Greece (ADMIE/IPTO RfG) ride-through requirements
Low-voltage ride-through, Frequency ride-through for Greece. Every breakpoint below is read from the code itself, and where a point was taken off a published figure rather than stated in the clause, the section under that chart says so — an envelope that stops where its published chart stops.
What is the low-voltage ride-through envelope for Greece (ADMIE/IPTO RfG)?
The plant must ride through for any voltage that stays on or above this envelope. The envelope holds 0 pu from t = 0 to 150 ms; then ramps linearly from 0 pu at 150 ms to 0.85 pu at 1.5 s; then 0.85 pu from 1.5 s, plotted to 3 s.
The clause states this boundary as a line; intermediate points are interpolated between its stated vertices. The envelope stops where the published chart stops; the code states no end time.
Applies to PGMs types A-D under the Greek RfG general requirements
| From | To | Voltage | Between the points |
|---|---|---|---|
| 0 | 150 ms | 0 pu | Held flat |
| 150 ms | 1.5 s | 0 → 0.85 pu | Ramps linearly |
| 1.5 s | plotted to 3 s | 0.85 pu | Held flat |
The clause this came from
Απόφαση ΡΑΕ 1165/2020 (ΦΕΚ Β' 3757, 07.09.2020), Άρθρο 16 §3(α), Εικ. 4 + Πίνακας Κ — verified in the official ADMIE-hosted PDF (ΑΔΑ: 624ΔΙΔΞ-ΤΡΡ), 37 pp. The code defines a linear recovery ramp; the vertices are read from the clause and the chart draws the segment between them.
What is the frequency ride-through envelope for Greece (ADMIE/IPTO RfG)?
The plant must ride through between the upper and lower bands. The upper (over-frequency) band holds 51.5 Hz from t = 0 to 30 min; then 51 Hz from 30 min onward — the last band the envelope defines, with no stated end time. The lower (under-frequency) band holds 47.5 Hz from t = 0 to 30 min; then 49 Hz from 30 min onward — the last band the envelope defines, with no stated end time.
Every breakpoint is stated in the clause cited below.
Applies to PGMs types A-D under the Greek RfG general requirements
Upper limit
| From | To | Frequency | Between the points |
|---|---|---|---|
| 0 | 30 min | 51.5 Hz | Held flat |
| 30 min | no stated end | 51 Hz | Held flat |
Lower limit
| From | To | Frequency | Between the points |
|---|---|---|---|
| 0 | 30 min | 47.5 Hz | Held flat |
| 30 min | no stated end | 49 Hz | Held flat |
The clause this came from
Απόφαση ΡΑΕ 1165/2020 (ΦΕΚ Β' 3757, 07.09.2020), Άρθρο 13 §1(α) στοιχείο (i), Πίνακας 2 'Εύρη τιμών συχνότητας συστήματος και ελάχιστες χρονικές διάρκειες παραμονής σε λειτουργία'.
How long must the plant keep operating outside nominal voltage under Greece (ADMIE/IPTO RfG)?
The ride-through envelopes above answer how deep a disturbance the plant must survive. These bands answer the other question Greece (ADMIE/IPTO RfG) settles: how long it must keep operating at a voltage that is off nominal but steady.
A blue band ending in an arrow runs on, because the code states no end for it; a copper bar stops at the time the code prints, and only that right-hand end is data — every bar starts at the left edge of the axis.
These bands come from Παράρτημα Ε, which RAAEY E-7/2026 inserted for standalone storage stations (ΣΑΗΕ) as such — not from the generation requirements the Applies-to line in the envelope section above describes. Only the 150 kV table (Πίνακας Π2) is plotted; the 400 kV table reaches this site as a paraphrase rather than as quoted text, so this figure cannot draw it and the parameter table below is where its bands are.
Steady-state voltage operating bands — 150 kV connection point (Πίνακας Π2)
p.u. of the nominal voltage at the connection point where that nominal voltage is 150 kV (kV equivalents printed alongside in the table)
Operating requirements beyond the envelopes.
The figures above are what Greece (ADMIE/IPTO RfG) demands during a disturbance and while it sits off nominal. The rows below are the same regime’s operating and fault-response requirements — reactive capability, frequency response, continuous operating range, ramp rate, RoCoF withstand and fault-current injection — each researched from the document its own row cites, separately from the plotted corpus. Every row carries its clause and a verbatim quote, so you can check it the same way, including the continuous-operating-range row the staircases above are drawn from.
| Requirement | What the code states | Clause |
|---|---|---|
| Reactive capability at PoC — storage stations (ΣΑΗΕ), charge and discharge Reactive capability | Qmin = -35 % Pmax (absorption from PoC), Qmax = +20 % Pmax (injection at PoC); U-Q/Pmax envelope defined over 0,90–1,10 pu at 150 kV PoC (0,90–1,05 pu at 400 kV); P-Q/Pmax profile applies in both charging and discharging over the full envelope Binds storage stations (ΣΑΗΕ) connected to the ΕΣΜΗΕ explicitly; measured at the connection point; basis Pmax (maximum active power of the ΣΑΗΕ). Sign convention: +Q injected at PoC, -Q absorbed from PoC. Figure Π11 (150 kV) corner points: (-0,350, 1,100), (0,000, 1,100), (0,200, 1,000), (0,200, 0,900), (0,000, 0,900), (-0,350, 1,000); Figure Π12 (400 kV) has top at 1,050 pu. Figure Π13 P-Q/Pmax profile is four-quadrant: for P/Pmax from 0,05 to 1,00 (discharge, blue) and -0,05 to -1,00 (charge, red), Q/Pmax spans -0,35 to +0,20. Footnote 7: maximum discharge capacity is assumed equal to maximum consumption capacity; otherwise requirements are adapted analogously. Identical -0,35/+0,20 asymmetric Q envelope as for Type D PPMs in RAE 1165/2020 Article 22 (Fig. 14-17, PDF pp.35-36), but here storage-explicit and extended to charging. | RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π6 «Ικανότητα αέργου ισχύος», Πίνακας Π8, Σχήματα Π11-Π13 + RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π6 (P < Pmax, charging and discharging) |
The clauses this row citesRAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π6 «Ικανότητα αέργου ισχύος», Πίνακας Π8, Σχήματα Π11-Π13 — “ Τόσο το «-Qmin» όσο και το «+ Qmax» μπορούν να εκφραστούν ως ποσοστό (%) της μέγιστης ισχύος του ΣΑΗΕ (Pmax), όπως απεικονίζεται στον πίνακα Π8. [Πίνακας Π8] Ελάχιστη άεργος ισχύς (Το «-Qmin» που απορροφάται από το σημείο σύνδεσης) (%) Pmax: - 35 % — Μέγιστη άεργος ισχύς («+ Qmax» που εγχέεται στο σημείο σύνδεσης) (%) Pmax: + 20 % ” Translation: “ Both '-Qmin' and '+ Qmax' can be expressed as a percentage (%) of the maximum power of the ΣΑΗΕ (Pmax), as depicted in table Π8. [Table Π8] Minimum reactive power (the '-Qmin' absorbed from the connection point) (%) Pmax: - 35 % — Maximum reactive power ('+ Qmax' injected at the connection point) (%) Pmax: + 20 % ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π6 (P < Pmax, charging and discharging) — “ Όσον αφορά την ικανότητα αέργου ισχύος του ΕΜΣ όταν λειτουργεί κάτω από τη μέγιστη ισχύ (P < Pmax) σε λειτουργία φόρτισης, ο ΣΑΗΕ είναι ικανός να παρέχει αέργου ισχύ σε οποιοδήποτε σημείο λειτουργίας εντός και συμπεριλαμβανομένων των ορίων της καμπύλης P-Q/Pmax με κόκκινη σήμανση που ορίζεται στο Σχήμα Π13 (για σημείο σύνδεσης είτε στα 150 kV είτε στα 400 kV), τηρώντας παράλληλα τη διάταξη της καμπύλης U-Q/Pmax στο σχήμα Π11 και στο σχήμα Π12 (για σημείο σύνδεσης στα 150 και 400 kV αντίστοιχα). Ομοίως, σε λειτουργία εκφόρτισης ο ΣΑΗΕ είναι ικανός να παρέχει άεργο ισχύ σε οποιοδήποτε σημείο λειτουργίας εντός και συμπεριλαμβανομένων των ορίων της καμπύλης P-Q/Pmax με μπλε σήμανση στο παρακάτω σχήμα. ” Translation: “ As regards the reactive power capability of the ΕΜΣ [storage module] when operating below maximum power (P < Pmax) in charging operation, the ΣΑΗΕ is capable of providing reactive power at any operating point within and including the limits of the P-Q/Pmax curve marked in red defined in Figure Π13 (for a connection point at either 150 kV or 400 kV), while also complying with the arrangement of the U-Q/Pmax curve in figure Π11 and figure Π12 (for connection points at 150 and 400 kV respectively). Likewise, in discharging operation the ΣΑΗΕ is capable of providing reactive power at any operating point within and including the limits of the P-Q/Pmax curve marked in blue in the figure below. ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) | ||
| FSM parameters — storage stations (ΣΑΗΕ) Frequency response | FSM: droop adjustable 0,2–27 % (sized to guarantee full activation of |ΔP1|/Pmax at 200 mHz); FSM frequency-response range adjustable 0–500 mHz, default 200 mHz; combined insensitivity + deadband max ±10 mHz (0,02 % p.u.); active-power range |ΔP1|/Pmax = 1,5–100 % of Pmax; t1 ≤ 1 s (justify if > 1 s); t2 ≤ 30 s; full response sustained ≥ 15 min Binds storage stations (ΣΑΗΕ) connected to the ΕΣΜΗΕ explicitly; basis Pmax (Pref = Pmax by definition). FSM applies in both discharge and charge operation (Π5: requirements hold 'both for generation (discharge) and consumption (charge) operation unless expressly stated otherwise'). FSM must be operable within any range between 49,5 Hz and 50,5 Hz; droop identical in both directions. Sustain of full response is ≥15 min unless limited by the storable energy content; FCR must be re-available 15 min after activation. A separate FFR product (§Π5.1) requires full activation ≤1 s (start ≤300 ms) for up to ±10 % Pmax assigned power with ≥15 min energy reserve. The 49,5–50,5 Hz operable-range requirement and the rule that FCR must be re-available 15 minutes after activation are cited from §Π5.2 but are not carried in the quoted text. | RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π5.2 Πίνακας Π5 «Παράμετροι για την απόκριση συχνότητας ενεργού ισχύος του ΣΑΗΕ σε λειτουργία FSM» + RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π5.2 (sustain of full response) |
The clauses this row citesRAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π5.2 Πίνακας Π5 «Παράμετροι για την απόκριση συχνότητας ενεργού ισχύος του ΣΑΗΕ σε λειτουργία FSM» — “ Εύρος τιμών ενεργού ισχύος | ΔΡ 1 | /P max: 1,5 — 100 % του Pmax· Στατισμός: ρυθμιζόμενη μεταξύ 0,2-27 % ώστε να εξασφαλίζεται η πλήρης ενεργοποίηση του | ΔΡ1 | /Pmax για μέγιστη ενεργοποίηση συχνότητας 200 mHz· Συνδυασμένη επίδραση της αναισθησίας απόκρισης συχνότητας (| Δf i |, | Δf i | /f n) & νεκρή ζώνη: μέγιστη ± 10 mHz, (0,02 %p.u.)· Εύρος απόκρισης συχνότητας FSM: ρυθμιζόμενη, μεταξύ 0-500 mHz· προκαθορισμένη τιμή 200 mHz· Μέγιστη αρχική καθυστέρηση ενεργοποίησης της FSM (t 1): t 1≤ 1s (να αιτιολογηθεί εάν > 1s)· Μέγιστη καθυστέρηση πλήρους ενεργοποίησης της FSM (t 2): t 2 ≤ 30s ” Translation: “ Active power range | ΔP1 | /Pmax: 1,5 — 100 % of Pmax; Droop: adjustable between 0,2-27 % so that full activation of | ΔP1 | /Pmax is ensured for a maximum frequency activation of 200 mHz; Combined effect of frequency-response insensitivity (| Δfi |, | Δfi | /fn) & dead band: maximum ± 10 mHz, (0,02 % p.u.); FSM frequency response range: adjustable, between 0-500 mHz; default value 200 mHz; Maximum initial delay of FSM activation (t1): t1 ≤ 1 s (to be justified if > 1 s); Maximum delay of full FSM activation (t2): t2 ≤ 30 s ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π5.2 (sustain of full response) — “ Η παροχή πλήρους απόκρισης συχνότητας ενεργού ισχύος θα πρέπει να διατηρείται για περίοδο τουλάχιστον 15 λεπτών μετά την πλήρη ανάπτυξή της, εκτός εάν αυτό περιορίζεται από το ενεργειακό περιεχόμενο που μπορεί να αποθηκεύσει ο ΣΑΗΕ. ” Translation: “ The provision of full active power frequency response shall be maintained for a period of at least 15 minutes after its full deployment, unless this is limited by the energy content that the ΣΑΗΕ can store. ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) | ||
| LFSM-O / LFSM-U — storage stations (ΣΑΗΕ), both charge and discharge Frequency response | LFSM-O: droop adjustable 2-12 % (default s2 = 5 %), over-frequency threshold adjustable 50,2–50,5 Hz (default f1 = 50,2 Hz); LFSM-U: droop adjustable 0,2-5 % (default s = 1 %), under-frequency threshold adjustable 49,5–49,8 Hz (default f1 = 49,8 Hz); basis Pmax Binds storage stations (ΣΑΗΕ) explicitly; response is required regardless of whether the station is charging or discharging (Π5.3/Π5.4: 'ανεξάρτητα από το αν βρίσκεται σε λειτουργία φόρτισης ή εκφόρτισης'), continuing until the energy content limit is reached, after which the station stays in neutral operation. Dynamic performance: LFSM-O step-response ≤2 s for a 50 % Pmax active-power reduction, settling ≤20 s (reduction)/≤30 s (increase) (Πίνακας Π6, p.21); LFSM-U step-response ≤10 s for a 50 % Pmax increase, settling ≤30 s (increase)/≤20 s (reduction) (Πίνακας Π7, p.24). LFSM-O activation delay <2 s. Tolerance below max charge/discharge level ±5 % Pmax or ±5 MW (whichever smaller). The <2 s LFSM-O activation delay and the ±5 % Pmax / ±5 MW tolerance are cited from §Π5.3–§Π5.4 but are not carried in the quoted text. | RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π5.3 (LFSM-O) και §Π5.4 (LFSM-U) + RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π5.4 (LFSM-U) |
The clauses this row citesRAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π5.3 (LFSM-O) και §Π5.4 (LFSM-U) — “ Το σύστημα ελέγχου του ΣΑΗΕ θα πρέπει να επιτρέπει την εφαρμογή διαφορετικών τιμών στατισμού (ρυθμιζόμενος στατισμός μεταξύ 2-12 %, προκαθορισμένη τιμή s2 = 5 %), ενώ θα πρέπει να επιτρέπει την εφαρμογή τιμών κατωφλίου υπερσυχνότητας μεταξύ 50,2 Hz και 50,5 Hz, με προκαθορισμένο κατώφλι υπερσυχνότητας f1 = 50,2 Hz, βλ. ενδεικτικό σχήμα Π9. ” Translation: “ The control system of the ΣΑΗΕ shall allow the application of different droop values (adjustable droop between 2-12 %, default value s2 = 5 %), and shall allow the application of over-frequency threshold values between 50,2 Hz and 50,5 Hz, with a default over-frequency threshold f1 = 50,2 Hz, see indicative figure Π9. ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π5.4 (LFSM-U) — “ Το σύστημα ελέγχου του ΕΜΣ θα πρέπει να επιτρέπει την εφαρμογή διαφορετικών τιμών στατισμού (ρυθμιζόμενος στατισμός μεταξύ 0,2-5 %, προκαθορισμένη τιμή s = 1 %), ενώ θα πρέπει να επιτρέπει την εφαρμογή οποιασδήποτε τιμής κατωφλίου υποσυχνότητας μεταξύ 49,5 Hz και 49,8 Hz, με προκαθορισμένη τιμή κατωφλίου f1 = 49,8 Hz, βλ. ενδεικτικό σχήμα Π10. ” Translation: “ The control system of the ΕΜΣ [storage module] shall allow the application of different droop values (adjustable droop between 0,2-5 %, default value s = 1 %), and shall allow the application of any under-frequency threshold value between 49,5 Hz and 49,8 Hz, with a default threshold value f1 = 49,8 Hz, see indicative figure Π10. ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) | ||
| Frequency and voltage operating ranges — storage stations (ΣΑΗΕ) Continuous operating range | Frequency at PoC: 47,5–48,5 Hz ≥30 min; 48,5–49,0 Hz ≥30 min; 49,0–51,0 Hz unlimited; 51,0–51,5 Hz ≥30 min; 51,5–52,5 Hz ≥10 s. Voltage at 150 kV PoC (pu of 150 kV reference): 0,85–0,90 pu 60 min; 0,90–1,118 pu unlimited; 1,118–1,15 pu 60 min Binds standalone electricity storage stations (ΣΑΗΕ) connected to the Hellenic transmission system (ΕΣΜΗΕ), measured at the connection point. Storage-explicit: Annex E of the ESMIE Management Code (inserted by RAAEY E-7/2026) applies to storage stations as such, not via a generation-scoped rule. A separate table Π3 gives the 400 kV PoC bands (0,85–0,90 pu 60 min; 0,90–1,05 pu unlimited; 1,05–1,10 pu 60 min). Note the storage table adds a 51,5–52,5 Hz / 10 s band that the generator table (Πίνακας 2 of RAE 1165/2020) does not contain. TSO and owner may agree wider ranges/longer durations (stated in §Π3.1–§Π3.2 but not carried in the quoted text). | RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π3.1 Πίνακας Π1 (frequency) and §Π3.2 Πίνακας Π2 (voltage, 150 kV) + RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π3.2 Πίνακας Π2 |
The clauses this row citesRAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π3.1 Πίνακας Π1 (frequency) and §Π3.2 Πίνακας Π2 (voltage, 150 kV) — “ Όλοι οι ΣΑΗΕ που είναι συνδεδεμένοι στο ΕΣΜΗΕ θα πρέπει να είναι ικανοί να παραμένουν συνδεδεμένοι και να λειτουργούν σταθερά εντός των ευρών συχνότητας συστήματος και για την ελάχιστη χρονική διάρκεια λειτουργίας, που προδιαγράφονται στον Πίνακα Π1. [Πίνακας Π1] 47,5 Hz — 48,5 Hz: 30 λεπτά· 48,5 Hz — 49,0 Hz: 30 λεπτά· 49,0 Hz — 51,0 Hz: Απεριόριστη· 51,0 Hz — 51,5 Hz: 30 λεπτά· 51,5 Hz — 52,5 Hz: 10 δευτερόλεπτα ” Translation: “ All ΣΑΗΕ [storage stations] connected to the ΕΣΜΗΕ shall be capable of remaining connected and operating stably within the system frequency ranges and for the minimum operating duration specified in Table Π1. [Table Π1] 47,5 Hz — 48,5 Hz: 30 minutes; 48,5 Hz — 49,0 Hz: 30 minutes; 49,0 Hz — 51,0 Hz: Unlimited; 51,0 Hz — 51,5 Hz: 30 minutes; 51,5 Hz — 52,5 Hz: 10 seconds ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π3.2 Πίνακας Π2 — “ Πίνακας Π2. Ελάχιστες χρονικές περίοδοι κατά τις οποίες ο ΣΑΗΕ πρέπει να παραμένει σε λειτουργία χωρίς να αποσυνδέεται από το ΕΣΜΗΕ για τάσεις αποκλίνουν από την τιμή αναφοράς στο σημείο σύνδεσης, όταν η ονομαστική τάση στο σημείο σύνδεσης είναι 150 kV: 0,85 — 0,90 p.u. (127,5 — 135 kV): 60 λεπτά· 0,90 — 1,118 p.u. (135 — 167,7 kV): απεριόριστη· 1,118 — 1,15 p.u. (167,7-172,5 kV): 60 λεπτά ” Translation: “ Table Π2. Minimum time periods during which the ΣΑΗΕ must remain in operation without disconnecting from the ΕΣΜΗΕ for voltages deviating from the reference value at the connection point, when the nominal voltage at the connection point is 150 kV: 0,85 — 0,90 p.u. (127,5 — 135 kV): 60 minutes; 0,90 — 1,118 p.u. (135 — 167,7 kV): unlimited; 1,118 — 1,15 p.u. (167,7-172,5 kV): 60 minutes ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) | ||
| Active-power ramp capability and setpoint tracking — storage stations (ΣΑΗΕ) Ramp rate | Ramp-up and ramp-down capability each not less than 10,0 % Pmax/min under normal conditions (storage with power-electronics interface); active-power setpoints: the clause sets 60 s as a minimum period for reaching a defined setpoint ("Ως ελάχιστη χρονική περίοδος … ορίζονται τα 60s" — a floor, not a ceiling; the intended direction is ambiguous in the Greek and is left unresolved here), with tolerance ±5 % of setpoint or ±5 MW (whichever smaller) Binds storage stations (ΣΑΗΕ) connected to the ΕΣΜΗΕ explicitly; basis Pmax. Table Π4 states these ramp limits per footnote 2 refer to active-power responses when applying defined active-power setpoints and are not related to frequency-response phenomena. If remote control is out of service, setpoints applied locally must be reached a minimum period of 15 min (same "ελάχιστη" construction) with tolerance ±10 % or ±10 MW. No separately stated charge-vs-discharge asymmetry in ramp capability. The same 10,0 % Pmax/min floor appears for Type C power-electronics-interfaced generating units in RAE 1165/2020 (Άρθρο 15 §6(ε) Πίνακας Θ, PDF p.23). | RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π4 Πίνακας Π4 «Ανώτατα όρια ρυθμών ανόδου/καθόδου για ΣΑΗΕ που συνδέονται στο ΕΣΜΗΕ» + RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π4 «Απαιτήσεις ελέγχου ενεργού ισχύος» |
The clauses this row citesRAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π4 Πίνακας Π4 «Ανώτατα όρια ρυθμών ανόδου/καθόδου για ΣΑΗΕ που συνδέονται στο ΕΣΜΗΕ» — “ Κατά την εφαρμογή ενός σημείου ρύθμισης της ενεργού ισχύος, τα ελάχιστα και μέγιστα όρια ρυθμών μεταβολής της ενεργού ισχύος (όρια ρυθμών ανόδου / καθόδου) τόσο προς τα πάνω όσο και προς τα κάτω συνοψίζονται στον Πίνακα Π4. [Πίνακας Π4] ΣΑΗΕ με διεπαφή ηλεκτρονικών ισχύος — Ικανότητα ρυθμού ανόδου (Ramp-up rate): όχι λιγότερο του 10,0 % Pmax/min σε κανονικές συνθήκες — Ικανότητα ρυθμού καθόδου (Ramp-down rate): όχι λιγότερο του 10,0 % Pmax/min σε κανονικές συνθήκες ” Translation: “ When applying an active power setpoint, the minimum and maximum limits of active power rates of change (ramp-up / ramp-down limits), both upward and downward, are summarised in Table Π4. [Table Π4] ΣΑΗΕ with power-electronics interface — Ramp-up rate capability: not less than 10,0 % Pmax/min under normal conditions — Ramp-down rate capability: not less than 10,0 % Pmax/min under normal conditions ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π4 «Απαιτήσεις ελέγχου ενεργού ισχύος» — “ Ως ελάχιστη χρονική περίοδος για την επίτευξη καθορισμένου σημείου ρύθμισης ενεργού ισχύος από τον ΣΑΗΕ ορίζονται τα 60s. Τα σημεία ρύθμισης θα πρέπει να επιτυγχάνονται με ανοχή ± 5 % του σημείου ρύθμισης ή ± 5 MW όποια από τις δύο τιμές είναι μικρότερη). ” Translation: “ The minimum time period for the ΣΑΗΕ to reach a defined active power setpoint is set at 60 s. The setpoints shall be achieved with a tolerance of ± 5 % of the setpoint or ± 5 MW (whichever of the two values is smaller). ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) | ||
| RoCoF withstand — storage stations (ΣΑΗΕ) RoCoF withstand | 2,0 Hz/s, observed over a 500 ms rolling window; RoCoF-based loss-of-mains protection is not permitted Binds storage stations (ΣΑΗΕ) connected to the ΕΣΜΗΕ explicitly (storage-explicit annex; no generation-scoping chain needed). Matches the 2 Hz/s / 500 ms sliding-window withstand set for power-generating modules in RAE 1165/2020 (Άρθρο 13 §1(β)). §Π3.5 additionally prohibits LoM detection based on RoCoF measurement for ΣΑΗΕ. | RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π3.4 «Ικανότητα αντοχής στο ρυθμό μεταβολής της συχνότητας (RoCoF)» + RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π3.5 «Ανίχνευση απώλειας κύριας τροφοδότησης (Loss of Mains-LoM)» |
The clauses this row citesRAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π3.4 «Ικανότητα αντοχής στο ρυθμό μεταβολής της συχνότητας (RoCoF)» — “ Ο ΣΑΗΕ είναι ικανός να παραμένει συνδεδεμένος με το ΕΣΜΗΕ και να λειτουργεί για ρυθμούς μεταβολής της συχνότητας του συστήματος (RoCoF) έως 2,0 Hz/s παρατηρούμενη σε κυλιόμενο παράθυρο 500 ms. ” Translation: “ The ΣΑΗΕ is capable of remaining connected to the ΕΣΜΗΕ and operating for rates of change of system frequency (RoCoF) up to 2,0 Hz/s observed over a rolling window of 500 ms. ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) RAAEY Decision Ε-7/2026, ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, §Π3.5 «Ανίχνευση απώλειας κύριας τροφοδότησης (Loss of Mains-LoM)» — “ Η χρήση ανίχνευσης της απώλειας κύριας τροφοδότησης (LoM) με βάση τη μέτρηση του ρυθμού μεταβολής της συχνότητας (RoCoF) δεν επιτρέπεται για ΣΑΗΕ που συνδέονται στο ΕΣΜΗΕ. ” Translation: “ The use of loss-of-mains (LoM) detection based on measurement of the rate of change of frequency (RoCoF) is not permitted for ΣΑΗΕ connected to the ΕΣΜΗΕ. ” (Απόφαση ΡΑΑΕΥ Ε-7/2026 (ΦΕΚ Β' 932/19.02.2026) — ΚΔΕΣΜΗΕ Παράρτημα Ε, accessed 2026-08-09) | ||
| Fast fault current — k-factor injection (binds storage via Type D PPM equation) Fault-current injection | Where the system operator so specifies (the k-factor set is a right-to-specify, not a flat duty): Additional reactive current Δi_B,1 = k·Δu1 (positive-sequence) and Δi_B,2 = k·Δu2 (negative-sequence); k adjustable 2–6 (2 ≤ k ≤ 6) in steps of 0,5, deemed fixed at k = 2 if not specified by the system operator; 90 % step response ≤ 30 ms, settling ≤ 60 ms, plus an additional 20 ms where required measurable allowance for fault detection Defined in RAE 1165/2020 for power park modules under the system operator's right-to-specify of RfG Article 20(2)(b) ('έχει το δικαίωμα να προδιαγράφει' — has the right to specify — is the governing modal for imposing the capability; the quoted text then prescribes how the capability shall work when specified). Applies to Type B PPMs and, via Article 22 of the same decision, to Type D PPMs (Article 20 applies except §2(a)). Storage applicability: not direct — RAAEY E-7/2026 Annex E contains no fast-fault-current section, so it binds ΣΑΗΕ through the Annex's §Π1 equating clause ('for matters not regulated herein, ΣΑΗΕ are equated, for connection technical requirements, with Type D power park modules under Regulation (EU) 2016/631 and RAE decision 1165/2020'). Conditions: fault state is U < 0,85 pu or U > 1,10 pu; injection is not required for symmetrical faults with residual voltage ≤ 0,15 pu at PoC; both sequence components act simultaneously and ΔΙ_Β at least equal to nominal current; per-unit bases: Δu on nominal voltage, Δi on nominal current of each generator; tolerance band per Fig. 9 follows VDE-AR-N 4120:2018-11. During the fault, any reduction of active current in favour of reactive current must be as small as possible (item ιδ). The k = 2 default is cited from στοιχείο (ζ) (document p. 31) but is not carried in the quoted text. The fault-state thresholds, the symmetrical-fault exemption and the per-unit bases are cited from other items of Art. 20 §2(β) (document pp. 30-31) but are not carried in the quoted text. | Απόφαση ΡΑΕ 1165/2020 (ΦΕΚ Β' 3757/07.09.2020), Άρθρο 20, Παράγραφος 2, σημείο (β), στοιχεία (δ) και (ια), Εικ. 8-9 + Απόφαση ΡΑΕ 1165/2020 (ΦΕΚ Β' 3757/07.09.2020), Άρθρο 20, Παράγραφος 2, σημείο (β), στοιχείο (ια) |
The clauses this row citesΑπόφαση ΡΑΕ 1165/2020 (ΦΕΚ Β' 3757/07.09.2020), Άρθρο 20, Παράγραφος 2, σημείο (β), στοιχεία (δ) και (ια), Εικ. 8-9 — “ Το πρόσθετο άεργο ρεύμα θετικής ακολουθίας Δi_B,1 θα είναι ανάλογο με τη μεταβολή της τάσης θετικής ακολουθίας Δu1 στο σημείο σύνδεσης (Δi_B,1 = k · Δu1) και το πρόσθετο άεργο ρεύμα αρνητικής ακολουθίας (Δi_B,2) θα είναι ανάλογο με τη μεταβολή της τάσης αρνητικής ακολουθίας στο σημείο σύνδεσης Δu2 (Δi_B,2 = k · Δu2), όπου k είναι ένας συντελεστής ενίσχυσης που ορίζεται από την ευθεία γραμμή στην Εικ. 8. Ο συντελεστής k θα πρέπει να είναι ρυθμιζόμενος και να μπορεί να παίρνει τιμές μεταξύ 2 και 6 (2 ≤ k ≤ 6) σε βήματα των 0,5· ” Translation: “ The additional positive-sequence reactive current Δi_B,1 shall be proportional to the change of the positive-sequence voltage Δu1 at the connection point (Δi_B,1 = k · Δu1) and the additional negative-sequence reactive current (Δi_B,2) shall be proportional to the change of the negative-sequence voltage at the connection point Δu2 (Δi_B,2 = k · Δu2), where k is a gain factor defined by the straight line in Fig. 8. The factor k shall be adjustable and able to take values between 2 and 6 (2 ≤ k ≤ 6) in steps of 0,5; ” (Απόφαση ΡΑΕ υπ' αριθμ. 1165/2020 (ΦΕΚ Β' 3757/07.09.2020), accessed 2026-08-09) Απόφαση ΡΑΕ 1165/2020 (ΦΕΚ Β' 3757/07.09.2020), Άρθρο 20, Παράγραφος 2, σημείο (β), στοιχείο (ια) — “ Η μεταβατική απόκριση του άεργου ρεύματος Δi_B1,2 της γεννήτριας προσδιορίζεται από τις ακόλουθες παραμέτρους: - χρόνος βηματικής απόκρισης (χρόνος για να αποκτηθεί το 90% της μέγιστης τιμής) ≤ 30 ms, - χρόνος εξισορρόπησης ≤ 60 ms. Οι χρόνοι αυτοί, δύναται να μετρώνται πρόσθετα ενός χρόνου 20 ms εφόσον αυτό απαιτείται για την ανίχνευση του σφάλματος· ” Translation: “ The transient response of the reactive current Δi_B1,2 of the generator is determined by the following parameters: - step response time (time to attain 90% of the maximum value) ≤ 30 ms, - settling time ≤ 60 ms. These times may additionally be measured with a time of 20 ms where this is required for the detection of the fault; ” (Απόφαση ΡΑΕ υπ' αριθμ. 1165/2020 (ΦΕΚ Β' 3757/07.09.2020), accessed 2026-08-09) | ||
Who does Greece (ADMIE/IPTO RfG) bind, and since when?
PGMs types A-D under the Greek RfG general requirements. No date of effect is published here — grid codes are reissued, so check the current issue before relying on it.
These figures are a reading aid, not legal advice. Grid codes are reissued: verify against the current edition before you design to them.
Curve data last checked against the code on — 66 standards, 130 envelopes, published by bess.engineer under CC BY 4.0.
Questions this page answers about Greece (ADMIE/IPTO RfG)
- Does Greece (ADMIE/IPTO RfG) require ride-through, or only that the plant does not trip?
- Ride-through. Every envelope on this page is a performance duty the plant must meet, not a protection-setting no-trip boundary — they are different obligations. That is what these curves are; they are not everything Greece (ADMIE/IPTO RfG) contains. The requirement sentence under each chart says which side of the curve is the compliant one.
- Are the numbers on this page taken from Greece (ADMIE/IPTO RfG) itself?
- Every breakpoint is read from the code, and where a point was taken off a published figure rather than stated in the clause, the section under that chart says so — on this page that includes an envelope that stops where its published chart stops. The clause each curve came from is quoted under it.
- Which events are charted for Greece (ADMIE/IPTO RfG)?
- Greece (ADMIE/IPTO RfG) is charted here with 2 envelopes — low-voltage ride-through, frequency ride-through (LVRT, FRT). No high-voltage envelope is charted here — check Greece (ADMIE/IPTO RfG) itself before concluding it sets none. Its steady-state voltage-band figure adds one more, drawn from the code's continuous-operating-range table rather than from a ride-through curve.
Ride-through, in context.
An envelope is a compliance boundary; understanding why it exists is a different question. The ride-through and grid-forming entries cover the engineering, and the Engineering Foundations course builds it from the physics up.
Elsewhere in Europe: Switzerland (Swissgrid TC-CH 2019), Turkey (TEİAŞ Şebeke Yönetmeliği Ek-18), UK G99 (Type A-C), UK G99 (Type D), Austria (E-Control TOR Typ D), Belgium (Federal Grid Code), and 13 more