#### Artykuł 67 Wspólne przepisy dotyczące testów zgodności 1. Testy osiągów systemów HVDC oraz modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego mają na celu wykazanie, że wymogi niniejszego rozporządzenia zostały spełnione. 2. Niezależnie od minimalnych wymogów dotyczących testów zgodności określonych w niniejszym rozporządzeniu właściwy operator systemu ma prawo: a) zezwolić właścicielowi systemu HVDC lub właścicielowi modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego na przeprowadzenie alternatywnej serii testów, pod warunkiem że testy te są skuteczne i wystarczają do wykazania, że system HVDC lub moduł parku energii z podłączeniem prądu stałego spełnia wymogi niniejszego rozporządzenia; oraz b) zobowiązać właściciela systemu HVDC lub właściciela modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego do przeprowadzenia dodatkowych lub alternatywnych serii testów w przypadkach, gdy informacje dostarczone właściwemu operatorowi systemu w związku z testami zgodności wynikającymi z przepisów tytułu VI rozdział 2 nie są wystarczające dla wykazania zgodności z wymogami niniejszego rozporządzenia. 3. Właściciel systemu HVDC lub właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego odpowiada za przeprowadzenie testów zgodnie z warunkami określonymi w tytule VI rozdział 2. Właściwy operator systemu współpracuje przy realizacji testów i nie może ich bezzasadnie opóźniać. 4. Właściwy operator systemu może uczestniczyć w testach zgodności na miejscu albo zdalnie z centrum sterowania operatora systemu. W tym celu właściciel systemu HVDC lub właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego zapewnia niezbędny sprzęt monitorujący do rejestrowania wszystkich odpowiednich sygnałów i pomiarów testowych, jak również dopilnowuje, aby niezbędni przedstawiciele właściciela systemu HVDC lub właściciela modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego byli dostępni na miejscu przez cały czas trwania testu. Sygnały określone przez właściwego operatora systemu muszą zostać zapewnione, jeżeli na potrzeby wybranych testów operator systemu chce korzystać z własnego sprzętu do rejestrowania osiągów. Właściwy operator systemu sam decyduje o swoim udziale. #### Artykuł 68 Wspólne przepisy dotyczące symulacji zgodności 1. Symulacje osiągów systemów HVDC i modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego mają na celu wykazanie, że wymogi niniejszego rozporządzenia zostały spełnione. 2. Niezależnie od minimalnych wymogów określonych w niniejszym rozporządzeniu na potrzeby symulacji zgodności, właściwy operator systemu może: a) zezwolić właścicielowi systemu HVDC lub właścicielowi modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego na przeprowadzenie alternatywnej serii symulacji, pod warunkiem że symulacje te są skuteczne i wystarczają do wykazania, że system HVDC lub moduł parku energii z podłączeniem prądu stałego spełnia wymogi niniejszego rozporządzenia lub przepisów krajowych; oraz b) zobowiązać właściciela systemu HVDC lub właściciela modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego do przeprowadzenia dodatkowych lub alternatywnych serii symulacji w przypadkach, gdy informacje dostarczone właściwemu operatorowi systemu w związku z symulacjami zgodności wynikającymi z przepisów tytułu VI rozdział 3 nie są wystarczające dla wykazania zgodności z wymogami niniejszego rozporządzenia. 3. W celu wykazania zgodności z wymogami niniejszego rozporządzenia właściciel systemu HVDC lub właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego przedstawia sprawozdanie z wyników symulacji. Właściciel systemu HVDC lub właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego sporządza i przedstawia zatwierdzony model symulacyjny dla danego systemu HVDC lub danego modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego. Zakres modeli symulacyjnych określono w art. 38 i 54. 4. Właściwy operator systemu ma prawo sprawdzić, czy system HVDC lub moduł parku energii z podłączeniem prądu stałego spełnia wymogi niniejszego rozporządzenia poprzez przeprowadzenie własnych symulacji zgodności na podstawie dostarczonych sprawozdań z symulacji, modeli symulacyjnych oraz pomiarów z testów zgodności. 5. Właściwy operator systemu przedstawia właścicielowi systemu HVDC lub właścicielowi modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego dane techniczne i model symulacyjny sieci w zakresie niezbędnym do przeprowadzenia wymaganych symulacji zgodnie z przepisami tytułu VI rozdział 3. #### Artykuł 69 Obowiązki właściciela systemu HVDC i właściciela modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego 1. Właściciel systemu HVDC zapewnia zgodność systemu HVDC i stacji przekształtnikowych HVDC z wymogami przewidzianymi w niniejszym rozporządzeniu. Zgodność ta musi być utrzymywana przez cały okres funkcjonowania obiektu. 2. Właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego zapewnia zgodność modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego z wymogami wynikającymi z niniejszego rozporządzenia. Zgodność ta musi być utrzymywana przez cały okres funkcjonowania obiektu. 3. Właściciel systemu HVDC lub właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego powiadamia właściwego operatora systemu o planowanych modyfikacjach zdolności technicznych systemu HVDC, stacji przekształtnikowej HVDC lub modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego, które mogą potencjalnie wpływać na zgodność z wymogami wynikającymi z niniejszego rozporządzenia, przed rozpoczęciem takich modyfikacji. 4. Właściciel systemu HVDC lub właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego powiadamia właściwego operatora systemu jak najszybciej, bez zbędnej zwłoki, o wszelkich incydentach lub awariach eksploatacyjnych systemu HVDC, stacji przekształtnikowej HVDC lub modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego, które mogą potencjalnie wpływać na zgodność z wymogami niniejszego rozporządzenia, po zaistnieniu tych incydentów. 5. Właściciel systemu HVDC lub właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego powiadamia właściwego operatora systemu o wszelkich przewidzianych harmonogramach testów i procedurach służących weryfikacji zgodności systemu HVDC, stacji przekształtnikowej HVDC lub modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego z wymogami niniejszego rozporządzenia, w odpowiednim terminie oraz przed ich rozpoczęciem, a właściwy operator systemu dokonuje ich zatwierdzenia. 6. Właściwemu operatorowi systemu ułatwia się udział w takich testach i może on rejestrować osiągi systemów HVDC, stacji przekształtnikowych HVDC lub modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego. #### Artykuł 70 Zadania właściwego operatora systemu 1. Właściwy operator systemu dokonuje oceny zgodności systemu HVDC, stacji przekształtnikowej HVDC lub modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego z wymogami niniejszego rozporządzenia przez cały okres funkcjonowania systemu HVDC, stacji przekształtnikowej HVDC lub modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego. Właściciel systemu HVDC lub właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego jest informowany o wyniku tej oceny. 2. Na żądanie właściwego operatora systemu, właściciel systemu HVDC lub właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego przeprowadza testy i symulacje zgodności, nie tylko w trakcie procedur pozwolenia na użytkowanie zgodnie z przepisami tytułu V, ale w powtarzalny sposób w całym okresie funkcjonowania systemu HVDC, stacji przekształtnikowej HVDC lub modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego według planu lub ogólnego programu powtarzalnych testów bądź po każdej awarii, modyfikacji lub wymianie jakiegokolwiek sprzętu, która może mieć wpływ na zgodność z wymogami niniejszego rozporządzenia. Właściciel systemu HVDC lub właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego jest informowany o wyniku tych testów i symulacji zgodności. 3. Właściwy operator systemu podaje do publicznej wiadomości wykaz informacji i dokumentów, które należy przedstawić, a także wymogi, które mają być spełnione przez właściciela systemu HVDC lub właściciela modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego, w ramach procesu zapewniania zgodności. Wykaz ten obejmuje co najmniej następujące informacje, dokumenty i wymogi: a) wszystkie dokumenty i certyfikaty, jakie mają zostać przedstawione przez właściciela systemu HVDC lub właściciela modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego; b) szczegółowe dane techniczne dotyczące systemu HVDC, stacji przekształtnikowej HVDC lub modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego, mające znaczenie dla przyłączenia do sieci; c) wymogi dotyczące modeli na potrzeby badania zachowania w stanie ustalonym oraz zachowania dynamicznego systemu; d) harmonogram przekazania danych systemu niezbędnych do przeprowadzenia badań; e) badania wykonane przez właściciela systemu HVDC lub właściciela modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego w celu przedstawienia oczekiwanych osiągów w stanie ustalonym i osiągów dynamicznych, zgodnie z wymogami określonymi w tytułach II, III i IV; f) warunki i procedury, w tym zakres, dotyczące rejestrowania certyfikatów sprzętu; oraz g) warunki i procedury dotyczące wykorzystania odpowiednich certyfikatów sprzętu wydanych przez upoważniony podmiot certyfikujący właścicielowi modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego. 4. Właściwy operator systemu podaje do publicznej wiadomości podział obowiązków między właścicielem systemu HVDC lub właścicielem modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego a operatorem systemu na potrzeby testów, symulacji i monitorowania zgodności. 5. Właściwy operator systemu może częściowo lub całkowicie powierzyć realizację monitorowania zgodności osobom trzecim. W takim przypadku właściwy operator systemu zapewnia zgodność z art. 10 poprzez ustalenie z cesjonariuszem odpowiednich zobowiązań do zachowania poufności. 6. Właściwy operator systemu operacyjnego nie może bezzasadnie cofnąć pozwolenia na użytkowanie zgodnego z tytułem V, jeżeli testów lub symulacji zgodności nie można przeprowadzić zgodnie z ustaleniami między właściwym operatorem systemu a właścicielem systemu HVDC lub właścicielem modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego z powodów, które są pod wyłączną kontrolą właściwego operatora systemu. 7. Właściwy operator systemu przekazuje na żądanie właściwemu OSP wyniki testów i symulacji godności, o których mowa w niniejszym rozdziale. #### Artykuł 71 Testy zgodności dla systemów HVDC 1. Zamiast części poniższych testów można wykorzystać certyfikaty sprzętu, pod warunkiem przedstawienia ich właściwemu operatorowi systemu. 2. W odniesieniu do testu w zakresie zdolności do generacji mocy biernej: a) należy wykazać zdolność techniczną jednostki przekształtnikowej HVDC lub stacji przekształtnikowej HVDC do wyprzedzania i opóźniania generacji mocy biernej zgodnie z art. 20; b) test w zakresie zdolności do generacji mocy biernej przeprowadza się przy maksymalnej mocy biernej, zarówno pod względem wyprzedzania, jak i opóźniania, oraz weryfikuje się następujące parametry: (i) pracę na poziomie minimalnej zdolności przesyłowej mocy czynnej HVDC; (ii) pracę na poziomie maksymalnej zdolności przesyłowej mocy czynnej HVDC; (iii) pracę przy nastawie mocy czynnej pomiędzy tymi minimalnymi i maksymalnymi wartościami zdolności przesyłowej mocy czynnej HVDC; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) jednostka przekształtnikowa HVDC lub stacja przekształtnikowa HVDC pracuje przez co najmniej 1 godzinę przy maksymalnej mocy biernej, zarówno pod względem wyprzedzania, jak i opóźniania, w odniesieniu do każdego z parametrów, o których mowa w lit. b); (ii) jednostka przekształtnikowa HVDC lub stacja przekształtnikowa HVDC wykazuje zdolność do zmiany dowolnej nastawy mocy biernej w stosownym zakresie mocy biernej w mającym zastosowanie przedziale docelowych parametrów działania odpowiedniego systemu regulacji mocy biernej; oraz (iii) nie zostaje podjęte żadne działanie ochronne w granicach eksploatacyjnych określonych przez wykres zdolności do generacji mocy biernej. 3. W odniesieniu do testu w zakresie trybu regulacji napięcia: a) należy wykazać zdolność jednostki przekształtnikowej HVDC lub stacji przekształtnikowej HVDC do pracy w trybie regulacji napięcia w warunkach określonych w art. 22 ust. 3; b) test w zakresie trybu regulacji napięcia stosuje się do weryfikacji następujących parametrów: (i) stosowane zbocze i strefa nieczułości charakterystyki statycznej; (ii) dokładność regulacji; (iii) niewrażliwość regulacji; (iv) czas uruchomienia mocy biernej; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) zakres regulacji oraz zmienności statyzmu i strefy nieczułości jest zgodny z uzgodnionymi lub postanowionymi parametrami charakterystyki, zgodnie z art. 22 ust. 3; (ii) niewrażliwość regulacji napięcia nie jest wyższa niż 0,01 pu; (iii) w następstwie skokowej zmiany napięcia 90 % zmiany generowanej mocy biernej zostaje osiągnięte w granicach czasów i tolerancji wynikających z art. 22 ust. 3. 4. W odniesieniu do testu w zakresie trybu regulacji mocy biernej: a) należy wykazać zdolność jednostki przekształtnikowej HVDC lub stacji przekształtnikowej HVDC do pracy w trybie regulacji mocy biernej, zgodnie z warunkami określonymi w art. 22 ust. 4; b) test w zakresie trybu regulacji mocy biernej ma charakter uzupełniający względem testu w zakresie zdolności do generacji mocy biernej; c) test w zakresie trybu regulacji mocy biernej stosuje się do weryfikacji następujących parametrów: (i) zakres nastawy i skok mocy biernej; (ii) dokładność regulacji; oraz (iii) czas uruchomienia mocy biernej; d) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) zakres nastawy i skok mocy biernej są zapewniane zgodnie z art. 22 ust. 4; (ii) dokładność regulacji jest zgodna z warunkami określonymi w art. 22 ust. 3. 5. W odniesieniu do testu w zakresie trybu regulacji współczynnika mocy: a) należy wykazać zdolność jednostki przekształtnikowej HVDC lub stacji przekształtnikowej HVDC do pracy w trybie regulacji współczynnika mocy zgodnie z warunkami określonymi w art. 22 ust. 5; b) test w zakresie trybu regulacji współczynnika mocy stosuje się do weryfikacji następujących parametrów: (i) zakres nastawy współczynnika mocy; (ii) dokładność regulacji; (iii) odpowiedź mocy biernej spowodowana skokową zmianą mocy czynnej; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) zakres nastawy i skok współczynnika mocy są zapewniane zgodnie z art. 22 ust. 5; (ii) czas uruchomienia mocy biernej w wyniku skokowej zmiany mocy czynnej nie przekracza wymogu wynikającego z art. 22 ust. 5; (iii) dokładność regulacji jest zgodna z wartością, o której mowa w art. 22 ust. 5. 6. W odniesieniu do testu w zakresie odpowiedzi w trybie FSM: a) należy wykazać zdolność techniczną systemu HVDC do ciągłego regulowania mocy czynnej w pełnym zakresie pracy pomiędzy maksymalną zdolnością przesyłową mocy czynnej HVDC i minimalną zdolnością przesyłową mocy czynnej HVDC na potrzeby wsparcia regulacji częstotliwości oraz zweryfikować parametry regulacji w stanie ustalonym, takie jak statyzm i strefa nieczułości, oraz parametry dynamiczne, w tym odporność podczas reagowania na skokową zmianę częstotliwości i duże, szybkie zmiany częstotliwości; b) test przeprowadza się, symulując skoki częstotliwości i zmiany obciążenia wystarczająco duże, aby uruchomić co najmniej 10 % pełnego zakresu odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej w każdym kierunku, z uwzględnieniem ustawień statyzmu i strefy nieczułości. Sygnały symulowanego odchylenia częstotliwości są wprowadzane do regulatora jednostki przekształtnikowej HVDC lub stacji przekształtnikowej HVDC; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są wszystkie poniższe warunki: (i) czas uruchomienia pełnego zakresu odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej w wyniku skokowej zmiany częstotliwości nie jest dłuższy niż czas wymagany na mocy załącznika II; (ii) po odpowiedzi na skokową zmianę nie występują niewytłumione oscylacje; (iii) czas zwłoki początkowej jest zgodny z załącznikiem II; (iv) ustawienia statyzmu są dostępne w zakresie przewidzianym w załączniku II, a strefa nieczułości (progi) nie przekracza wartości określonej w załączniku II; (v) niewrażliwość odpowiedzi częstotliwościowej mocy czynnej w dowolnym odpowiednim punkcie pracy nie przekracza wymogów określonych w załączniku II. 7. W odniesieniu do testu w zakresie odpowiedzi w trybie LFSM-O: a) należy wykazać zdolność techniczną systemu HVDC do ciągłego regulowania mocy czynnej na potrzeby wsparcia regulacji częstotliwości w przypadku znacznego wzrostu częstotliwości w systemie oraz zweryfikować parametry regulacji w stanie ustalonym, takie jak statyzm i strefa nieczułości, oraz parametry dynamiczne, w tym odpowiedź na skokową zmianę częstotliwości; b) test przeprowadza się, symulując skoki częstotliwości i zmiany obciążenia wystarczająco duże, aby uruchomić co najmniej 10 % pełnego zakresu roboczego mocy czynnej, z uwzględnieniem ustawień statyzmu i strefy nieczułości. Sygnały symulowanego odchylenia częstotliwości są wprowadzane do regulatora jednostki przekształtnikowej HVDC lub stacji przekształtnikowej HVDC; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są dwa poniższe warunki: (i) wyniki testu, zarówno w przypadku parametrów dynamicznych, jak i parametrów statycznych, są zgodne z wymogami określonymi w załączniku II; (ii) po odpowiedzi na skokową zmianę częstotliwości nie występują niewytłumione oscylacje. 8. W odniesieniu do testu w zakresie odpowiedzi w trybie LFSM-U: a) należy wykazać zdolność techniczną systemu HVDC do ciągłego regulowania mocy czynnej w punktach pracy poniżej maksymalnej zdolności przesyłowej mocy czynnej HVDC na potrzeby wsparcia regulacji częstotliwości w przypadku dużego spadku częstotliwości w systemie; b) test przeprowadza się, symulując odpowiednie punkty obciążenia dla mocy czynnej, przy skokach niskiej częstotliwości i zmianach obciążenia wystarczająco dużych, aby uruchomić co najmniej 10 % pełnego zakresu pracy dla mocy czynnej, z uwzględnieniem ustawień statyzmu i strefy nieczułości. Sygnały symulowanego odchylenia częstotliwości są wprowadzane do regulatora jednostki przekształtnikowej HVDC lub stacji przekształtnikowej HVDC; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są dwa poniższe warunki: (i) wyniki testu, zarówno w przypadku parametrów dynamicznych, jak i parametrów statycznych, są zgodne z wymogami określonymi w załączniku II; (ii) po odpowiedzi na skokową zmianę częstotliwości nie występują niewytłumione oscylacje. 9. W odniesieniu do testu w zakresie możliwości regulacji mocy czynnej: a) należy wykazać zdolność techniczną systemu HVDC do ciągłego regulowania mocy czynnej w pełnym zakresie pracy zgodnie z art. 13 ust. 1 lit. a) i d); b) test przeprowadza się poprzez przesyłanie ręcznych i automatycznych poleceń przez właściwego OSP; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) system HVDC wykazał stabilną pracę; (ii) czas korekty mocy czynnej jest krótszy niż zwłoka określona zgodnie z art. 13 ust. 1 lit. a); (iii) wykazana została odpowiedź dynamiczna systemu HVDC po otrzymaniu poleceń na potrzeby wymiany, udostępnienia rezerw lub wzięcia udziału w procesie kompensowania niezbilansowania, w razie posiadania zdolności do spełnienia wymogów dla tych produktów, jak określił właściwy OSP. 10. W odniesieniu do testu w zakresie modyfikacji prędkości narastania: a) należy wykazać zdolność techniczną systemu HVDC do korygowania prędkości narastania zgodnie z art. 13 ust. 2; b) test przeprowadza się poprzez przesyłanie poleceń modyfikacji narastania przez właściwego OSP; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) prędkość narastania może być korygowana; (ii) system HVDC wykazał stabilną pracę w okresach narastania. 11. W odniesieniu do testu w zakresie rozruchu autonomicznego, w stosownych przypadkach: a) należy wykazać zdolność techniczną systemu HVDC do podania napięcia na szynę zbiorczą oddalonej podstacji prądu przemiennego, do której jest przyłączony, w przedziale czasowym określonym przez właściwego OSP, zgodnie z art. 37 ust. 2; b) test przeprowadza się podczas rozruchu systemu HVDC ze stanu odstawienia; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) system HVDC wykazał zdolność do podania napięcia na szynę zbiorczą oddalonej podstacji prądu przemiennego, do której jest przyłączony; (ii) system HVDC pracuje od stabilnego punktu pracy przy uzgodnionej mocy, zgodnie z procedurą określoną w art. 37 ust. 3. #### Artykuł 72 Testy zgodności dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego oraz jednostek przekształtnikowych HVDC w oddalonej lokalizacji 1. Zamiast części poniższych testów można wykorzystać certyfikaty sprzętu, pod warunkiem przedstawienia ich właściwemu operatorowi systemu. 2. W odniesieniu do testu w zakresie zdolności modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego do generacji mocy biernej: a) należy wykazać zdolność techniczną modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego do wyprzedzania i opóźniania generacji mocy biernej zgodnie z art. 40 ust. 2; b) test w zakresie zdolności do generacji mocy biernej przeprowadza się przy maksymalnej mocy biernej, zarówno pod względem wyprzedzania, jak i opóźniania, oraz weryfikuje się następujące parametry: (i) praca powyżej poziomu 60 % mocy maksymalnej przez 30 min.; (ii) praca w przedziale 30–50 % mocy maksymalnej przez 30 min.; oraz (iii) praca w przedziale 10–20 % mocy maksymalnej przez 60 min; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) moduł parku energii z podłączeniem prądu stałego pracuje przez okres nie krótszy niż wymagany czas trwania przy maksymalnej mocy biernej, zarówno pod względem wyprzedzania, jak i opóźniania, dla każdego parametru określonego w lit. b); (ii) wykazana zostaje zdolność modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego do przejścia na dowolną nastawę mocy biernej w ramach uzgodnionego lub przyjętego zakresu mocy biernej w określonym przedziale docelowych parametrów działania dla danego systemu regulacji mocy biernej; oraz (iii) nie zostaje podjęte żadne działanie ochronne w granicach eksploatacyjnych określonych przez wykres zdolności do generacji mocy biernej. 3. W odniesieniu do testu w zakresie zdolności jednostek przekształtnikowych HVDC w oddalonej lokalizacji do generacji mocy biernej: a) należy wykazać zdolność techniczną jednostki przekształtnikowej HVDC lub stacji przekształtnikowej HVDC do wyprzedzania i opóźniania generacji mocy biernej zgodnie z art. 48 ust. 2; b) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) jednostka przekształtnikowa HVDC lub stacja przekształtnikowa HVDC pracuje przez co najmniej 1 godzinę przy maksymalnej mocy biernej, zarówno pod względem wyprzedzania, jak i opóźniania, przy: — minimalnej zdolności przesyłowej mocy czynnej HVDC, — maksymalnej zdolności przesyłowej mocy czynnej HVDC, oraz — punkcie pracy mocy czynnej pomiędzy wspomnianymi maksymalnymi i minimalnymi zakresami; (ii) jednostka przekształtnikowa HVDC lub stacja przekształtnikowa HVDC wykazuje zdolność do przejścia na dowolną nastawę mocy biernej w ramach uzgodnionego lub przyjętego zakresu mocy biernej w przedziale określonych docelowych parametrów działania dla danego systemu regulacji mocy biernej; oraz (iii) nie zostaje podjęte żadne działanie ochronne w granicach eksploatacyjnych określonych przez wykres zdolności do generacji mocy biernej. 4. W odniesieniu do testu w zakresie trybu regulacji napięcia: a) należy wykazać zdolność modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego do pracy w trybie regulacji napięcia w warunkach określonych w art. 21 rozporządzenia (UE) 2016/631; b) test w zakresie trybu regulacji napięcia stosuje się do weryfikacji następujących parametrów: (i) stosowane zbocze i strefa nieczułości charakterystyki statycznej; (ii) dokładność regulacji; (iii) niewrażliwość regulacji; (iv) czas uruchomienia mocy biernej; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) zakres regulacji oraz zmienności statyzmu i strefy nieczułości jest zgodny z uzgodnionymi lub przyjętymi parametrami charakterystyki, zgodnie z art. 21 ust. 3 lit. d) rozporządzenia (UE) 2016/631; (ii) niewrażliwość regulacji napięcia nie jest wyższa niż 0,01 pu, zgodnie z art. 21 ust. 3 lit. d) rozporządzenia (UE) 2016/631; (iii) w następstwie skokowej zmiany napięcia 90 % zmiany generowanej mocy biernej zostaje osiągnięte w granicach czasów i tolerancji wynikających z art. 21 ust. 3 lit. d) rozporządzenia (UE) 2016/631. 5. W odniesieniu do testu w zakresie trybu regulacji mocy biernej: a) należy wykazać zdolność modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego do pracy w trybie regulacji mocy biernej, zgodnie z warunkami określonymi w art. 21 ust. 3 lit. d) ppkt (iii) rozporządzenia (UE) 2016/631; b) test w zakresie trybu regulacji mocy biernej ma charakter uzupełniający względem testu w zakresie zdolności do generacji mocy biernej; c) test w zakresie trybu regulacji mocy biernej stosuje się do weryfikacji następujących parametrów: (i) zakres nastawy i skok mocy biernej; (ii) dokładność regulacji; (iii) czas uruchomienia mocy biernej; d) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) zakres nastawy i skok mocy biernej są zapewniane zgodnie z art. 21 ust. 3 lit. d) rozporządzenia (UE) 2016/631; (ii) dokładność regulacji jest zgodna z warunkami, o których mowa w art. 21 ust. 3 lit. d) rozporządzenia (UE) 2016/631. 6. W odniesieniu do testu w zakresie trybu regulacji współczynnika mocy: a) należy wykazać zdolność modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego do pracy w trybie regulacji współczynnika mocy zgodnie z warunkami określonymi w art. 21 ust. 3 lit. d) ppkt (iv) rozporządzenia (UE) 2016/631; b) test w zakresie trybu regulacji współczynnika mocy stosuje się do weryfikacji następujących parametrów: (i) zakres nastawy współczynnika mocy; (ii) dokładność regulacji; (iii) odpowiedź mocy biernej spowodowana skokową zmianą mocy czynnej; c) test uznaje się za zaliczony, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) zakres nastawy i skok współczynnika mocy są zapewniane zgodnie z art. 21 ust. 3 lit. d) rozporządzenia (UE) 2016/631; (ii) czas uruchomienia mocy biernej w wyniku skokowej zmiany mocy czynnej nie przekracza wymogu wynikającego z art. 21 ust. 3 lit. d) rozporządzenia (UE) 2016/631; (iii) dokładność regulacji jest zgodna z wartością, o której mowa w art. 21 ust. 3 lit. d) rozporządzenia (UE) 2016/631. 7. W odniesieniu do testów wskazanych w ust. 4, 5 i 6 właściwy OSP może wybrać tylko dwie z trzech opcji regulacji na potrzeby testów. 8. W odniesieniu do odpowiedzi w trybie LFSM-O modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego testy przeprowadza się zgodnie z art. 47 ust. 3 rozporządzenia (UE) 2016/631. 9. W odniesieniu do odpowiedzi w trybie LFSM-U modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego testy przeprowadza się zgodnie z art. 48 ust. 3 rozporządzenia (UE) 2016/631. 10. W odniesieniu do możliwości regulacji mocy czynnej modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego testy przeprowadza się zgodnie z art. 48 ust. 2 rozporządzenia (UE) 2016/631. 11. W odniesieniu do odpowiedzi w trybie FSM modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego testy przeprowadza się zgodnie z art. 48 ust. 4 rozporządzenia (UE) 2016/631. 12. W odniesieniu do regulacji odbudowy częstotliwości modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego testy przeprowadza się zgodnie z art. 45 ust. 5 rozporządzenia (UE) 2016/631. 13. W odniesieniu do szybkiej odpowiedzi sygnałowej modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego test uznaje się za zaliczony, jeżeli moduł parku energii z podłączeniem prądu stałego może wykazać swoją odpowiedź w czasie określonym w art. 39 ust. 1 lit. a). 14. W odniesieniu do testów dotyczących modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego, jeżeli sieć prądu przemiennego pracuje z częstotliwością inną niż częstotliwość znamionowa 50 Hz, właściwy OSP musi uzgodnić z właścicielem modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego wymagane testy zgodności. #### Artykuł 73 Symulacje zgodności dla systemów HVDC 1. Zamiast części poniższych symulacji można wykorzystać certyfikaty sprzętu, pod warunkiem przedstawienia ich właściwemu operatorowi systemu. 2. W odniesieniu do symulacji w zakresie wprowadzenia szybkiego prądu zwarciowego: a) właściciel jednostki przekształtnikowej HVDC lub właściciel stacji przekształtnikowej HVDC przeprowadza symulację wprowadzenia szybkiego prądu zwarciowego w warunkach określonych w art. 19; b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli wykazana została zgodność z wymogami wynikającymi z art. 19. 3. W odniesieniu do symulacji w zakresie zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia: a) właściciel systemu HVDC przeprowadza symulację zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia w warunkach określonych w art. 25; oraz b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli wykazana została zgodność z wymogami wynikającymi z art. 25. 4. W odniesieniu do symulacji w zakresie pozwarciowego odtworzenia mocy czynnej: a) właściciel systemu HVDC przeprowadza symulację zdolności do pozwarciowego odtworzenia mocy czynnej w warunkach określonych w art. 26; b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli wykazana została zgodność z wymogami wynikającymi z art. 26. 5. W odniesieniu do symulacji w zakresie zdolności do generacji mocy biernej: a) właściciel jednostki przekształtnikowej HVDC lub właściciel stacji przekształtnikowej HVDC przeprowadza symulację zdolności do wyprzedzania i opóźniania generacji mocy biernej w warunkach określonych w art. 20 ust. 2–4; b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) model symulacyjny jednostki przekształtnikowej HVDC lub stacji przekształtnikowej HVDC jest zatwierdzony w oparciu o testy zgodności w zakresie zdolności do generacji mocy biernej, o których mowa w art. 71; (ii) wykazana zostaje zgodność z wymogami, o których mowa w art. art. 20 ust. 2–4. 6. W odniesieniu do symulacji w zakresie regulacji tłumienia oscylacji mocy: a) właściciel systemu HVDC musi wykazać skuteczność swojego układu regulacji (funkcja POD) w zakresie tłumienia oscylacji mocy w warunkach określonych w art. 30; b) zmiana ustawień musi zapewniać lepsze tłumienie właściwej odpowiedzi mocy czynnej w przypadku systemu HVDC z funkcją POD, w porównaniu do odpowiedzi mocy czynnej systemu HVDC bez funkcji POD; c) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) funkcja POD powoduje tłumienie oscylacji mocy systemu HVDC w zakresie częstotliwości określonym przez właściwego OSP. Przedmiotowy zakres częstotliwości obejmuje częstotliwość trybu lokalnego systemu HVDC i oczekiwane oscylacje sieci; oraz (ii) zmiana transferu mocy czynnej systemu HVDC, jak określił właściwy OSP, nie prowadzi do niewytłumionych oscylacji mocy czynnej lub mocy biernej systemu HVDC. 7. W odniesieniu do symulacji modyfikacji mocy czynnej w przypadku zakłócenia: a) właściciel systemu HVDC przeprowadza symulację zdolności do szybkiej modyfikacji mocy czynnej zgodnie z art. 13 ust. 1 lit. b); oraz b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) system HVDC wykazał stabilną pracę w trakcie występowania ustalonej wcześniej sekwencji wahań mocy czynnej; (ii) czas zwłoki początkowej dla korekty mocy czynnej jest krótszy niż wartość określona w art. 13 ust. 1 lit. b) lub racjonalnie uzasadniony, jeżeli jest dłuższy. 8. W odniesieniu do symulacji w zakresie szybkiego odwracania mocy czynnej, stosownie do przypadku: a) właściciel systemu HVDC przeprowadza symulację zdolności do szybkiego odwrócenia mocy czynnej zgodnie z art. 13 ust. 1 lit. c); b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) system HVDC wykazał stabilną pracę; (ii) czas korekty mocy czynnej jest krótszy niż wartość określona w art. 13 ust. 1 lit. c) lub racjonalnie uzasadniony, jeżeli jest dłuższy. #### Artykuł 74 Symulacje zgodności dla modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego oraz jednostek przekształtnikowych HVDC w oddalonej lokalizacji 1. Moduły parku energii z podłączeniem prądu stałego podlegają symulacjom zgodności wymienionym w niniejszym artykule. Zamiast części opisanych poniżej symulacji można wykorzystać certyfikaty sprzętu, pod warunkiem przedstawienia ich właściwemu operatorowi systemu. 2. W odniesieniu do symulacji w zakresie wprowadzenia szybkiego prądu zwarciowego: a) właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego przeprowadza symulację zdolności do wprowadzenia szybkiego prądu zwarciowego w warunkach określonych w art. 20 ust. 2 lit. b) rozporządzenia (UE) 2016/631; oraz b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli wykazana zostaje zgodność z wymogiem wynikającym z art. 20 ust. 2 lit. b) rozporządzenia (UE) 2016/631. 3. W odniesieniu do symulacji w zakresie pozwarciowego odtworzenia mocy czynnej: a) właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego przeprowadza symulację zdolności do pozwarciowego odtworzenia mocy czynnej w warunkach określonych w art. 20 ust. 3 lit. a) rozporządzenia (UE) 2016/631; oraz b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli wykazana zostaje zgodność z wymogiem wynikającym z art. 20 ust. 3 lit. a) rozporządzenia (UE) 2016/631. 4. W odniesieniu do symulacji zdolności modułów parku energii z podłączeniem prądu stałego do generacji mocy biernej: a) właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego przeprowadza symulację zdolności do wyprzedzania i opóźniania generacji mocy biernej w warunkach określonych w art. 40 ust. 2; oraz b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) model symulacyjny modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego jest zatwierdzony w oparciu o testy zgodności w zakresie zdolności do generacji mocy biernej, o których mowa w art. 72 ust. 2; (ii) wykazana zostaje zgodność z wymogami, o których mowa w art. 40 ust. 2. 5. W odniesieniu do symulacji w zakresie zdolności jednostek przekształtnikowych HVDC w oddalonej lokalizacji do generacji mocy biernej: a) właściciel jednostki przekształtnikowej HVDC w oddalonej lokalizacji lub właściciel stacji przekształtnikowej HVDC w oddalonej lokalizacji przeprowadza symulację zdolności do wyprzedzania i opóźniania generacji mocy biernej w warunkach określonych w art. 48 ust. 2; oraz b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli spełnione są łącznie następujące warunki: (i) model symulacyjny jednostki przekształtnikowej HVDC w oddalonej lokalizacji lub stacji przekształtnikowej HVDC w oddalonej lokalizacji jest zatwierdzony w oparciu o testy zgodności w zakresie zdolności do generacji mocy biernej, o których mowa w art. 72 ust. 3; (ii) wykazana zostaje zgodność z wymogami, o których mowa w art. 48 ust. 2. 6. W odniesieniu do symulacji w zakresie regulacji tłumienia oscylacji mocy: a) właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego przeprowadza symulację zdolności do tłumienia oscylacji mocy w warunkach, o których mowa w art. 21 ust. 3 lit. f) rozporządzenia (UE) 2016/631; oraz b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli model wykazuje zgodność z warunkami określonymi w art. 21 ust. 3 lit. f) rozporządzenia (UE) 2016/631. 7. W odniesieniu do symulacji w zakresie zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia: a) właściciel modułu parku energii z podłączeniem prądu stałego przeprowadza symulację zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia w warunkach, o których mowa w art. 16 ust. 3 lit. a) rozporządzenia (UE) 2016/631; b) symulację uznaje się za zaliczoną, jeżeli model wykazuje zgodność z warunkami określonymi w art. 16 ust. 3 lit. a) rozporządzenia (UE) 2016/631.