u. | Unbegrenzt |
1,118 p.u. - 1,15 p.u. | 20 Minuten |
Tabelle 4: Mindestzeiträume, in denen ein HGÜ-System in der Lage sein muss, ohne Trennung vom Netz zu arbeiten, wenn die Spannung an den Netzanschlusspunkten von der Referenzspannung 1 p.u. abweicht. Diese Tabelle gilt, wenn die Basisspannung für die p.u.-Werte zwischen 110 kV (einschließlich) und 300 kV (ausschließlich) liegt.
Synchrongebiet | Spannungsbereich | Zeitraum für den Betrieb |
Kontinentaleuropa | 0,85 p.u. - 1,05 p.u. | Unbegrenzt |
1,05 p.u. - 1,0875 p.u. | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch mindestens 60 Minuten | |
1,0875 p.u. - 1,10 p.u. | 60 Minuten | |
Nordeuropa | 0,90 p.u. - 1,05 p.u. | Unbegrenzt |
1,05 p.u. - 1,10 p.u. | Von jedem ÜNB festzulegen, jedoch höchstens 60 Minuten | |
Großbritannien | 0,90 p.u. - 1,05 p.u. | Unbegrenzt |
1,05 p.u. - 1,10 p.u. | 15 Minuten | |
Irland und Nordirland | 0,90 p.u. - 1,05 p.u. | Unbegrenzt |
Baltische Staaten | 0,88 p.u. - 1,097 p.u. | Unbegrenzt |
1,097 p.u. - 1,15 p.u. | 20 Minuten |
Tabelle 5: Mindestzeiträume, in denen ein HGÜ-System in der Lage sein muss, ohne Trennung vom Netz zu arbeiten, wenn die Spannung an den Netzanschlusspunkten von der Referenzspannung 1 p.u. abweicht. Diese Tabelle gilt, wenn die Basisspannung für die p.u.-Werte zwischen 300 kV und 400 kV (jeweils einschließlich) liegt.
Anforderungen an das U-Q/Pmax-Profil (gemäß Artikel 20) | Anhang IV |
Abbildung 5: Das Diagramm gibt die Grenzen für ein U-Q/Pmax-Profil wieder, wobei U (Spannung an den Netzanschlusspunkten) als Verhältnis zwischen dem tatsächlichen Wert der Spannung und ihrem Referenzwert 1 p.u. (Per-Unit-Spannung) wiedergegeben ist, und Q/Pmax das Verhältnis der Blindleistung zur maximalen HGÜ-Wirkleistungskapazität angibt. Lage, Größe und Form des inneren Rahmens dienen lediglich als Beispiel, und innerhalb des inneren Rahmens können andere als rechteckige Formen genutzt werden. Bei anderen als rechteckigen Profilformen bezieht sich der Spannungsbereich auf den höchsten und den niedrigsten Wert der jeweiligen Form. Bei einem solchen Profil wäre nicht der gesamte Blindleistungsbereich im gesamten Spannungsbereich in stationärem Zustand verfügbar.
Synchrongebiet | Höchstbereich von Q/Pmax | Höchstbereich der Spannung in stationärem Zustand in p.u. |
Kontinentaleuropa | 0,95 | 0,225 |
Nordeuropa | 0,95 | 0,15 |
Großbritannien | 0,95 | 0,225 |
Irland und Nordirland | 1,08 | 0,218 |
Baltische Staaten | 1,0 | 0,220 |
Tabelle 6: Parameter für den inneren Rahmen in der Abbildung.
Spannungs-Zeit-Profil gemäß Artikel 25 | Anhang V |
Abbildung 6: FRT-Profil einer HGÜ-Stromrichterstation. Das Diagramm gibt den unteren Grenzwert eines Spannungs-Zeit-Profils der Spannung am Netzanschlusspunkt wieder, die als Verhältnis ihres tatsächlichen Werts zu ihrem Referenzwert 1 p.u. (Per-Unit-Spannung) vor einem Fehler, während eines Fehlers und nach einem Fehler angegeben ist. Uret ist die Restspannung während eines Fehlers am Netzanschlusspunkt, tclear ist der Zeitpunkt, zu dem der Fehler geklärt wurde, Urec1 und trec1 sind untere Grenzwerte für die Wiederkehr der Spannung nach der Fehlerbehebung. Ublock ist die Blockierspannung am Netzanschlusspunkt. Die Zeitwerte werden ab dem Zeitpunkt tfault gemessen.
Spannungsparameter [p.u.] | Zeitparameter [ Sekunden] | ||
Uret | 0,00-0,30 | tclear | 0,14-0,25 |
Urec1 | 0,25-0,85 | trec1 | 1,5-2,5 |
Urec2 | 0,85-0,90 | trec2 | trec1-10,0 |
Tabelle 7: Parameter für die FRT-Fähigkeit von HGÜ-Stromrichterstationen (zu Abbildung 6).
Frequenzbereiche und Zeiträume gemäß Artikel 39 Absatz 2 Buchstabe a | Anhang VI |
Frequenzbereich | Zeitraum für den Betrieb |
47,0 Hz - 47,5 Hz | 20 Sekunden |
47,5 Hz - 49,0 Hz | 90 Minuten |
49,0 Hz - 51,0 Hz | Unbegrenzt |
51,0 Hz - 51,5 Hz | 90 Minuten |
51,5 Hz - 52,0 Hz | 15 Minuten |
Tabelle 8: Mindestzeiträume, in denen eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage in der Lage sein muss, bei Abweichungen von der Nennfrequenz ohne Trennung vom Netz zu arbeiten (für die Netznennfrequenz von 50 Hz).
Spannungsbereiche und Zeiträume gemäß Artikel 40 | Anhang VII |
Spannungsbereich | Zeitraum für den Betrieb |
0,85 pu - 0,90 p.u. | 60 Minuten |
0,90 p.u. - 1,10 p.u. | Unbegrenzt |
1,10 p.u. - 1,118 p.u. | Unbegrenzt, soweit vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB nichts anderes festgelegt wurde. |
1,118 p.u. - 1,15 p.u. | Vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festzulegen. |
Tabelle 9: Mindestzeiträume, in denen eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung in der Lage sein muss, bei Abweichungen der Spannung vom Referenzwert 1 p.u. ohne Trennung vom Netz zu arbeiten, wenn die Basisspannung für die p.u.-Werte zwischen 110 kV (einschließlich) und 300 kV (ausschließlich) liegt.
Spannungsbereich | Zeitraum für den Betrieb |
0,85 p.u. - 0,90 p.u. | 60 Minuten |
0,90 p.u. - 1,05 p.u. | Unbegrenzt |
1,05 p.u. - 1,15 p.u. | Vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festzulegen. Für die Widerstandsfähigkeit gegenüber Spannungsabweichungen können mehrere Unterbereiche festgelegt werden. |
Tabelle 10: Mindestzeiträume, in denen eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung in der Lage sein muss, bei Abweichungen der Spannung vom Referenzwert 1 p.u. ohne Trennung vom Netz zu arbeiten, wenn die Basisspannung für die p.u.-Werte zwischen 300 kV und 400 kV (jeweils einschließlich) liegt.
Abbildung 7: U-Q/Pmax-Profil einer nichtsynchronen Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung am Netzanschlusspunkt. Das Diagramm gibt die Grenzen für ein U-Q/Pmax-Profil der Spannung an dem/den Netzanschlusspunkt(en) wieder, die als Verhältnis ihres tatsächlichen Werts zu ihrem Referenzwert 1 p.u. (Per-Unit-Spannung) im Vergleich zum Verhältnis der Blindleistung (Q) zur Maximalkapazität (Pmax) dargestellt ist. Lage, Größe und Form des inneren Rahmens dienen lediglich als Beispiel, und innerhalb des inneren Rahmens können andere als rechteckige Formen genutzt werden. Bei anderen als rechteckigen Profilformen bezieht sich der Spannungsbereich auf den höchsten und den niedrigsten Wert. Bei einem solchen Profil wäre nicht der gesamte Blindleistungsbereich im gesamten Spannungsbereich in stationärem Zustand verfügbar.
Bereich (Breite) des Q/Pmax-Profils | Spannungsbereich in stationärem Zustand in p.u. |
0-0,95 | 0,1-0,225 |
Tabelle 11: Höchst- und Mindestbereich für Q/Pmax und für die Spannung in stationärem Zustand für eine nichtsynchrone Stromerzeugungsanlage mit Gleichstromanbindung.
Anforderungen hinsichtlich Blindleistung und Spannung gemäß Artikel 48 | Anhang VIII |
Spannungsbereich | Zeitraum für den Betrieb |
0,85 p.u. - 0,90 p.u. | 60 Minuten |
0,90 p.u. - 1,10 p.u. | Unbegrenzt |
1,10 p.u. - 1,12 p.u. | Unbegrenzt, soweit vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB nichts anderes festgelegt wurde. |
1,12 p.u. - 1,15 p.u. | Vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festzulegen. |
Tabelle 12: Mindestzeiträume, in denen eine erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein muss, bei Abweichungen der Spannung vom Referenzwert 1 p.u. ohne Trennung vom Netz zu arbeiten, wenn die Basisspannung für die p.u.-Werte zwischen 110 kV (einschließlich) und 300 kV (ausschließlich) liegt.
Spannungsbereich | Zeitraum für den Betrieb |
0,85 p.u. - 0,90 p.u. | 60 Minuten |
0,90 p.u. - 1,05 p.u. | Unbegrenzt |
1,05 p.u. - 1,15 p.u. | Vom relevanten Netzbetreiber in Abstimmung mit dem relevanten ÜNB festzulegen. Für die Widerstandsfähigkeit gegenüber Spannungsabweichungen können mehrere Unterbereiche festgelegt werden. |
Tabelle 13: Mindestzeiträume, in denen eine erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstation in der Lage sein muss, bei Abweichungen der Spannung vom Referenzwert 1 p.u. ohne Trennung vom Netz zu arbeiten, wenn die Basisspannung für die p.u.-Werte zwischen 300 kV und 400 kV (jeweils einschließlich) liegt.
Höchstbereich von Q/Pmax | Höchstbereich der Spannung in stationärem Zustand in p.u. |
0,95 | 0,225 |
Tabelle 14: Höchstbereich für Q/Pmax und für die Spannung in stationärem Zustand für eine erzeugungsseitige HGÜ-Stromrichterstation.
ENDE |