Статья 75. Методология координации анализа эксплуатационной безопасности

Статья 75
Методология координации анализа эксплуатационной безопасности

1. Не позднее 12 месяцев после вступления в силу настоящего Регламента все TSOs должны на совместной основе подготовить предложение в отношении методологии по координации анализа эксплуатационной безопасности. Указанная методология должна быть направлена на стандартизацию анализа эксплуатационной безопасности по меньшей мере в рамках синхронной зоны и должна содержать как минимум:

(a) методы оценки влияния элементов системы и SGUs, расположенных за пределами зоны регулирования того или иного TSO, для выявления указанных элементов, включенных в зону наблюдаемости указанного TSO, и пороговых значений влияния аварийных нарушений, при превышении которых аварийные нарушения указанных элементов образуют аварийные нарушения внешнего характера;

(b) принципы оценки общих рисков в отношении аварийных нарушений, указанных в Статье 33, охватывающие по меньшей мере:

(i) соответствующую вероятность;

(ii) временно допустимые перегрузки; и

(iii) воздействие аварийных нарушений;

(c) принципы оценки и рассмотрения факторов неопределенности генерации и нагрузки с учетом предела надежности в соответствии с положениями Статьи 22 Регламента (ЕС) 2015/1222;

(d) требования по координации и обмену информацией между региональными координаторами по безопасности в соответствии с задачами, указанными в Статье 77(3);

(e) функции ENTSO в области электроэнергетики в отношении деятельности по регулированию совместных инструментов, совершенствованию правил по качеству данных, осуществления мониторинга методологии проведения скоординированного анализа эксплуатационной безопасности и общих положений по региональной координации эксплуатационной безопасности в каждом регионе расчета мощности.

2. Методы, указанные в пункте (а) параграфа 1, должны способствовать идентификации всех элементов зоны наблюдаемости того или иного TSO, являющихся элементами энергетической сети прочих TSOs или подключенных к системе передачи DSOs, энергогенерирующими модулями или энергопринимающими устройствами. Указанные методы должны учитывать следующие элементы системы передачи и характеристики SGUs:

(a) статус подключения или электротехнические показатели (к примеру, напряжение, потоки мощностей, угол выбега ротора), которые значительным образом воздействуют на точность результатов оценки состояния энергосистемы в отношении зоны регулирования указанного TSO за пределами общих пороговых значений;

(b) статус подключения или электротехнические показатели (к примеру, напряжение, потоки мощностей, угол выбега ротора), которые значительным образом воздействуют на точность результатов анализа эксплуатационной безопасности указанного TSO за пределами общих пороговых значений; и

(c) требование обеспечить адекватную репрезентацию подключенных элементов в зоне регулирования указанного TSO.

3. Величины, указанные в пунктах (a) и (b) параграфа 2, должны определяться посредством ситуаций с представлением различных ожидаемых условий, характеризуемых такими переменными, как уровень и схема распределения генерации, уровень трансграничного взаимообмена электричеством и отключения имущественных объектов.

4. Методы, указанные в пункте (а) параграфа 1, должны способствовать идентификации всех элементов списка TSO аварийных нарушений внешнего характера со следующими характеристиками:

(a) каждый элемент имеет фактор влияния на электротехнические показатели, к примеру, напряжение, потоки мощностей, угол выбега ротора, в зоне регулирования указанного TSO больший, чем общие пороговые значения влияния аварийных нарушений, имея в виду то, что отключение указанного элемента может значительным образом сказаться на результатах анализа аварийных нарушений указанного TSO;

(b) выбор пороговых значений влияния аварийных нарушений способствует минимизации риска, что возникновение аварийного нарушения, выявленного в зоне регулирования другого TSO, не входящего в список аварийных нарушений внешнего характера указанного TSO, может привести к работе системы, которая будет рассматриваться как неприемлемая в отношении любого элемента списка аварийных нарушений внутреннего характера, например, аварийного режима;

(c) оценка риска такого рода должна основываться на ситуациях, учитывающих различные ожидаемые условия, которые можно охарактеризовать посредством таких переменных, как уровень и схема распределения генерации, уровни обмена, отключения имущественных объектов.

5. Принципы оценки общих рисков, указанные в пункте (b) параграфа 1, должны содержать критерии для оценки безопасности взаимосвязанной системы передачи. Указанные критерии должны быть установлены с указанием гармонизированного уровня максимального приемлемого риска между анализом безопасности, проводимым разными TSOs. Указанные принципы должны относиться к:

(a) согласованности в определении особых аварийных нарушений;

(b) оценке вероятности и воздействия особых аварийных нарушений; и

(c) рассмотрению особых аварийных нарушений из списка аварийных нарушений TSO, если их вероятность превышает общие пороговые значения.

6. Принципы оценки и рассмотрения факторов неопределенности, указанных в пункте (с) параграфа 1, должны обеспечивать поддержание воздействия неопределенностей в отношении генерации и потребления ниже приемлемого и гармонизированного уровня максимума для анализа эксплуатационной безопасности каждого TSO. Указанные принципы должны устанавливать:

(a) гармонизированные условия для тех случаев, когда один TSO обновляет свой анализ эксплуатационной безопасности. Указанные условия должны учитывать релевантные аспекты, к примеру, временной горизонт прогнозов генерации и потребления, уровень изменения прогнозных величин в границах территории зоны регулирования указанного TSO или в границах территории зон регулирования прочих TSOs, расположение генерации и потребления, предыдущие результаты анализа эксплуатационной безопасности; и

(b) минимальные требования по периодичности обновлений прогнозов генерации и потребления, в зависимости от их изменчивости и установленной мощности по генерации, не распределяемой в диспетчерском режиме.