Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego

§ 1. Rozporzàdzenie okreÊla

1) kryteria podzia∏u na grupy podmiotów ubiegajàcych si´ o przy∏àczenie do sieci;

2) warunki przy∏àczenia do sieci, w tym wymagania

techniczne w zakresie przy∏àczania do sieci urzàdzeƒ wytwórczych, sieci dystrybucyjnych, urzàdzeƒ odbiorców koƒcowych, po∏àczeƒ mi´dzysystemowych oraz linii bezpoÊrednich;

3) sposób prowadzenia obrotu energià elektrycznà;

4) warunki Êwiadczenia us∏ug przesy∏ania, dystrybucji energii elektrycznej, prowadzenia ruchu sieciowego, eksploatacji sieci oraz korzystania z systemu elektroenergetycznego i po∏àczeƒ mi´dzysystemowych;

5) zakres, warunki i sposób bilansowania systemu

elektroenergetycznego oraz prowadzenia z u˝ytkownikami tego systemu rozliczeƒ wynikajàcych

z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu;

———————

1) Minister Gospodarki kieruje dzia∏em administracji rzàdo-

wej — gospodarka, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 1 rozporzàdzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 18 lipca 2006 r.

w sprawie szczegó∏owego zakresu dzia∏ania Ministra

Gospodarki (Dz. U. Nr 131, poz. 909).

2) Niniejsze rozporzàdzenie dokonuje w zakresie swojej regulacji wdro˝enia dyrektywy 2003/54/WE z dnia 26 czerwca

2003 r. dotyczàcej wspólnych zasad rynku wewn´trznego

energii elektrycznej i uchylajàcej dyrektyw´ 96/92/WE

(Dz. Urz. WE L 176 z 15.07.2003, str. 37; Dz. Urz. UE Polskie

wydanie specjalne, rozdz. 12, t. 02, str. 211).

Niniejsze rozporzàdzenie zosta∏o notyfikowane Komisji

Europejskiej w dniu 5 stycznia 2007 r. pod numerem

2007/0002/PL, zgodnie z § 4 rozporzàdzenia Rady Ministrów z dnia 23 grudnia 2002 r. w sprawie sposobu funkcjonowania krajowego systemu notyfikacji norm i aktów

prawnych (Dz. U. Nr 239, poz. 2039 oraz z 2004 r. Nr 65,

poz. 597), które wdra˝a dyrektyw´ 98/34/WE z dnia

22 czerwca 1998 r. ustanawiajàcà procedur´ udzielania

informacji w zakresie norm i przepisów technicznych

(Dz. Urz. WE L 204 z 21.07.1998, z póên. zm.).

3) Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zosta∏y

og∏oszone w Dz. U. z 2006 r. Nr 104, poz. 708, Nr 158,

poz. 1123 i Nr 170, poz. 1217 oraz z 2007 r. Nr 21, poz. 124

i Nr 52, poz. 343.

6) zakres, warunki i sposób zarzàdzania ograniczeniami systemowymi;

7) sposób koordynacji planowania rozwoju systemu

elektroenergetycznego;

8) warunki wspó∏pracy pomi´dzy operatorami systemów elektroenergetycznych, w tym z innymi przedsi´biorstwami energetycznymi, w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego, zarzàdzania przep∏ywami

i dysponowania mocà jednostek wytwórczych oraz

post´powania w sytuacjach awaryjnych;

9) zakres i sposób przekazywania informacji mi´dzy

przedsi´biorstwami energetycznymi oraz mi´dzy

przedsi´biorstwami energetycznymi a odbiorcami;

10) zakres i sposób przekazywania odbiorcom przez

sprzedawc´ informacji o strukturze paliw zu˝ywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez sprzedawc´ w poprzednim roku;

11) sposób informowania odbiorców przez sprzedawc´ o miejscu, w którym sà dost´pne informacje

o wp∏ywie wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez sprzedawc´ w poprzednim roku na

Êrodowisko, co najmniej w zakresie emisji dwutlenku w´gla i radioaktywnych odpadów;

12) parametry jakoÊciowe energii elektrycznej i standardy jakoÊciowe obs∏ugi odbiorców;

13) sposób za∏atwiania reklamacji.

§ 2. U˝yte w rozporzàdzeniu okreÊlenia oznaczajà

1) farma wiatrowa — jednostk´ wytwórczà lub zespó∏

tych jednostek wykorzystujàcych do wytwarzania

energii elektrycznej energi´ wiatru, przy∏àczonych

do sieci w jednym miejscu przy∏àczenia;

2) jednostka grafikowa — zbiór rzeczywistych lub wirtualnych miejsc dostarczania energii elektrycznej;

3) jednostka wytwórcza — wyodr´bniony zespó∏

urzàdzeƒ nale˝àcych do przedsi´biorstwa energetycznego, s∏u˝àcy do wytwarzania energii elektrycznej i wyprowadzania mocy, opisany poprzez

dane techniczne i handlowe;

4) jednostka wytwórcza centralnie dysponowana

(JWCD) — jednostk´ wytwórczà

a) przy∏àczonà do sieci przesy∏owej elektroenergetycznej albo

b) kondensacyjnà o mocy osiàgalnej wy˝szej ni˝

100 MW przy∏àczonà do koordynowanej sieci

110 kV, albo

c) przy∏àczonà do koordynowanej sieci 110 kV innà ni˝ okreÊlona w lit. b, którà operator systemu

przesy∏owego elektroenergetycznego dysponuje na podstawie odr´bnych umów zawartych

z wytwórcà i operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, do którego sieci ta

jednostka wytwórcza jest przy∏àczona;

5) jednostka wytwórcza centralnie koordynowana

(JWCK) — jednostk´ wytwórczà o mocy osiàgalnej równej 50 MW lub wy˝szej, przy∏àczonà do koordynowanej sieci 110 kV, nieb´dàcà jednostkà

wytwórczà centralnie dysponowanà (JWCD);

6) mechanizm bilansowania — mechanizm rozliczeƒ

podmiotów odpowiedzialnych za rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej

i pobranej z systemu, z tytu∏u niezbilansowania

energii elektrycznej dostarczonej oraz pobranej

przez u˝ytkowników systemu, dla których te podmioty prowadzà rozliczanie niezbilansowania

energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu — w tym prowadzony przez operatora systemu przesy∏owego w ramach bilansowania systemu;

7) miejsce dostarczania energii elektrycznej — punkt

w sieci, do którego przedsi´biorstwo energetyczne dostarcza energi´ elektrycznà, okreÊlony

w umowie o przy∏àczenie do sieci albo w umowie

o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji

energii elektrycznej, albo w umowie sprzeda˝y

energii elektrycznej, albo w umowie kompleksowej, b´dàcy jednoczeÊnie miejscem jej odbioru;

8) miejsce przy∏àczenia — punkt w sieci, w którym

przy∏àcze ∏àczy si´ z siecià;

9) moc przy∏àczeniowa — moc czynnà planowanà do

pobierania lub wprowadzania do sieci, okreÊlonà

w umowie o przy∏àczenie do sieci jako wartoÊç

maksymalnà wyznaczanà w ciàgu ka˝dej godziny

okresu rozliczeniowego ze Êrednich wartoÊci tej

mocy w okresach 15-minutowych, s∏u˝àcà do zaprojektowania przy∏àcza;

10) moc umowna — moc czynnà pobieranà lub wprowadzanà do sieci, okreÊlonà w

a) umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub

dystrybucji energii elektrycznej, umowie sprzeda˝y energii elektrycznej albo umowie kompleksowej, jako wartoÊç maksymalnà, wyznaczanà

w ciàgu ka˝dej godziny okresu rozliczeniowego

ze Êrednich wartoÊci tej mocy rejestrowanych

w okresach 15-minutowych, albo

b) umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania energii elektrycznej, zawieranej pomi´dzy operatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego, jako Êrednià z maksymalnych ∏àcznych mocy Êredniogodzinnych pobieranych przez danego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w miejscach dostarczania energii elektrycznej z sieci

przesy∏owej b´dàcych miejscami przy∏àczenia

Poz. 623

sieci dystrybucyjnej do sieci przesy∏owej, wyznaczonà na podstawie wskazaƒ uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych, albo

c) umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania energii elektrycznej, zawieranej pomi´dzy operatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego, dla miejsc dostarczania

energii elektrycznej nieb´dàcych miejscami

przy∏àczenia sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej do sieci przesy∏owej elektroenergetycznej, jako wartoÊç maksymalnà ze Êrednich wartoÊci tej mocy w okresie godziny;

11) obiekt — obiekt budowlany w rozumieniu ustawy

z dnia 7 lipca 1994 r. — Prawo budowlane

(Dz. U. z 2006 r. Nr 156, poz. 1118 i Nr 170,

poz. 1217 oraz z 2007 r. Nr 88, poz. 587);

12) oferta bilansujàca — ofert´ produkcyjno-cenowà

zwi´kszenia lub zmniejszenia wytwarzania energii

elektrycznej albo poboru tej energii, zawierajàcà

dane handlowe i techniczne, sk∏adanà w ramach

mechanizmu bilansowania dla jednostki grafikowej;

13) operator — operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, lub operatora

systemu po∏àczonego elektroenergetycznego;

14) podmiot odpowiedzialny za rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu — osob´ fizycznà lub prawnà,

uczestniczàcà w mechanizmie bilansowania energii elektrycznej na podstawie umowy zawartej

z operatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego, zajmujàcà si´ rozliczaniem niezbilansowania energii elektrycznej;

15) przy∏àcze — odcinek lub element sieci s∏u˝àcy do

po∏àczenia urzàdzeƒ, instalacji lub sieci podmiotu,

o wymaganej przez niego mocy przy∏àczeniowej,

z pozosta∏à cz´Êcià sieci przedsi´biorstwa energetycznego Êwiadczàcego na rzecz podmiotu przy∏àczanego us∏ug´ przesy∏ania lub dystrybucji energii

elektrycznej;

16) rezerwa mocy — mo˝liwà do wykorzystania w danym okresie zdolnoÊç jednostek wytwórczych do

wytwarzania energii elektrycznej i dostarczania jej

do sieci;

17) rozliczanie niezbilansowania energii elektrycznej

— dzia∏ania operatora systemu przesy∏owego oraz

podmiotów odpowiedzialnych za rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej

i pobranej z systemu, polegajàce na przekazywaniu informacji o zawartych umowach sprzeda˝y

energii elektrycznej oraz okreÊleniu ró˝nic pomi´dzy iloÊcià energii elektrycznej wynikajàcà z tych

umów a energià elektrycznà rzeczywiÊcie wytworzonà lub pobranà z systemu dla ka˝dego godzinnego okresu rozliczeniowego;

18) rzeczywiste miejsce dostarczania energii elektrycznej — miejsce dostarczania energii elektrycznej,

w którym jest realizowana dostawa tej energii powiàzana bezpoÊrednio z jej fizycznymi przep∏ywami, której iloÊç jest wyznaczana za pomocà uk∏adu

pomiarowo-rozliczeniowego, b´dàce jednoczeÊnie rzeczywistym miejscem odbioru tej energii;

26) wy∏àczenie awaryjne — wy∏àczenie urzàdzeƒ, automatyczne lub r´czne, w przypadku zagro˝enia

bezpiecznej pracy urzàdzeƒ, instalacji i sieci albo

zagro˝enia bezpieczeƒstwa osób, mienia lub Êrodowiska;

19) standardowy profil zu˝ycia energii elektrycznej —

zbiór danych o przeci´tnym zu˝yciu energii elektrycznej w poszczególnych godzinach doby przez

grup´ odbiorców koƒcowych

27) wytwórca — przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce si´ wytwarzaniem energii elektrycznej.

a) nieposiadajàcych urzàdzeƒ pomiarowo-rozliczeniowych umo˝liwiajàcych rejestracj´ tych

danych,

Kryteria podzia∏u na grupy podmiotów ubiegajàcych

si´ o przy∏àczenie oraz warunki przy∏àczenia do sieci

b) o zbli˝onej charakterystyce poboru energii elektrycznej zlokalizowanych na obszarze dzia∏ania

danego operatora systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego

§ 3. 1. Podmioty ubiegajàce si´ o przy∏àczenie do

sieci dzieli si´ na grupy, zwane dalej „grupami przy∏àczeniowymi”, wed∏ug nast´pujàcych kryteriów

— opracowywany lub obliczany przez operatora

systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego

i wykorzystywany w bilansowaniu miejsc dostarczania energii elektrycznej dla odbiorców o mocy

umownej nie wi´kszej ni˝ 40 kW, stanowiàcy za∏àcznik do instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1

ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne;

20) swobodne bilansowanie — okreÊlenie, na podstawie ofert bilansujàcych, wielkoÊci energii elektrycznej niezb´dnej do zbilansowania zapotrzebowania energii elektrycznej z jej dostawami bez

uwzgl´dnienia ograniczeƒ sieciowych przesy∏ania

energii elektrycznej;

21) system pomiarowo-rozliczeniowy — teleinformatyczny system pozyskiwania, przetwarzania i udost´pniania danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych;

22) uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy — liczniki i inne

urzàdzenia pomiarowe lub pomiarowo-rozliczeniowe, w szczególnoÊci: liczniki energii czynnej,

liczniki energii biernej oraz przek∏adniki pràdowe

i napi´ciowe, a tak˝e uk∏ady po∏àczeƒ mi´dzy nimi, s∏u˝àce bezpoÊrednio lub poÊrednio do pomiarów energii elektrycznej i rozliczeƒ za t´ energi´;

23) us∏ugi systemowe — us∏ugi Êwiadczone na rzecz

operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego niezb´dne do zapewnienia przez tego

operatora prawid∏owego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, niezawodnoÊci jego

pracy i utrzymywania parametrów jakoÊciowych

energii elektrycznej;

24) ustawa — ustaw´ z dnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne;

25) wirtualne miejsce dostarczania energii elektrycznej — miejsce dostarczania energii elektrycznej,

w którym jest realizowana dostawa tej energii niepowiàzana bezpoÊrednio z jej fizycznymi przep∏ywami, której iloÊç jest wyznaczana za pomocà algorytmów na podstawie umowy sprzeda˝y energii elektrycznej, b´dàce jednoczeÊnie wirtualnym

miejscem odbioru tej energii;

Rozdzia∏ 2

1) grupa I — podmioty, których urzàdzenia, instalacje

i sieci sà przy∏àczane bezpoÊrednio do sieci o napi´ciu znamionowym wy˝szym ni˝ 110 kV;

2) grupa II — podmioty, których urzàdzenia, instalacje i sieci sà przy∏àczane bezpoÊrednio do sieci

o napi´ciu znamionowym 110 kV;

3) grupa III — podmioty, których urzàdzenia, instalacje i sieci sà przy∏àczane bezpoÊrednio do sieci

o napi´ciu znamionowym wy˝szym ni˝ 1 kV, lecz

ni˝szym ni˝ 110 kV;

4) grupa IV — podmioty, których urzàdzenia, instalacje

i sieci sà przy∏àczane bezpoÊrednio do sieci o napi´ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝ 1 kV oraz mocy

przy∏àczeniowej wi´kszej ni˝ 40 kW lub pràdzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego

w torze pràdowym wi´kszym ni˝ 63 A;

5) grupa V — podmioty, których urzàdzenia, instalacje i sieci sà przy∏àczane bezpoÊrednio do sieci

o napi´ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝ 1 kV

oraz mocy przy∏àczeniowej nie wi´kszej ni˝ 40 kW

i pràdzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie wi´kszym ni˝ 63 A;

6) grupa VI — podmioty, których urzàdzenia, instalacje i sieci sà przy∏àczane do sieci poprzez tymczasowe przy∏àcze, które b´dzie, na zasadach okreÊlonych w umowie, zastàpione przy∏àczem docelowym, lub podmioty, których urzàdzenia, instalacje

i sieci sà przy∏àczane do sieci na czas okreÊlony,

lecz nie d∏u˝szy ni˝ rok.

2. Napi´cie znamionowe, o którym mowa w ust. 1,

okreÊla si´ w miejscu dostarczania energii elektrycznej.

§ 4. Przy∏àczenie podmiotu do sieci nast´puje na

podstawie umowy o przy∏àczenie do sieci, o której

mowa w art. 7 ust. 1 ustawy, i po spe∏nieniu warunków przy∏àczenia do sieci, zwanych dalej „warunkami

przy∏àczenia”.

§ 5. Wymagania techniczne w zakresie przy∏àczania

do sieci urzàdzeƒ wytwórczych, sieci dystrybucyjnych

elektroenergetycznych, urzàdzeƒ odbiorców koƒcowych, po∏àczeƒ mi´dzysystemowych oraz linii bezpoÊrednich okreÊla za∏àcznik nr 1 do rozporzàdzenia.

§ 6. 1. Podmiot ubiegajàcy si´ o przy∏àczenie do

sieci, zwany dalej „wnioskodawcà”, sk∏ada wniosek

o okreÊlenie warunków przy∏àczenia w przedsi´biorstwie energetycznym zajmujàcym si´ przesy∏aniem

lub dystrybucjà energii elektrycznej, do którego sieci

ubiega si´ o przy∏àczenie.

2. Wzór wniosku o okreÊlenie warunków przy∏àczenia ustala oraz udost´pnia przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà

energii elektrycznej; we wzorze wniosku dla podmiotu

zaliczanego do II grupy przy∏àczeniowej powinien byç

okreÊlony co najmniej taki zakres informacji, jaki zawiera wzór wniosku ustalony przez operatora systemu

przesy∏owego elektroenergetycznego.

3. Przepisy ust. 1 i 2 stosuje si´ odpowiednio

w przypadku zwi´kszenia, przez podmiot przy∏àczony

do sieci, zapotrzebowania na moc przy∏àczeniowà lub

zmiany dotychczasowych warunków i parametrów

technicznych pracy urzàdzeƒ, instalacji i sieci przy∏àczonego podmiotu.

Poz. 623

2) wielkoÊç planowanego zapotrzebowania na moc

i energi´ elektrycznà w celu pokrycia potrzeb w∏asnych wytwórcy;

3) stopieƒ skompensowania mocy biernej

a) zwiàzanej z odbiorem energii elektrycznej czynnej na potrzeby w∏asne wytwórcy oraz

b) zwiàzanej z wprowadzaniem wyprodukowanej

energii elektrycznej do sieci.

3. Wniosek o okreÊlenie warunków przy∏àczenia

farm wiatrowych powinien zawieraç dane i informacje,

o których mowa w ust. 1 i 2, oraz

1) specyfikacj´ technicznà turbiny wiatrowej;

2) charakterystyk´ mocy turbiny wiatrowej w funkcji

pr´dkoÊci wiatru.

4. Wniosek o okreÊlenie warunków przy∏àczenia mo˝e zawieraç tak˝e wymagania dotyczàce odmiennych

od standardowych parametrów technicznych energii

elektrycznej lub parametrów jej dostarczania, w tym

§ 7. 1. Wniosek o okreÊlenie warunków przy∏àczenia powinien zawieraç

1) dopuszczalnej zawartoÊci interharmonicznych i wy˝szych harmonicznych;

1) oznaczenie wnioskodawcy;

2) dopuszczalnej asymetrii napi´ç;

2) okreÊlenie mocy przy∏àczeniowej dla ka˝dego

miejsca dostarczania energii elektrycznej;

3) dopuszczalnych odchyleƒ i wahaƒ napi´cia w miejscu dostarczania energii elektrycznej;

3) przewidywane roczne zu˝ycie energii elektrycznej;

4) dopuszczalnego czasu trwania przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej.

4) przewidywany termin rozpocz´cia dostarczania

energii elektrycznej lub jej poboru;

5) parametry techniczne, charakterystyk´ ruchowà

i eksploatacyjnà przy∏àczanych urzàdzeƒ, instalacji

lub sieci, w przypadku podmiotów zaliczanych do

grup przy∏àczeniowych I—IV;

6) okreÊlenie minimalnej mocy wymaganej dla zapewnienia bezpieczeƒstwa osób i mienia, w przypadku wprowadzenia ograniczeƒ w dostarczaniu

i poborze energii elektrycznej podmiotom zaliczanym do grup przy∏àczeniowych I—III;

7) informacje techniczne dotyczàce zak∏óceƒ wprowadzanych przez urzàdzenia, instalacje i sieci

wnioskodawcy oraz charakterystyk´ obcià˝eƒ, niezb´dne do okreÊlenia warunków przy∏àczenia,

w przypadku podmiotów zaliczanych do grup

przy∏àczeniowych I—IV.

2. Wniosek o okreÊlenie warunków przy∏àczenia

dla wytwórców powinien zawieraç dane i informacje,

o których mowa w ust. 1, oraz

1) okreÊlenie

a) maksymalnej rocznej iloÊci wytwarzania energii

elektrycznej i iloÊci tej energii dostarczanej do

sieci,

b) mocy zainstalowanej, osiàgalnej, dyspozycyjnej

i pozornej jednostek wytwórczych,

c) zakresu dopuszczalnych zmian obcià˝eƒ jednostek wytwórczych lub ich grup,

d) liczb´ przy∏àczanych jednostek wytwórczych;

5. Do wniosku o okreÊlenie warunków przy∏àczenia nale˝y do∏àczyç

1) dokument potwierdzajàcy tytu∏ prawny wnioskodawcy do korzystania z obiektu, w którym b´dà

u˝ywane przy∏àczane urzàdzenia, instalacje lub

sieci;

2) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny okreÊlajàcy

usytuowanie obiektu, w którym b´dà u˝ywane

przy∏àczane urzàdzenia, instalacje lub sieci, wzgl´dem istniejàcej sieci oraz usytuowanie sàsiednich

obiektów;

3) wyciàg ze sprawozdania z badaƒ jakoÊci energii

elektrycznej wytworzonej przez turbiny wiatrowe,

je˝eli wniosek dotyczy warunków przy∏àczenia

farm wiatrowych;

4) ekspertyz´ wp∏ywu przy∏àczanych urzàdzeƒ, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, wykonanà w zakresie i na warunkach uzgodnionych

z operatorem, na którego obszarze dzia∏ania nastàpi przy∏àczenie, je˝eli wniosek sk∏adajà podmioty zaliczane do I albo II grupy przy∏àczeniowej.

6. Przepisu ust. 5 pkt 4 nie stosuje si´, je˝eli wniosek o okreÊlenie warunków przy∏àczenia sk∏ada

1) wytwórca — dla jednostek wytwórczych o ∏àcznej

mocy zainstalowanej nie wi´kszej ni˝ 2 MW;

2) odbiorca koƒcowy — dla swoich urzàdzeƒ o ∏àcznej mocy przy∏àczeniowej nie wi´kszej ni˝ 5 MW.

§ 8. 1. Warunki przy∏àczenia okreÊlajà w szczególnoÊci

1) miejsce przy∏àczenia;

2) miejsce dostarczania energii elektrycznej;

3) moc przy∏àczeniowà;

4) rodzaj przy∏àcza;

5) zakres niezb´dnych zmian w sieci zwiàzanych

z przy∏àczeniem;

6) dane znamionowe urzàdzeƒ, instalacji i sieci oraz

dopuszczalne graniczne parametry ich pracy;

7) dopuszczalny poziom zmiennoÊci parametrów

technicznych energii elektrycznej;

8) miejsce zainstalowania uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego;

9) wymagania dotyczàce uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego i systemu pomiarowo-rozliczeniowego;

10) rodzaj i usytuowanie zabezpieczenia g∏ównego,

dane znamionowe oraz niezb´dne wymagania

w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i systemowej;

11) dane umo˝liwiajàce okreÊlenie w miejscu przy∏àczenia wartoÊci pràdów

a) zwarç wielofazowych i czasów ich wy∏àczenia,

b) zwarcia doziemnego i czasów ich wy∏àczenia

lub trwania;

12) wymagany stopieƒ skompensowania mocy biernej;

13) wymagania w zakresie

a) dostosowania przy∏àczanych urzàdzeƒ, instalacji lub sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego,

b) przystosowania uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego do systemów zdalnego odczytu danych

pomiarowych,

c) zabezpieczenia sieci przed zak∏óceniami elektrycznymi powodowanymi przez urzàdzenia, instalacje lub sieci wnioskodawcy,

d) wyposa˝enia urzàdzeƒ, instalacji lub sieci, niezb´dnego do wspó∏pracy z siecià, do której ma

nastàpiç przy∏àczenie;

14) mo˝liwoÊci dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od standardowych;

15) dane i informacje dotyczàce sieci niezb´dne w celu doboru systemu ochrony przed pora˝eniami

w instalacji lub sieci podmiotu, którego instalacje

lub sieci b´dà przy∏àczane.

2. Warunki przy∏àczenia wytwórcy jako odbiorcy

mocy i energii czynnej na potrzeby w∏asne powinny

okreÊlaç: wymagania, dane i informacje, o których

Poz. 623

mowa w ust. 1, oraz wymagany stopieƒ skompensowania mocy biernej podczas wprowadzania przez wytwórc´ do sieci wyprodukowanej energii elektrycznej

czynnej.

3. Warunki przy∏àczenia do sieci dystrybucyjnej

oraz zakres i warunki wykonania ekspertyzy, o której

mowa w § 7 ust. 5 pkt 4, wymagajà uzgodnienia z operatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w przypadku

1) urzàdzeƒ, instalacji i sieci nale˝àcych do podmiotów zaliczanych do II grupy przy∏àczeniowej;

2) po∏àczeƒ sieci krajowych i mi´dzynarodowych

o napi´ciu znamionowym 110 kV.

4. Przedsi´biorstwo energetyczne nieb´dàce operatorem, przed wydaniem warunków przy∏àczenia dla

podmiotu zaliczanego do I lub II grupy przy∏àczeniowej, uzgadnia je z operatorem, do którego sieci przedsi´biorstwo to jest przy∏àczone.

5. Operatorzy dokonujà uzgodnieƒ, o których mowa w ust. 3 i 4, w terminie nieprzekraczajàcym 60 dni

od dnia z∏o˝enia dokumentacji dotyczàcej warunków

przy∏àczenia albo warunków po∏àczenia sieci.

6. Warunki przy∏àczenia sà przekazywane wnioskodawcy wraz z projektem umowy o przy∏àczenie do sieci.

7. Warunki przy∏àczenia sà wa˝ne dwa lata od dnia

ich okreÊlenia.

§ 9. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce si´

przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej wydaje warunki przy∏àczenia w terminie

1) 14 dni od dnia z∏o˝enia kompletnego wniosku

przez wnioskodawc´ zaliczonego do IV, V lub

VI grupy przy∏àczeniowej, przy∏àczanego do sieci

o napi´ciu nie wy˝szym ni˝ 1 kV;

2) 30 dni od dnia z∏o˝enia kompletnego wniosku

przez wnioskodawc´ zaliczonego do III lub VI grupy przy∏àczeniowej, przy∏àczanego do sieci o napi´ciu powy˝ej 1 kV;

3) 3 miesi´cy od dnia z∏o˝enia kompletnego wniosku

przez wnioskodawc´ zaliczonego do I lub II grupy

przy∏àczeniowej.

§ 10. 1. Warunki po∏àczenia koordynowanej sieci

110 kV pomi´dzy operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz warunki po∏àczenia

sieci pomi´dzy operatorem systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego a operatorem zagranicznym

okreÊla umowa; warunki te wymagajà uzgodnienia

z operatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego.

2. Warunki po∏àczenia sieci pomi´dzy przedsi´biorstwami energetycznymi zajmujàcymi si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej nieb´dàcymi operatorami okreÊla umowa; warunki te wymagajà uzgodnienia z operatorem lub operatorami prowadzàcymi ruch tych sieci.

3. Uzgodnienia, o których mowa w ust. 1 i 2, sà dokonywane w terminie nieprzekraczajàcym 60 dni od

dnia z∏o˝enia dokumentów dotyczàcych po∏àczenia

sieci, okreÊlonych w umowie.

Rozdzia∏ 3

Sposób prowadzenia obrotu energià elektrycznà

§ 11. Przedsi´biorstwo energetyczne prowadzi obrót energià elektrycznà na warunkach okreÊlonych

w ustawie, koncesji, taryfie i umowie sprzeda˝y energii elektrycznej.

§ 12. W przypadku zmiany sprzedawcy przez odbiorc´ koƒcowego

1) nowy sprzedawca informuje poprzedniego sprzedawc´ i przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce

si´ dystrybucjà energii elektrycznej o dniu rozpocz´cia przez niego sprzeda˝y energii elektrycznej

oraz wskazuje miejsce przekazywania danych pomiarowych, nie póêniej ni˝ przed dniem rozpocz´cia sprzeda˝y tej energii;

2) zmiana tego sprzedawcy nast´puje w ostatnim

dniu okresu rozliczeniowego lub w ka˝dy inny

dzieƒ okreÊlony w umowie sprzeda˝y energii elektrycznej, w którym dokonany zostanie odczyt uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych oraz nastàpi rozpocz´cie dostarczania energii elektrycznej przez

nowego sprzedawc´.

Rozdzia∏ 4

Warunki Êwiadczenia us∏ug przesy∏ania,

dystrybucji energii elektrycznej, prowadzenia

ruchu sieciowego, eksploatacji sieci

oraz korzystania z systemu elektroenergetycznego

i po∏àczeƒ mi´dzysystemowych

§ 13. 1. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce

si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej

Êwiadczy us∏ugi przesy∏ania lub dystrybucji tej energii

na warunkach okreÊlonych w koncesji, w taryfie,

w umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej lub w umowie kompleksowej oraz w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1

ustawy.

2. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce si´

przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej zawiera z odbiorcà przy∏àczonym do jego sieci umow´

o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej przed rozwiàzaniem umowy kompleksowej.

3. Us∏uga przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej obejmujàca korzystanie z krajowego systemu

elektroenergetycznego polega na utrzymywaniu

1) ciàg∏oÊci dostarczania i odbioru energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym

oraz niezawodnoÊci jej dostarczania;

2) parametrów jakoÊciowych energii elektrycznej.

Poz. 623

4. Przedsi´biorstwo energetyczne Êwiadczàce us∏ug´ przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej

1) dostarcza energi´ elektrycznà zgodnie z obowiàzujàcymi parametrami jakoÊciowymi, o których

mowa w § 38, i na warunkach okreÊlonych w umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej albo na podstawie umowy

kompleksowej;

2) instaluje, na w∏asny koszt, uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy w miejscu przygotowanym przez odbiorc´ oraz system pomiarowo-rozliczeniowy,

w przypadku podmiotów zaliczonych do grup

przy∏àczeniowych IV—VI, zasilanych z sieci o napi´ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝ 1 kV, z wy∏àczeniem wytwórców;

3) powiadamia odbiorców o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej w formie, o której mowa w § 42 pkt 4;

4) niezw∏ocznie przyst´puje do likwidacji awarii i usuwania zak∏óceƒ w dostarczaniu energii elektrycznej;

5) przekazuje dane pomiarowe odbiorcy, sprzedawcy oraz podmiotowi, o którym mowa w § 14, odpowiedzialnemu za rozliczanie niezbilansowania

energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu;

6) umo˝liwia wglàd do wskazaƒ uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego oraz dokumentów stanowiàcych

podstaw´ do rozliczeƒ za dostarczonà energi´

elektrycznà, a tak˝e do wyników kontroli prawid∏owoÊci wskazaƒ tych uk∏adów.

5. Przedsi´biorstwo energetyczne

us∏ug´ dystrybucji energii elektrycznej

Êwiadczàce

1) opracowuje, aktualizuje i udost´pnia odbiorcom ich

standardowe profile zu˝ycia energii elektrycznej;

2) opracowuje i wdra˝a procedury zmiany sprzedawcy.

§ 14. Odbiorca, wytwórca lub podmiot przez niego

upowa˝niony, zawierajàc umow´ o Êwiadczenie us∏ug

przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej, powinien okreÊliç w tej umowie podmiot odpowiedzialny

za rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej

dostarczonej i pobranej z systemu.

§ 15. 1. OkreÊlone w umowie, o której mowa w art. 5

ust. 2 pkt 2 ustawy, postanowienia dotyczàce iloÊci przesy∏anej energii elektrycznej powinny uwzgl´dniaç

1) sposób okreÊlania i rozliczania niezbilansowanej

energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu

a) na podstawie informacji o nabytej lub sprzedanej energii elektrycznej, przedstawiajàcych

zbiór danych okreÊlajàcy iloÊci energii elektrycznej — oddzielnie dla poszczególnych okresów

rozliczeniowych albo

b) wed∏ug standardowego profilu zu˝ycia energii

elektrycznej oraz rzeczywiÊcie pobranej energii

elektrycznej;

2) sposób zg∏aszania informacji o umowach sprzeda˝y energii elektrycznej;

3) w przypadku gdy umowa ta jest zawierana

a) z wytwórcà — obowiàzki stron wynikajàce z realizacji us∏ugi przesy∏ania lub dystrybucji energii

elektrycznej w zakresie, o którym mowa w § 13

ust. 3,

b) pomi´dzy operatorem a przedsi´biorstwem

energetycznym posiadajàcym koncesj´ na przesy∏anie lub dystrybucj´ energii elektrycznej nieb´dàcym operatorem — warunki Êwiadczenia

us∏ugi przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej dla odbiorców przy∏àczonych do sieci

tego przedsi´biorstwa, w zakresie, o którym

mowa w § 13 ust. 3,

c) pomi´dzy operatorem systemu przesy∏owego

a operatorem systemu dystrybucyjnego — warunki Êwiadczenia us∏ug przesy∏ania energii

elektrycznej dla odbiorców znajdujàcych si´ na

obszarze dzia∏ania operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, w zakresie,

o którym mowa w § 13 ust. 3,

d) pomi´dzy operatorem a wytwórcà — zasady

korzystania, w zakresie niezb´dnym, przez operatora z sieci, instalacji i urzàdzeƒ nale˝àcych do

wytwórcy oraz miejsca rozgraniczania w∏asnoÊci tych urzàdzeƒ.

2. Rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu prowadzi si´ dla

odbiorców zaliczanych do grupy przy∏àczeniowej

1) I—IV — na podstawie informacji, o których mowa

w ust. 1 pkt 1 lit. a;

2) V — na podstawie informacji, o których mowa

w ust. 1 pkt 1 lit. b;

3) V — gdy odbiorca posiada urzàdzenia pomiarowo-rozliczeniowe umo˝liwiajàce rejestracj´ danych

z wykorzystaniem uk∏adów do transmisji danych,

zgodnym z systemem akwizycji i przetwarzania

danych stosowanym przez operatora systemu

dystrybucyjnego elektroenergetycznego, do którego sieci jest przy∏àczony odbiorca, lub innego sposobu przekazywania danych pomiarowych, w tym

okresowych odczytów, okreÊlonego w umowie

o Êwiadczenie us∏ug dystrybucji energii elektrycznej — na podstawie informacji, o których mowa

w ust. 1 pkt 1 lit. a;

4) VI — na podstawie informacji, o których mowa

w ust. 1 pkt 1 lit. a, z wyjàtkiem odbiorców przy∏àczonych do sieci o napi´ciu znamionowym nie

wy˝szym ni˝ 1 kV, nieposiadajàcych urzàdzeƒ pomiarowo-rozliczeniowych umo˝liwiajàcych rejestracj´ danych, którzy sà rozliczani na podstawie

informacji, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lit. b.

§ 16. Ruch sieciowy i eksploatacja sieci powinny

odbywaç si´ zgodnie z instrukcjà, o której mowa

w art. 9g ust. 1 ustawy, opracowanà i udost´pnianà

przez w∏aÊciwego operatora.

Poz. 623

§ 17. Plany remontów i wy∏àczeƒ z ruchu urzàdzeƒ,

instalacji i sieci w zakresie, w jakim majà wp∏yw na

ruch i eksploatacj´ sieci, do której sà przy∏àczone, wymagajà uzgodnienia z operatorem prowadzàcym ruch

i eksploatacj´ tej sieci.

§ 18. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego zapewnia dost´p do po∏àczeƒ mi´dzysystemowych, w zakresie posiadanych zdolnoÊci przesy∏owych, na warunkach uzgodnionych z operatorami systemów przesy∏owych krajów sàsiadujàcych z terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, z wykorzystaniem mechanizmu udost´pniania zdolnoÊci przesy∏owych spe∏niajàcego wymagania niedyskryminacji i przejrzystoÊci.

Rozdzia∏ 5

Zakres, warunki i sposób bilansowania systemu

elektroenergetycznego oraz prowadzenia

z u˝ytkownikami tego systemu rozliczeƒ

wynikajàcych z niezbilansowania energii

elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu

§ 19. 1. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego, bilansujàc system elektroenergetyczny, bierze pod uwag´ zrównowa˝enie zapotrzebowania na energi´ elektrycznà i jej wytwarzanie, ograniczenia sieciowe dostarczania energii elektrycznej, parametry techniczne jednostek wytwórczych oraz z∏o˝one oferty bilansujàce.

2. Oferty bilansujàce przekazywane operatorowi

systemu przesy∏owego elektroenergetycznego przez

wytwórców posiadajàcych jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD) dotyczà ka˝dej godziny

doby, na którà jest przygotowywany plan pracy tego

systemu.

§ 20. 1. Rozliczenia wynikajàce z niezbilansowania

energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu

sà realizowane przez

1) operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w sieci przesy∏owej elektroenergetycznej

oraz

2) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej.

2. Dla prowadzenia rozliczeƒ, o których mowa

w ust. 1, miejscem dostarczenia energii elektrycznej

mo˝e byç fizyczny punkt przy∏àczenia wyposa˝ony

w uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy lub suma tych

punktów.

3. Rozliczenia wynikajàce z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu dla

ka˝dego miejsca jej dostarczania dokonuje jeden podmiot odpowiedzialny za rozliczanie niezbilansowania

energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu.

4. Podmiot odpowiedzialny za rozliczanie niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu przekazuje operatorowi systemu prze-

sy∏owego elektroenergetycznego informacje o umowach sprzeda˝y energii elektrycznej oraz iloÊci energii

elektrycznej rzeczywiÊcie dostarczonej i pobranej z tego systemu.

§ 21. 1. Rozliczenia wynikajàce z niezbilansowania

energii elektrycznej dostarczanej i pobranej z systemu

dokonuje si´ na podstawie

1) przekazanych informacji o umowach sprzeda˝y

energii elektrycznej;

2) zmierzonych iloÊci energii elektrycznej rzeczywiÊcie wytworzonej lub pobranej z systemu przesy∏owego elektroenergetycznego;

3) informacji o wykorzystaniu ofert bilansujàcych.

2. W przypadku gdy bilansowania systemu dokonuje operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego, w rozliczeniach wynikajàcych z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej i pobranej

z systemu cen´ za t´ energi´ ustala si´ jako

1) sum´ ceny swobodnego bilansowania i sk∏adnika

bilansujàcego — w przypadku energii elektrycznej

pobranej z systemu przesy∏owego elektroenergetycznego;

2) ró˝nic´ mi´dzy cenà swobodnego bilansowania

a sk∏adnikiem bilansujàcym — w przypadku energii elektrycznej dostarczonej do systemu przesy∏owego elektroenergetycznego.

3. Cen´ swobodnego bilansowania, o której mowa

w ust. 2, okreÊla si´ jako cen´ kraƒcowà wyznaczonà

dla ka˝dej godziny doby na podstawie ofert bilansujàcych dla swobodnego bilansowania.

4. WartoÊç sk∏adnika bilansujàcego, o którym mowa w ust. 2, okreÊla si´ na podstawie rzeczywistych

kosztów równowa˝enia zapotrzebowania na energi´

elektrycznà i wytwarzania tej energii przez operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego,

uwzgl´dniajàc prognozowany przez wytwórc´ koszt

zakupu rezerwy godzinowej i odtworzeniowej w przeliczeniu na prognozowanà wielkoÊç energii elektrycznej niezb´dnej do zbilansowania, bez uwzgl´dnienia

kosztów wynikajàcych z technicznych ograniczeƒ przesy∏ania energii elektrycznej.

Poz. 623

§ 22. 1. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego umo˝liwia tworzenie jednostek grafikowych dla êróde∏ lub grup êróde∏ energii elektrycznej

wykorzystujàcych energi´ wiatru i prowadzi rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej

i pobranej z systemu dla wszystkich tych jednostek.

2. Mechanizm bilansowania, w zakresie bilansowania êróde∏ energii elektrycznej wykorzystujàcych

energi´ wiatru, umo˝liwia korekt´ planowanej iloÊci

energii elektrycznej dostarczanej do sieci, nie póêniej

ni˝ na 2 godziny przed godzinowym okresem jej wytworzenia.

§ 23. 1. Bilansowanie systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego polega na bilansowaniu mocy

czynnej i biernej z uwzgl´dnieniem warunków technicznych pracy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej i jej wspó∏pracy z siecià przesy∏owà elektroenergetycznà.

2. Tworzàc obszar dla systemu dystrybucyjnego,

w którym realizuje si´ bilansowanie, o którym mowa

w ust. 1, dokonuje si´ zmiany konfiguracji sieci dystrybucyjnych elektroenergetycznych w zakresie niezb´dnym dla prawid∏owego funkcjonowania tego obszaru

i realizacji bilansowania systemu.

3. Obszar bilansowania, o którym mowa w ust. 2,

jest zarzàdzany przez operatora tego obszaru z uwzgl´dnieniem

1) zbilansowania zapotrzebowania i wytwarzania

mocy czynnej i biernej;

2) parametrów jakoÊciowych energii elektrycznej,

o których mowa w § 38;

3) technicznych warunków wspó∏pracy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej z siecià przesy∏owà

elektroenergetycznà.

4. Do rozliczenia niezbilansowania energii elektrycznej w obszarze bilansowania, o którym mowa w ust. 2,

stosuje si´ przepisy § 19 i 20 oraz § 21 ust. 1—3 i 5.

Rozdzia∏ 6

Zakres, warunki i sposób zarzàdzania

ograniczeniami systemowymi

5. W przypadku gdy praca jednostki wytwórczej

centralnie dysponowanej (JWCD) wynika z ograniczeƒ

sieciowych lub jest wykonywana na polecenie operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego,

do rozliczeƒ wytworzonej przez nià energii elektrycznej stosuje si´ ceny w wysokoÊci okreÊlonej w umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania energii elektrycznej, uwzgl´dniajàc aktualny stan gotowoÊci do pracy

tej jednostki oraz czas jej pracy po jej uruchomieniu.

§ 24. 1. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego, identyfikujàc ograniczenia systemowe wyst´pujàce w sieci przesy∏owej elektroenergetycznej oraz koordynowanej sieci 110 kV w zakresie

dostarczania energii elektrycznej, wykonuje analizy

systemowe, z uwzgl´dnieniem wymagaƒ dotyczàcych

parametrów jakoÊciowych energii elektrycznej i niezawodnoÊci pracy sieci. Na podstawie wykonanych analiz systemowych

6. W zakresie energii elektrycznej wytworzonej

w jednostkach wytwórczych centralnie dysponowanych

(JWCD) rozliczenia, o których mowa w ust. 1, dokonuje

si´ na podstawie cen swobodnego bilansowania, z wy∏àczeniem przypadku, o którym mowa w ust. 2 i 5.

1) sporzàdza informacje o minimalnej wymaganej

i maksymalnie mo˝liwej generacji w poszczególnych w´z∏ach sieci lub grupach tych w´z∏ów. Informacje te udost´pnia podmiotom, których dotyczà

ograniczenia systemowe;

2) okreÊla i podaje do publicznej wiadomoÊci ograniczenia systemowe w postaci technicznych zdolnoÊci wymiany energii elektrycznej w liniach wymiany mi´dzysystemowej.

2. Identyfikacji ograniczeƒ systemowych, o których mowa w ust. 1, dokonuje si´ ka˝dego dnia oraz

w okresach miesi´cznym i rocznym.

3. Zg∏oszenia umów sprzeda˝y dla jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) uwzgl´dniajà ograniczenia systemowe dostarczania energii

elektrycznej, w tym

1) okreÊlone przez wytwórc´ ograniczenia wynikajàce z technicznych parametrów pracy jednostek

wytwórczych oraz warunków pracy elektrowni;

2) okreÊlone przez operatora systemu przesy∏owego,

z co najmniej miesi´cznym wyprzedzeniem, ograniczenia w zakresie maksymalnych mo˝liwoÊci generacji w poszczególnych w´z∏ach lub grupach

w´z∏ów sieciowych, wynikajàce z warunków technicznych pracy sieci elektroenergetycznej;

3) okreÊlone przez operatora systemu przesy∏owego,

w dobie n-2, ograniczenia w zakresie minimalnych

i maksymalnych mo˝liwoÊci generacji w poszczególnych w´z∏ach lub grupach w´z∏ów sieciowych,

wynikajàce z warunków technicznych pracy sieci

elektroenergetycznej, przy czym do ograniczeƒ

tych stosuje si´ wytwórca tylko w takim zakresie,

na jaki pozwala sumaryczna iloÊç energii w zg∏oszonych umowach sprzeda˝y dla jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) dla

danego podmiotu odpowiedzialnego za rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu;

4) zakres udost´pnionej operatorowi systemu przesy∏owego rezerwy okreÊlony zgodnie z § 27 ust.1.

Poz. 623

zawarte w rocznym planie koordynacyjnym, a w razie

potrzeby uaktualniajà je w okresach miesi´cznych.

2. Plany, o których mowa w ust. 1, zawierajà wykaz

ograniczeƒ sieciowych wraz z przyczynami ich wyst´powania.

§ 26. 1. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego na dwa dni przed dniem dostarczenia

energii elektrycznej odbiorcom przy∏àczonym do jego

sieci, nie póêniej jednak ni˝ do godziny 800, podaje do

publicznej wiadomoÊci informacje o stanie systemu

przesy∏owego elektroenergetycznego dotyczàce

1) prognozowanego zapotrzebowania na energi´

elektrycznà w krajowym systemie elektroenergetycznym;

2) prognozowanego wytwarzania energii elektrycznej

przez poszczególne grupy wytwórców tej energii;

3) prognozowanej mocy dyspozycyjnej w krajowym

systemie elektroenergetycznym;

4) przewidywanej wymiany mi´dzysystemowej;

5) planowanych remontów i odstawieƒ jednostek

wytwórczych;

6) prognozowanych ograniczeƒ w przesy∏aniu energii elektrycznej oraz w´z∏ów, których te ograniczenia dotyczà, wraz ze wskazaniem mocy oraz liczby

jednostek wytwórczych niezb´dnych do pracy;

7) planowanych wielkoÊci rezerw mocy.

2. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w dniu poprzedzajàcym dzieƒ dostarczenia

energii elektrycznej odbiorcom przy∏àczonym do jego

sieci, nie póêniej ni˝ do godziny 1600, podaje do publicznej wiadomoÊci informacje o stanie systemu

przesy∏owego elektroenergetycznego dotyczàce

4. Programy obcià˝enia sk∏adane dla jednostek

wytwórczych centralnie koordynowanych (JWCK)

uwzgl´dniajà ograniczenia systemowe dostarczania

energii elektrycznej, w tym okreÊlone przez

1) prognozowanego wytwarzania energii elektrycznej przez

1) wytwórc´ ograniczenia wynikajàce z technicznych

parametrów pracy jednostek wytwórczych oraz

warunków pracy elektrowni;

b) jednostki wytwórcze, dla których operator ten

przygotowuje plany ich pracy;

2) operatora systemu przesy∏owego, z co najmniej

miesi´cznym wyprzedzeniem, ograniczenia w zakresie maksymalnych mo˝liwoÊci generacji w poszczególnych w´z∏ach lub grupach w´z∏ów sieciowych, wynikajàce z warunków technicznych pracy

sieci elektroenergetycznej.

5. Ograniczenia wynikajàce z technicznych parametrów pracy jednostek wytwórczych usuwane sà

przez wytwórców.

§ 25. 1. Operatorzy systemu przesy∏owego elektroenergetycznego i systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego podajà do publicznej wiadomoÊci informacje o technicznych warunkach pracy tych sieci,

a) poszczególne grupy wytwórców,

2) zaktualizowanej prognozy zapotrzebowania na

energi´ elektrycznà;

3) wytwórców, których jednostki wytwórcze sà planowane do Êwiadczenia us∏ug rezerw mocy;

4) prognozowanych cen rozliczeniowych bilansowania systemu, w poszczególnych godzinach doby

oraz ich wielkoÊci podczas wzrostu i spadku zapotrzebowania na energi´ elektrycznà o 5 %.

3. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego nie póêniej ni˝ w okresie dwóch dni nast´pujàcych po dniu, w którym dostarczono energi´

elektrycznà, podaje do publicznej wiadomoÊci informacje o stanie systemu przesy∏owego elektroenerge-

tycznego w dniu dostarczania energii elektrycznej dotyczàce

1) zapotrzebowania na energi´ elektrycznà w krajowym systemie elektroenergetycznym;

2) wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne grupy wytwórców tej energii;

3) mocy dyspozycyjnej w krajowym systemie elektroenergetycznym;

4) wymiany mi´dzysystemowej;

5) wyst´pujàcych ograniczeƒ w przesy∏aniu energii

elektrycznej oraz w´z∏ów, których te ograniczenia

dotyczà, wraz ze wskazaniem mocy oraz liczby jednostek wytwórczych niezb´dnych do pracy;

6) cen bilansowania systemu.

§ 27. 1. Obowiàzek, o którym mowa w art. 9c ust. 2

pkt 8 ustawy, operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego realizuje, w szczególnoÊci dokonujàc

zakupu rezerw mocy: sekundowej w ramach regulacji

pierwotnej i minutowej w ramach regulacji wtórnej.

2. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego zawiera z wytwórcà posiadajàcym jednostk´

wytwórczà centralnie dysponowanà (JWCD) umow´

dotyczàcà wykorzystania rezerw mocy sekundowej

i minutowej.

3. O planowanym wykorzystaniu jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) do regulacji pierwotnej lub wtórnej operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego informuje wytwórc´

i podmioty odpowiedzialne za rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej i pobranej

z systemu, z dwudniowym wyprzedzeniem.

4. Dobór jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) wykorzystywanych do regulacji

pierwotnej lub wtórnej odbywa si´ na podstawie rankingu cenowego ofert.

5. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego uzyskuje wymagany poziom ca∏kowitej operacyjnej rezerwy mocy, korzystajàc z ofert bilansujàcych.

§ 28. 1. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego, zarzàdzajàc ograniczeniami systemowymi, mo˝e na postawie umowy wykorzystaç energi´

elektrycznà pochodzàcà z pracy interwencyjnej elektrowni pompowo-szczytowej lub gazowej w przypadkach uzasadnionych warunkami technicznymi pracy

krajowego systemu elektroenergetycznego.

2. Umow´, o której mowa w ust. 1, operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego zawiera

z wytwórcà, którego jednostki wytwórcze sà przewidziane do pracy interwencyjnej. Umowa ta powinna

okreÊlaç warunki korzystania z pracy interwencyjnej

elektrowni szczytowo-pompowej lub gazowej, wysokoÊç op∏aty za czas jej gotowoÊci do tej pracy oraz za-

Poz. 623

sady rozliczeƒ za energi´ elektrycznà w zwiàzku z poleconà przez operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego pracà interwencyjnà tej elektrowni.

3. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego zawiera z wytwórcà, którego jednostki wytwórcze sà zdolne do uruchomienia bez zasilania z zewnàtrz, umow´ o Êwiadczenie us∏ugi odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego. Umowa ta powinna okreÊlaç warunki korzystania z us∏ugi odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego, wysokoÊç op∏aty za czas gotowoÊci do Êwiadczenia tej us∏ugi oraz zasady rozliczeƒ za energi´ elektrycznà wytworzonà w zwiàzku z poleconà przez operatora systemu

przesy∏owego elektroenergetycznego pracà.

Rozdzia∏ 7

Sposób koordynacji planowania rozwoju systemu

elektroenergetycznego

§ 29. 1. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego wspó∏pracuje z operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz

wytwórcami i odbiorcami koƒcowymi, których urzàdzenia, instalacje lub sieci sà przy∏àczone do sieci

przesy∏owej elektroenergetycznej, w celu koordynacji

planowania rozwoju tej sieci i sieci 110 kV.

2. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego wspó∏pracuje z innymi operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz pozosta∏ymi przedsi´biorstwami energetycznymi i odbiorcami koƒcowymi, których urzàdzenia, instalacje

lub sieci sà przy∏àczone do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, w celu koordynacji planowania rozwoju tej sieci.

§ 30. 1. W celu skoordynowania rozwoju systemów elektroenergetycznych oraz opracowania przez

przedsi´biorstwa energetyczne zajmujàce si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej planów

rozwoju tych systemów operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz wytwórcy i odbiorcy koƒcowi, których urzàdzenia, instalacje lub sieci sà przy∏àczone do sieci przesy∏owej elektroenergetycznej, przekazujà

1) do operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego dane i informacje niezb´dne do opracowania przez niego planu rozwoju oraz skoordynowania rozwoju sieci przesy∏owej elektroenergetycznej i sieci 110 kV;

2) w∏aÊciwemu operatorowi systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego dane i informacje niezb´dne do opracowania przez niego planu rozwoju oraz skoordynowania rozwoju sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej.

2. W celu skoordynowania rozwoju systemów

elektroenergetycznych oraz opracowania planów rozwoju przez przedsi´biorstwa energetyczne zajmujàce

si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej

operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych uzgadniajà z operatorem systemu przesy∏o-

wego elektroenergetycznego plan przedsi´wzi´ç inwestycyjnych

1) w sieci 110 kV, które wymagajà skoordynowanych

dzia∏aƒ inwestycyjnych w sieci przesy∏owej elektroenergetycznej i sieci 110 kV;

2) wymagajàcych skoordynowanych dzia∏aƒ inwestycyjnych w sieciach dystrybucyjnych elektroenergetycznych.

§ 31. 1. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsi´biorstwo energetyczne

nieb´dàce operatorem oraz odbiorcy koƒcowi, których urzàdzenia, instalacje i sieci sà przy∏àczone do

sieci operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego, przesy∏ajà w∏aÊciwemu operatorowi niezb´dne informacje i dane do opracowania planów rozwoju i koordynowania rozwoju sieci przesy∏owej i dystrybucyjnej elektroenergetycznej dotyczàce

1) mocy i energii elektrycznej — w zakresie ich zu˝ycia i zapotrzebowania na nie;

2) przedsi´wzi´ç — w zakresie zarzàdzania popytem

na energi´ elektrycznà;

3) charakterystyk

a) stacji i linii elektroenergetycznych,

b) jednostek wytwórczych.

2. Dane i informacje, o których mowa w ust. 1, dotyczà stanu istniejàcego i prognozowanego.

Poz. 623

b) funkcjonowania systemów transmisji danych

dla koordynowanej sieci 110 kV i wymagaƒ

technicznych dla tych systemów,

c) stosowania uk∏adów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i automatyki systemowej dla koordynowanej sieci 110 kV i jednostek wytwórczych przy∏àczonych do tej sieci.

§ 33. Operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych wspó∏pracujà z operatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w celu okreÊlenia

1) uk∏adów pracy sieci dystrybucyjnej oraz wspó∏pracy w zakresie planowania i prowadzenia ruchu tej

sieci;

2) planów

a) technicznych w zakresie mo˝liwoÊci pokrycia

zapotrzebowania na energi´ elektrycznà w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym

oraz realizacji zawartych umów sprzeda˝y energii elektrycznej,

b) zapobiegania awariom i zagro˝eniom bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego,

c) usuwania awarii lub zagro˝eƒ w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym oraz planów

odbudowy systemu elektroenergetycznego,

d) rozwoju sieci oraz planów, o których mowa

w art. 16 ust. 1 ustawy;

Rozdzia∏ 8

3) zakresu i sposobu przekazywania danych o sieci;

Warunki wspó∏pracy pomi´dzy operatorami

systemów elektroenergetycznych,

w tym z innymi przedsi´biorstwami

energetycznymi, w zakresie prowadzenia

ruchu sieciowego, zarzàdzania przep∏ywami

i dysponowania mocà jednostek wytwórczych

oraz post´powania w sytuacjach awaryjnych

4) sposobów stosowania uk∏adów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.

§ 32. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego wspó∏pracuje z operatorami systemów

dystrybucyjnych elektroenergetycznych w zakresie

1) uk∏adu pracy sieci koordynowanej 110 kV w zakresie planowania i prowadzenia ruchu w tej sieci;

2) planowania technicznych mo˝liwoÊci pokrycia zapotrzebowania na energi´ elektrycznà w systemie

elektroenergetycznym;

3) opracowywania planów zapobiegania i usuwania

awarii lub zagro˝eƒ bezpiecznej pracy systemu

elektroenergetycznego oraz planów odbudowy tego systemu;

4) planowania rozwoju sieci oraz sporzàdzania planów

rozwoju, o których mowa w art. 16 ust. 1 ustawy;

5) sposobu

a) planowania i dysponowania mocà jednostek

wytwórczych przy∏àczonych do koordynowanej

sieci 110 kV, a tak˝e koordynacji likwidowania

awarii w tej sieci,

§ 34. Wspó∏praca operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego z wytwórcami w zakresie

posiadanych przez nich jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) oraz, za poÊrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z pozosta∏ymi wytwórcami, których

jednostki wytwórcze sà przy∏àczone do koordynowanej sieci 110 kV w zakresie niezb´dnym dla bezpiecznego funkcjonowania tego systemu i zapewnienia

mocy êróde∏ energii elektrycznej, polega na okreÊleniu

1) wymagaƒ

a) technicznych dla jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy,

b) dotyczàcych wytwarzania energii elektrycznej

w zwiàzku z ograniczeniami sieciowymi;

2) sposobu

a) zg∏aszania nowych lub zmienionych parametrów technicznych jednostek wytwórczych,

o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy,

b) uzgadniania planowych postojów zwiàzanych

z remontem jednostek wytwórczych, o których

mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy, oraz zg∏aszania ubytków mocy,

c) wspó∏pracy w zakresie opracowywania planów

zapobiegania i usuwania awarii oraz zagro˝eƒ

bezpiecznej pracy systemu przesy∏owego elektroenergetycznego obejmujàcego sieç 400 kV,

220 kV i 110 kV, a tak˝e sporzàdzania projektów

odbudowy tego systemu,

d) funkcjonowania systemów transmisji danych

dla sieci przesy∏owej elektroenergetycznej i koordynowanej sieci 110 kV oraz wymagaƒ technicznych dla tych systemów;

3) zasad

a) dysponowania mocà jednostek wytwórczych,

o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy,

b) synchronizacji i odstawiania jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6

ustawy;

4) zakresu i sposobu przekazywania danych o sieci

przesy∏owej elektroenergetycznej i urzàdzeniach

wytwórcy.

§ 35. 1. Operatorzy systemu elektroenergetycznego opracowujà i aktualizujà

1) plany dzia∏ania majàce zastosowanie w przypadku

wystàpienia awarii w krajowym systemie elektroenergetycznym;

2) procedury post´powania s∏u˝b dyspozytorskich

w przypadku zagro˝enia wystàpienia lub wystàpienia awarii w krajowym systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po wystàpieniu tej awarii.

2. Procedury, o których mowa w ust. 1 pkt 2, powinny okreÊlaç w szczególnoÊci

1) podzia∏ kompetencji pomi´dzy poszczególnymi

s∏u˝bami dyspozytorskimi;

2) rodzaje dzia∏aƒ ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach wyst´powania awarii w krajowym systemie elektroenergetycznym i odbudowy tego systemu lub jego cz´Êci po wystàpieniu

tej awarii;

3) sposób zbierania danych technicznych niezb´dnych do odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego lub jego cz´Êci po wystàpieniu

awarii w krajowym systemie elektroenergetycznym;

4) sposób wprowadzania okresowych ograniczeƒ dopuszczalnych obcià˝eƒ mocà czynnà pracujàcych

jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD);

5) koniecznoÊç za∏àczania, przez przedsi´biorstwa

energetyczne zajmujàce si´ dystrybucjà energii

elektrycznej, uk∏adów do kompensacji mocy biernej i dotrzymywania wartoÊci tg ϕ;

6) sposób zapewnienia dyspozycyjnoÊci niezb´dnych

jednostek wytwórczych nieb´dàcych jednostkami

Poz. 623

wytwórczymi centralnie dysponowanymi (JWCD),

przy∏àczonych do sieci 110 kV, stosownie do zidentyfikowanych zagro˝eƒ, o których mowa w ust. 1

pkt 2;

7) mo˝liwoÊci techniczne wy∏àczenia urzàdzeƒ nale˝àcych do odbiorców w celu ograniczenia awarii

w krajowym systemie elektroenergetycznym.

3. Procedury, o których mowa w ust. 1 pkt 2, opracowane przez operatora systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego podlegajà uzgodnieniu z operatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego. Uzgodnieniom podlegajà tak˝e aktualizacje tych

procedur.

4. Procedury post´powania w przypadku wystàpienia zagro˝enia lub awarii w krajowym systemie

elektroenergetycznym lub jego cz´Êci powinni opracowaç i je aktualizowaç

1) wytwórcy — w zakresie wynikajàcym z opracowanych przez operatorów planów zapobiegania

i usuwania awarii oraz zapewnienia gotowoÊci

swoich urzàdzeƒ do udzia∏u w odbudowie systemu elektroenergetycznego;

2) odbiorcy koƒcowi przy∏àczeni do sieci o napi´ciu

znamionowym wy˝szym ni˝ 110 kV;

3) odbiorcy nieb´dàcy odbiorcami koƒcowymi, je˝eli

uczestniczà w odbudowie krajowego systemu

elektroenergetycznego lub jego cz´Êci, po wystàpieniu awarii w tym systemie.

5. Procedury, o których mowa w ust. 4, uzgadnia

si´ z operatorem

1) systemu przesy∏owego elektroenergetycznego —

w przypadku wytwórców, których urzàdzenia sà

przy∏àczone do sieci przesy∏owej elektroenergetycznej, i odbiorców, o których mowa w ust. 4 pkt 2;

2) systemu przesy∏owego i dystrybucyjnego elektroenergetycznego — w przypadku wytwórców, których urzàdzenia sà przy∏àczone do koordynowanej

sieci 110 kV, i odbiorców, o których mowa w ust. 4

pkt 3, których urzàdzenia lub instalacje sà przy∏àczone do sieci koordynowanej 110 kV; uzgodnieƒ

z operatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego dokonuje operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w∏aÊciwy dla miejsca przy∏àczenia do sieci urzàdzeƒ lub instalacji

danego odbiorcy;

3) systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego

— w przypadku wytwórców i odbiorców, o których

mowa w ust. 4 pkt 3.

6. W przypadku wystàpienia awarii lub zagro˝eƒ,

o których mowa w ust. 1, oraz stanu zagro˝enia bezpieczeƒstwa systemu elektroenergetycznego operator

mo˝e dokonaç awaryjnych wy∏àczeƒ urzàdzeƒ, instalacji i sieci, w trybie okreÊlonym w instrukcji, o której

mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, niezale˝nie od czasu

trwania przerw lub wy∏àczeƒ awaryjnych, o których

mowa w § 40 ust. 1 i 2.

§ 36. 1. W celu zapewnienia prawid∏owego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz niezawodnej pracy tego systemu podmioty, których urzàdzenia lub instalacje sà przy∏àczone do sieci

1) utrzymujà nale˝àce do nich sieci i wewn´trzne instalacje zasilajàce i odbiorcze w nale˝ytym stanie

technicznym;

2) dostosowujà swoje instalacje do zmienionych warunków funkcjonowania sieci, o których zostali powiadomieni zgodnie z § 42 pkt 5;

3) niezw∏ocznie informujà w∏aÊciwe przedsi´biorstwo energetyczne o zauwa˝onych wadach lub

usterkach w pracy sieci i w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych o powsta∏ych przerwach w dostarczaniu energii elektrycznej lub niew∏aÊciwych

jej parametrach.

2. W zakresie automatyki samoczynnego cz´stotliwoÊciowego odcià˝ania SCO oraz automatyki samoczynnego napi´ciowego odcià˝ania SNO

1) urzàdzenia i instalacje odbiorców przy∏àczonych

do sieci o napi´ciu znamionowym 6 kV lub wy˝szym powinny mieç zainstalowanà automatyk´

samoczynnego cz´stotliwoÊciowego odcià˝ania

SCO i automatyk´ samoczynnego napi´ciowego

odcià˝ania SNO, dzia∏ajàce zgodnie z zasadami

i standardami okreÊlonymi przez operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy;

2) odbiorcy przekazujà do w∏aÊciwego operatora systemu elektroenergetycznego informacje o zainstalowanej automatyce samoczynnego cz´stotliwoÊciowego odcià˝ania SCO i automatyce samoczynnego napi´ciowego odcià˝ania SNO;

3) operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w odniesieniu do odbiorców przy∏àczonych bezpoÊrednio do sieci przesy∏owej elektroenergetycznej oraz operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w odniesieniu do odbiorców przy∏àczonych do sieci dystrybucyjnej

elektroenergetycznej o napi´ciu znamionowym od

6 kV do 110 kV mogà dokonaç kontroli stanu realizacji wymagaƒ dotyczàcych automatyki samoczynnego cz´stotliwoÊciowego odcià˝ania SCO

i automatyki samoczynnego napi´ciowego odcià˝ania SNO;

4) operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w odniesieniu do odbiorców przy∏àczonych bezpoÊrednio do sieci przesy∏owej elektroenergetycznej oraz operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w odniesieniu do

odbiorców przy∏àczonych do sieci dystrybucyjnej

elektroenergetycznej o napi´ciu znamionowym

od 6 kV do 110 kV opracowujà plany wy∏àczeƒ za

pomocà automatyki samoczynnego cz´stotliwoÊciowego odcià˝ania SCO i automatyki samoczynnego napi´ciowego odcià˝ania SNO. Automatyka

samoczynnego cz´stotliwoÊciowego odcià˝ania

Poz. 623

SCO i automatyka samoczynnego napi´ciowego

odcià˝ania SNO powinny dzia∏aç zgodnie z zasadami i standardami okreÊlonymi przez operatora

systemu przesy∏owego elektroenergetycznego

w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1

ustawy.

Rozdzia∏ 9

Zakres i sposób przekazywania odbiorcom

przez sprzedawc´ informacji o strukturze paliw

zu˝ywanych do wytwarzania energii elektrycznej

sprzedanej przez sprzedawc´ w poprzednim roku

§ 37. 1. Sprzedawca energii elektrycznej przekazuje odbiorcom informacje o

1) strukturze paliw i innych noÊników energii pierwotnej zu˝ywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez niego w poprzednim roku kalendarzowym,

2) miejscu, w którym sà dost´pne informacje o wp∏ywie wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej

w poprzednim roku kalendarzowym na Êrodowisko, w zakresie emisji dwutlenku w´gla, dwutlenku siarki, tlenków azotu, py∏ów i radioaktywnych

odpadów

— w terminie do dnia 31 marca.

2. Informacje, o których mowa w ust. 1, sà przekazywane wraz z fakturà za energi´ elektrycznà, w materia∏ach promocyjnych oraz sà umieszczane na stronach internetowych sprzedawcy.

3. Zakres informacji, o których mowa w ust. 1,

okreÊla za∏àcznik nr 2 do rozporzàdzenia.

Rozdzia∏ 10

Parametry jakoÊciowe energii elektrycznej

i standardy jakoÊciowe obs∏ugi odbiorców

oraz sposób za∏atwiania reklamacji

§ 38. 1. Dla podmiotów zaliczanych do grup przy∏àczeniowych I i II ustala si´ nast´pujàce parametry jakoÊciowe energii elektrycznej w przypadku sieci funkcjonujàcej bez zak∏óceƒ

1) wartoÊç Êrednia cz´stotliwoÊci mierzonej przez

10 sekund w miejscach przy∏àczenia powinna byç

zawarta w przedziale

a) 50 Hz ±1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5 %

tygodnia,

b) 50 Hz +4 % / –6 % (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 %

tygodnia;

2) w ka˝dym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych Êrednich wartoÊci skutecznych napi´cia zasilajàcego powinno mieÊciç si´ w przedziale odchyleƒ

a) ±10 % napi´cia znamionowego dla sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV i 220 kV,

4) w ciàgu ka˝dego tygodnia 95 % ze zbioru 10-minutowych Êrednich wartoÊci skutecznych

b) +5 % / –10 % napi´cia znamionowego dla sieci

o napi´ciu znamionowym 400 kV;

a) sk∏adowej symetrycznej kolejnoÊci przeciwnej

napi´cia zasilajàcego powinno mieÊciç si´

w przedziale od 0 % do 1 % wartoÊci sk∏adowej

kolejnoÊci zgodnej,

3) przez 95 % czasu ka˝dego tygodnia, wskaênik d∏ugookresowego migotania Êwiat∏a Plt spowodowanego wahaniami napi´cia zasilajàcego nie powinien byç wi´kszy od 0,8;

b) dla ka˝dej harmonicznej napi´cia zasilajàcego

powinno byç mniejsze lub równe wartoÊciom

okreÊlonym w poni˝szej tabeli

Harmoniczne nieparzyste

nieb´dàce krotnoÊcià 3

rzàd

harmonicznej (h)

wartoÊç wzgl´dna

napi´cia

w procentach

sk∏adowej

podstawowej (uh)

5

7

11

13

17

19

23

25

2 %

2 %

1,5 %

1,5 %

1 %

1 %

0,7 %

0,7 %

>25

>25

Harmoniczne parzyste

b´dàce krotnoÊcià 3

rzàd

harmonicznej (h)

wartoÊç wzgl´dna

napi´cia

w procentach

sk∏adowej

podstawowej (uh)

3

9

15

>21

2 %

1 %

0,5 %

0,5 %

rzàd

harmonicznej (h)

2

4

>4

wartoÊç wzgl´dna

napi´cia

w procentach

sk∏adowej

podstawowej (uh)

1,5 %

1 %

0,5 %

25

0,2 + 0,5 · —–

h

5) wspó∏czynnik odkszta∏cenia wy˝szymi harmonicznymi napi´cia zasilajàcego THD, uwzgl´dniajàcy

wy˝sze harmoniczne do rz´du 40, powinien byç

mniejszy lub równy 3 %;

6) warunkiem utrzymania parametrów napi´cia zasilajàcego w granicach okreÊlonych w pkt 1—5 jest

pobieranie przez odbiorc´ mocy czynnej nie wi´kszej od mocy umownej, przy wspó∏czynniku tg ϕ

nie wi´kszym ni˝ 0,4.

2. Dla podmiotów zaliczanych do grup przy∏àczeniowych I i II parametry jakoÊciowe energii elektrycznej dostarczanej z sieci, o których mowa w ust. 1, mogà byç zastàpione w ca∏oÊci lub w cz´Êci innymi parametrami jakoÊciowymi tej energii okreÊlonymi przez

strony w umowie sprzeda˝y energii elektrycznej albo

w umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej.

3. Dla podmiotów zaliczanych do grup przy∏àczeniowych III—V ustala si´ nast´pujàce parametry jakoÊciowe energii elektrycznej — w przypadku sieci funkcjonujàcej bez zak∏óceƒ

1) wartoÊç Êrednia cz´stotliwoÊci mierzonej przez

10 sekund powinna byç zawarta w przedziale

a) 50 Hz ±1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5 %

tygodnia,

b) 50 Hz +4 % / –6 % (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 %

tygodnia;

2) w ka˝dym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych

Êrednich wartoÊci skutecznych napi´cia zasilajàcego powinno mieÊciç si´ w przedziale odchyleƒ

±10 % napi´cia znamionowego;

3) przez 95 % czasu ka˝dego tygodnia wskaênik d∏ugookresowego migotania Êwiat∏a Plt spowodowanego wahaniami napi´cia zasilajàcego nie powinien byç wi´kszy od 1;

4) w ciàgu ka˝dego tygodnia 95 % ze zbioru 10-minutowych Êrednich wartoÊci skutecznych

a) sk∏adowej symetrycznej kolejnoÊci przeciwnej

napi´cia zasilajàcego powinno mieÊciç si´

w przedziale od 0 % do 2 % wartoÊci sk∏adowej

kolejnoÊci zgodnej,

b) dla ka˝dej harmonicznej napi´cia zasilajàcego

powinno byç mniejsze lub równe wartoÊciom

okreÊlonym w poni˝szej tabeli

Harmoniczne nieparzyste

nieb´dàce krotnoÊcià 3

Harmoniczne parzyste

b´dàce krotnoÊcià 3

rzàd

harmonicznej (h)

wartoÊç wzgl´dna

napi´cia

w procentach

sk∏adowej

podstawowej (uh)

rzàd

harmonicznej (h)

wartoÊç wzgl´dna

napi´cia

w procentach

sk∏adowej

podstawowej (uh)

rzàd

harmonicznej (h)

wartoÊç wzgl´dna

napi´cia

w procentach

sk∏adowej

podstawowej (uh)

5

6 %

3

5 %

2

2 %

7

5 %

9

1,5 %

4

1 %

11

3,5 %

15

0,5 %

>4

0,5 %

13

3 %

>15

0,5 %

17

2 %

19

1,5 %

23

1,5 %

25

1,5 %

5) wspó∏czynnik odkszta∏cenia wy˝szymi harmonicznymi napi´cia zasilajàcego THD uwzgl´dniajàcy

wy˝sze harmoniczne do rz´du 40, powinien byç

mniejszy lub równy 8 %;

6) warunkiem utrzymania parametrów napi´cia zasilajàcego w granicach okreÊlonych w pkt 1—5 jest

pobieranie przez odbiorc´ mocy nie wi´kszej od

mocy umownej, przy wspó∏czynniku tg ϕ nie wi´kszym ni˝ 0,4.

4. Przedsi´biorstwo energetyczne, do którego sieci

sà przy∏àczeni odbiorcy, mo˝e ustaliç, dla poszczególnych grup przy∏àczeniowych, dopuszczalne poziomy

zaburzeƒ parametrów jakoÊciowych energii elektrycznej niepowodujàcych pogorszenia parametrów okreÊlonych w ust. 1 i 3 albo ustalonych w umowie sprzeda˝y energii elektrycznej lub umowie przesy∏owej.

5. Napi´cie znamionowe sieci niskiego napi´cia

odpowiada wartoÊci 230/400V.

6. Dla grupy przy∏àczeniowej VI parametry jakoÊciowe energii elektrycznej dostarczanej z sieci okreÊla

umowa o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji albo umowa kompleksowa.

7. Podmioty przy∏àczone do sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym powinny wprowadzaç

do tej sieci lub pobieraç z tej sieci moc biernà przy

wspó∏czynniku tg ϕ mniejszym ni˝ 0,4.

§ 39. 1. Przez wspó∏czynnik odkszta∏cenia wy˝szymi harmonicznymi napi´cia zasilajàcego THD, o którym mowa w § 38, nale˝y rozumieç wspó∏czynnik

okreÊlajàcy ∏àcznie wy˝sze harmoniczne napi´cia (uh),

obliczany wed∏ug wzoru

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

THD — wspó∏czynnik odkszta∏cenia harmonicznymi

napi´cia zasilajàcego,

uh

— wartoÊç wzgl´dnà napi´cia w procentach sk∏adowej podstawowej,

h

— rzàd wy˝szej harmonicznej.

2. Przez wskaênik d∏ugookresowego migotania

Êwiat∏a Plt, o którym mowa w § 38, nale˝y rozumieç

wskaênik obliczany na podstawie sekwencji 12 kolejnych wartoÊci wskaêników krótkookresowego migotania Êwiat∏a Pst (mierzonych przez 10 minut) wyst´pujàcych w okresie 2 godzin, wed∏ug wzoru

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

Plt — wskaênik d∏ugookresowego migotania Êwiat∏a,

Pst — wskaênik krótkookresowego migotania Êwiat∏a.

§ 40. 1. Ustala si´ nast´pujàce rodzaje przerw

w dostarczaniu energii elektrycznej

1) planowane — wynikajàce z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej; czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu otwarcia

wy∏àcznika do czasu wznowienia dostarczania

energii elektrycznej;

2) nieplanowane — spowodowane wystàpieniem

awarii w sieci elektroenergetycznej, przy czym

czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu

uzyskania przez przedsi´biorstwo energetyczne

zajmujàce si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej informacji o jej wystàpieniu do

czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej.

2. Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej w zale˝noÊci od czasu ich trwania dzieli si´ na przerwy

czonej wskutek przerwy i czasu trwania tej przerwy,

obejmujàcy przerwy krótkie, d∏ugie i bardzo d∏ugie;

1) przemijajàce (mikroprzerwy), trwajàce krócej ni˝

1 sekund´,

2) wskaênik Êredniego czasu przerwy w systemie

przesy∏owym elektroenergetycznym (AIT), stanowiàcy iloczyn liczby 60 i wskaênika energii niedostarczonej do systemu przesy∏owego elektroenergetycznego (ENS) podzielony przez Êrednià moc

dostarczanà przez system przesy∏owy elektroenergetyczny wyra˝onà w MW. Ârednia moc dostarczana przez system przesy∏owy elektroenergetyczny stanowi energi´ elektrycznà dostarczonà przez

system przesy∏owy elektroenergetyczny w ciàgu

roku wyra˝onà w MWh podzielonà przez liczb´ godzin w ciàgu roku (8760 h).

2) krótkie, trwajàce nie krócej ni˝ 1 sekund´ i nie d∏u˝ej ni˝ 3 minuty,

3) d∏ugie, trwajàce nie krócej ni˝ 3 minuty i nie d∏u˝ej

ni˝ 12 godzin,

4) bardzo d∏ugie, trwajàce nie krócej ni˝ 12 godzin

i nie d∏u˝ej ni˝ 24 godziny,

5) katastrofalne, trwajàce d∏u˝ej ni˝ 24 godziny.

3. Przerwa planowana, o której odbiorca nie zosta∏

powiadomiony w formie, o której mowa w § 42 pkt 4,

jest traktowana jako przerwa nieplanowana.

4. Dla podmiotów zaliczanych do grup przy∏àczeniowych I—III i VI dopuszczalny czas trwania jednorazowej przerwy planowanej i nieplanowanej w dostarczaniu energii elektrycznej oraz dopuszczalny ∏àczny

czas trwania w ciàgu roku kalendarzowego wy∏àczeƒ

planowanych i nieplanowanych okreÊla umowa

o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji albo

umowa kompleksowa.

5. Dla podmiotów zaliczanych do grup przy∏àczeniowych IV i V dopuszczalny czas trwania

1) jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej nie mo˝e przekroczyç w przypadku

a) przerwy planowanej — 16 godzin,

b) przerwy nieplanowanej — 24 godzin;

2) przerw w ciàgu roku stanowiàcy sum´ czasów

trwania przerw jednorazowych d∏ugich i bardzo

d∏ugich nie mo˝e przekroczyç w przypadku

a) przerw planowanych — 35 godzin,

b) przerw nieplanowanych — 48 godzin.

6. Przedsi´biorstwo energetyczne dokonuje pomiaru przekroczenia mocy umownej jako maksymalnej wielkoÊci nadwy˝ek mocy ponad moc umownà rejestrowanà w cyklach godzinowych lub jako maksymalnà wielkoÊç nadwy˝ki mocy ponad moc umownà

wyznaczonà w okresie rozliczeniowym, o ile uk∏ady

pomiarowo-rozliczeniowe nie pozwalajà na rejestracje

w cyklu godzinowym.

7. Mierzona moc czynna pobierana lub wprowadzana do sieci przez podmiot przy∏àczony jest okreÊlona jako wartoÊç maksymalna wyznaczana w ciàgu ka˝dej

godziny okresu rozliczeniowego ze Êrednich wartoÊci

tej mocy rejestrowanych w okresach 15-minutowych.

§ 41. 1. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego podaje do publicznej wiadomoÊci na

swojej stronie internetowej nast´pujàce wskaêniki dotyczàce czasu trwania przerw w dostarczaniu energii

elektrycznej

1) wskaênik energii elektrycznej niedostarczonej do

systemu przesy∏owego elektroenergetycznego

(ENS), stanowiàcy sum´ iloczynów mocy niedostar-

2. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego podaje do publicznej wiadomoÊci na swojej stronie internetowej nast´pujàce wskaêniki dotyczàce czasu trwania przerw w dostarczaniu energii

elektrycznej

1) wskaênik przeci´tnego systemowego czasu trwania przerwy d∏ugiej (SAIDI), stanowiàcy sum´ iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców nara˝onych na skutki tej przerwy w ciàgu roku, podzielonà przez ∏àcznà liczb´ obs∏ugiwanych odbiorców,

2) wskaênik przeci´tnej systemowej cz´stoÊci przerw

d∏ugich (SAIFI), stanowiàcy liczb´ wszystkich tych

przerw w ciàgu roku, podzielonà przez ∏àcznà liczb´ obs∏ugiwanych odbiorców

— wyznaczone oddzielnie dla przerw planowanych

i nieplanowanych;

3) wskaênik przeci´tnej cz´stoÊci przerw krótkich

(MAIFI), stanowiàcy liczb´ wszystkich przerw krótkich w ciàgu roku, podzielonà przez ∏àcznà liczb´

obs∏ugiwanych odbiorców.

§ 42. Przedsi´biorstwo energetyczne w zakresie

standardów jakoÊciowych obs∏ugi odbiorców

1) przyjmuje od odbiorców przez ca∏à dob´ zg∏oszenia i reklamacje dotyczàce dostarczania energii

elektrycznej z sieci;

2) bezzw∏ocznie przyst´puje do usuwania zak∏óceƒ

w dostarczaniu energii elektrycznej spowodowanych nieprawid∏owà pracà sieci;

3) udziela odbiorcom, na ich ˝àdanie, informacji

o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu

awarii w sieci;

4) powiadamia z co najmniej pi´ciodniowym wyprzedzeniem o terminach i czasie planowanych przerw

w dostarczaniu energii elektrycznej w formie

a) og∏oszeƒ prasowych, internetowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych lub w inny

sposób zwyczajowo przyj´ty na danym terenie

— odbiorców zasilanych z sieci o napi´ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝ 1 kV,

b) indywidualnych zawiadomieƒ pisemnych, telefonicznych lub za pomocà innego Êrodka komunikowania si´ — odbiorców zasilanych z sieci

o napi´ciu znamionowym wy˝szym ni˝ 1 kV;

5) informuje na piÊmie z co najmniej

a) tygodniowym wyprzedzeniem — odbiorców zasilanych z sieci o napi´ciu znamionowym wy˝szym ni˝ 1 kV o zamierzonej zmianie nastawieƒ

w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach majàcych wp∏yw na wspó∏prac´ ruchowà z siecià,

b) rocznym wyprzedzeniem — odbiorców zasilanych z sieci o napi´ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝ 1 kV o koniecznoÊci dostosowania

urzàdzeƒ i instalacji do zmienionego napi´cia

znamionowego, podwy˝szonego poziomu pràdów zwarcia, zmiany rodzaju przy∏àcza lub innych warunków funkcjonowania sieci,

c) 3-letnim wyprzedzeniem — odbiorców zasilanych z sieci o napi´ciu znamionowym wy˝szym

ni˝ 1 kV o koniecznoÊci dostosowania urzàdzeƒ

i instalacji do zmienionego napi´cia znamionowego, podwy˝szonego poziomu pràdów zwarcia lub zmianie innych warunków funkcjonowania sieci;

6) odp∏atnie podejmuje stosowne czynnoÊci w sieci

w celu umo˝liwienia bezpiecznego wykonania,

przez odbiorc´ lub inny podmiot, prac w obszarze

oddzia∏ywania tej sieci;

7) nieodp∏atnie udziela informacji w sprawie zasad

rozliczeƒ oraz aktualnych taryf;

8) rozpatruje wnioski lub reklamacje odbiorcy

w sprawie rozliczeƒ i udziela odpowiedzi nie póêniej ni˝ w terminie 14 dni od dnia z∏o˝enia wniosku

lub zg∏oszenia reklamacji, chyba ˝e w umowie

mi´dzy stronami okreÊlono inny termin, z wy∏àczeniem spraw okreÊlonych w pkt 9, które sà rozpatrywane w terminie 14 dni od zakoƒczenia stosownych kontroli i pomiarów;

Poz. 623

pomiarowo-rozliczeniowego; badanie laboratoryjne

przeprowadza si´ w ciàgu 14 dni od dnia zg∏oszenia

˝àdania.

3. Podmiot nieb´dàcy w∏aÊcicielem uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego pokrywa koszty sprawdzenia

prawid∏owoÊci dzia∏ania tego uk∏adu oraz badania laboratoryjnego tylko w przypadku, gdy nie stwierdzono

nieprawid∏owoÊci w dzia∏aniu elementów uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego.

4. W ciàgu 30 dni od dnia otrzymania wyniku badania laboratoryjnego, o którym mowa w ust. 3, odbiorca mo˝e zleciç wykonanie dodatkowej ekspertyzy

badanego uprzednio uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego; przedsi´biorstwo energetyczne umo˝liwia przeprowadzenie takiej ekspertyzy.

5. Koszty ekspertyzy, o której mowa w ust. 4, pokrywa odbiorca.

6. W przypadku stwierdzenia nieprawid∏owoÊci

w dzia∏aniu uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego, z wy∏àczeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej,

przedsi´biorstwo energetyczne zwraca koszty, o których mowa w ust. 3 i 5, a tak˝e dokonuje korekty nale˝noÊci za dostarczonà energi´ elektrycznà.

7. W przypadku wymiany uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego w trakcie dostarczania energii elektrycznej, a tak˝e po zakoƒczeniu jej dostarczania przedsi´biorstwo energetyczne wydaje odbiorcy dokument zawierajàcy dane identyfikujàce uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy i stan wskazaƒ licznika w chwili demonta˝u.

Rozdzia∏ 11

Przepisy przejÊciowe i koƒcowe

9) na wniosek odbiorcy, w miar´ mo˝liwoÊci technicznych i organizacyjnych, dokonuje sprawdzenia

dotrzymania parametrów jakoÊciowych energii

elektrycznej dostarczanej z sieci okreÊlonych

w § 38 ust. 1 i 3 lub w umowie, poprzez wykonanie odpowiednich pomiarów. W przypadku zgodnoÊci zmierzonych parametrów ze standardami

okreÊlonymi w § 38 ust. 1 i 3 lub w umowie koszty sprawdzenia i pomiarów ponosi odbiorca na zasadach okreÊlonych w taryfie przedsi´biorstwa

energetycznego;

§ 44. Warunki przy∏àczenia okreÊlone przed dniem

wejÊcia w ˝ycie rozporzàdzenia zachowujà wa˝noÊç

przez okres w nich oznaczony.

10) na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu

i uznaniu jego zasadnoÊci, udziela bonifikaty w wysokoÊci okreÊlonej w taryfie za niedotrzymanie parametrów jakoÊciowych energii elektrycznej, o których

mowa w § 38 ust. 1 i 3 lub które okreÊlono w umowie.

§ 46. Do dnia 31 grudnia 2008 r. dopuszcza si´, aby

wartoÊç napi´cia w sieci niskiego napi´cia zasilajàcego mieÊci∏a si´ w przedziale 230/400 V +6 % / –10 %,

a od dnia 1 stycznia 2009 r. 230/400 V +10 % / –10 %.

§ 43. 1. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce

si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej,

na ˝àdanie odbiorcy, dokonuje sprawdzenia prawid∏owoÊci dzia∏ania uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego nie

póêniej ni˝ w ciàgu 14 dni od dnia zg∏oszenia ˝àdania.

2. Odbiorca lub operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego ma prawo ˝àdaç laboratoryjnego sprawdzenia prawid∏owoÊci dzia∏ania uk∏adu

§ 45. Do dnia 31 grudnia 2007 r. dopuszcza si´ stosowanie zakresu, warunków i sposobu bilansowania

systemu elektroenergetycznego oraz prowadzenia

z u˝ytkownikami tego systemu rozliczeƒ wynikajàcych

z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej

i pobranej z tego systemu, obowiàzujàcych przed

dniem wejÊcia w ˝ycie niniejszego rozporzàdzenia.

§ 47. Traci moc rozporzàdzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 20 grudnia 2004 r. w sprawie szczegó∏owych warunków przy∏àczenia podmiotów do sieci

elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci

(Dz. U. z 2005 r. Nr 2, poz. 6).

§ 48. Rozporzàdzenie wchodzi w ˝ycie po up∏ywie

14 dni od dnia og∏oszenia, z wyjàtkiem § 23, który

wchodzi w ˝ycie z dniem 1 stycznia 2008 r.

Minister Gospodarki: P. G. Woêniak

Za∏àczniki do rozporzàdzenia Ministra Gospodarki

z dnia 4 maja 2007 r. (poz. 623)

Za∏àcznik nr 1

powinny byç przystosowane do warunków

zwarciowych w miejscu ich przy∏àczenia oraz

wyposa˝one w aparatur´ zapewniajàcà likwidacj´ zwarç, w czasie nieprzekraczajàcym

I. Wymagania techniczne w zakresie przy∏àczania do sieci urzàdzeƒ wytwórczych, sieci dystrybucyjnych elektroenergetycznych,

urzàdzeƒ odbiorców koƒcowych, po∏àczeƒ

mi´dzysystemowych oraz linii bezpoÊrednich podmiotów zaliczanych do I i II grupy

przy∏àczeniowej

1.

Zagadnienia ogólne

1.1.

OkreÊla si´ wymagania techniczne w zakresie

przy∏àczania do sieci

1) 120 ms w przypadku zwarç powsta∏ych w sieci o napi´ciu znamionowym 220 kV lub 400 kV;

2) 150 ms w przypadku zwarç powsta∏ych w sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV.

2.2.

1) urzàdzeƒ, instalacji i sieci odbiorców energii

elektrycznej;

1) wyposa˝one w regulacj´ zaczepowà dzia∏ajàcà pod obcià˝eniem;

2) urzàdzeƒ, instalacji i sieci wytwórców energii

elektrycznej;

2) przystosowane do wspó∏pracy z nadrz´dnymi

uk∏adami regulacji.

3) systemów telekomunikacji i wymiany informacji;

4) uk∏adów pomiarowych energii elektrycznej;

2.3.

5) systemów pomiarowo-rozliczeniowych;

6) uk∏adów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i urzàdzeƒ wspó∏pracujàcych.

1.2.

1.3.

1.4.

Wymagania techniczne obowiàzujà przedsi´biorstwa energetyczne zajmujàce si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej za pomocà sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV

i wy˝szym oraz podmioty przy∏àczone lub wyst´pujàce z wnioskiem o okreÊlenie warunków przy∏àczenia do sieci, w zakresie nowobudowanych

lub modernizowanych urzàdzeƒ, instalacji i sieci.

Przy∏àczenie do sieci urzàdzeƒ, instalacji i sieci

nowych podmiotów lub modernizacja urzàdzeƒ,

instalacji i sieci podmiotów ju˝ przy∏àczonych

nie mo˝e powodowaç przekroczenia dopuszczalnych granicznych parametrów jakoÊciowych

energii elektrycznej w w´z∏ach przy∏àczenia do

sieci dla pozosta∏ych podmiotów.

Szczegó∏owe wymagania techniczne okreÊla operator systemu w instrukcji, opracowanej na podstawie art. 9g ustawy, zwanej dalej „instrukcjà”.

2.

Wymagania techniczne dla urzàdzeƒ, instalacji

i sieci odbiorców energii elektrycznej

2.1.

Urzàdzenia, instalacje i sieci przy∏àczane do sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym

Sieç o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym

powinna pracowaç z bezpoÊrednio uziemionym

punktem neutralnym w taki sposób, aby we

wszystkich stanach ruchowych wspó∏czynnik

zwarcia doziemnego, okreÊlony jako stosunek

maksymalnej wartoÊci napi´cia fazowego podczas zwarcia z ziemià do wartoÊci znamionowej

napi´cia fazowego w danym punkcie sieci, nie

przekracza∏ poni˝szych wartoÊci

1) 1,3 w sieci o napi´ciu znamionowym 220 kV

i 400 kV;

2) 1,4 w sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV.

2.4.

Wymagania okreÊlone w pkt 2.3 sà spe∏nione,

gdy

X0

R0

1) 1 ≤ —≤ 2 oraz —≤ 0,5

X1

X1

w sieci o napi´ciu znamionowym 220 kV i 400 kV,

R0

X0

2) 1 ≤ —≤ 3 oraz —≤1

X1

X1

Wymagania techniczne dotyczàce urzàdzeƒ, instalacji i sieci podmiotów zaliczanych do II grupy przy∏àczeniowej, które nie sà lub nie b´dà

przy∏àczone do sieci koordynowanej 110 kV, mogà byç zmienione w umowach o przy∏àczenie do

sieci, umowach o Êwiadczenie us∏ug dystrybucji

energii elektrycznej albo w umowach kompleksowych. Dokonanie zmiany wymagaƒ technicznych wymaga uzgodnienia z operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego

w∏aÊciwym dla miejsca przy∏àczenia.

1.5.

Transformatory przy∏àczone do sieci o napi´ciu

znamionowym 110 kV i wy˝szym, poprzez które

zasilane sà urzàdzenia, instalacje i sieci odbiorców, powinny byç

w sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV,

gdzie poszczególne symbole oznaczajà

X1

— reaktancj´ zast´pczà dla sk∏adowej symetrycznej zgodnej obwodu zwarcia

doziemnego,

X0 i R0 — odpowiednio reaktancj´ i rezystancj´

dla sk∏adowej symetrycznej zerowej

obwodu zwarcia doziemnego.

2.5.

W celu spe∏nienia wymagaƒ, o których mowa

w pkt 2.3 i 2.4, uzwojenia transformatorów o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym powinny

byç po∏àczone w gwiazd´ z punktem neutralnym,

przystosowanym do uziemienia lub odziemienia.

2.6.

W celu dotrzymania wymaganych parametrów

jakoÊciowych energii elektrycznej do sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym nale˝y

przy∏àczaç urzàdzenia eliminujàce wprowadzanie odkszta∏ceƒ napi´cia i pràdu.

2.7.

Je˝eli do instalacji odbiorcy przy∏àczonej do sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym

przy∏àczane sà jednostki wytwórcze, powinny

one spe∏niaç wymagania techniczne, o których

mowa w pkt 3.

3.

Wymagania techniczne dla urzàdzeƒ, instalacji

i sieci wytwórców energii elektrycznej

3.1.

Wymagania techniczne dla jednostek

wytwórczych wykorzystujàcych do wytwarzania energii elektrycznej paliwa

sta∏e, gazowe lub ciek∏e albo wod´

3.1.1. Jednostki wytwórcze nowe lub po modernizacji

o mocy osiàgalnej 50 MW i wy˝szej powinny byç

wyposa˝one w

1) regulator turbiny umo˝liwiajàcy prac´ w trybie regulacji obrotów zgodnie z zamodelowanà charakterystykà statycznà;

2) regulatory napi´cia zdolne do wspó∏pracy

z nadrz´dnymi uk∏adami regulacji napi´cia

i mocy biernej;

3) wy∏àczniki mocy po stronie napi´cia generatorowego;

4) transformatory blokowe z mo˝liwoÊcià zmiany przek∏adni pod obcià˝eniem.

3.1.2. Jednostki wytwórcze cieplne kondensacyjne

o mocy osiàgalnej 100 MW i wy˝szej powinny

byç przystosowane do

1) pracy w regulacji pierwotnej;

2) pracy w automatycznej regulacji wtórnej mocy i cz´stotliwoÊci wed∏ug zadawanego zdalnie sygna∏u sterujàcego;

3) zdalnego zadawania obcià˝enia bazowego;

4) opanowywania zrzutów mocy do pracy na potrzeby w∏asne (PPW).

Wytwórca dla ka˝dej b´dàcej w jego posiadaniu

elektrowni lub elektrociep∏owni, w sk∏ad której

wchodzà jednostki wytwórcze przy∏àczone do

sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym, obowiàzany jest do przystosowania swoich urzàdzeƒ i nap´dów pomocniczych do utrzymania w pracy przynajmniej jednej jednostki

wytwórczej w warunkach ca∏kowitej utraty po∏àczenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub ca∏kowitego zaniku napi´cia w tym systemie oraz do opracowania i przedstawienia

w∏aÊciwemu operatorowi systemu elektroenergetycznego planu dzia∏aƒ w warunkach utraty

po∏àczenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub ca∏kowitego zaniku napi´cia

w tym systemie.

3.1.3. Jednostki wytwórcze, o których mowa w pkt 3.1.2,

powinny byç wyposa˝one w urzàdzenia umo˝liwiajàce transmisj´ danych i sygna∏ów regulacyjnych zgodnie z wymaganiami okreÊlonymi w pkt 4

niniejszego za∏àcznika oraz instrukcji.

Poz. 623

3.2. Wymagania dla farm wiatrowych

3.2.1. Farma wiatrowa o mocy znamionowej wi´kszej

ni˝ 50 MW w miejscu przy∏àczenia powinna byç

wyposa˝ona w system sterowania i regulacji

mocy umo˝liwiajàcy

1) redukcj´ wytwarzanej mocy elektrycznej

w warunkach pracy farmy wiatrowej, przy zachowaniu szczegó∏owych wymagaƒ, w szczególnoÊci pr´dkoÊci redukcji mocy, okreÊlonych w instrukcji;

2) udzia∏ w regulacji parametrów systemu elektroenergetycznego w zakresie napi´cia i cz´stotliwoÊci.

3.2.2. Farma wiatrowa powinna mieç zdolnoÊç do pracy ze wspó∏czynnikiem mocy w miejscu przy∏àczenia, w sposób okreÊlony w instrukcji. Dla

farm wiatrowych o mocy znamionowej w miejscu przy∏àczenia równej 50 MW i wy˝szej nale˝y

zapewniç system zdalnego sterowania napi´ciem farmy i mocà biernà z zachowaniem mo˝liwoÊci wspó∏pracy z nadrz´dnymi uk∏adami regulacji napi´cia i mocy biernej.

3.2.3. Wymagania techniczne dla farm wiatrowych

o mocy znamionowej w miejscu przy∏àczenia

wi´kszej ni˝ 50 MW stosuje si´ tak˝e do farm

wiatrowych o mocy znamionowej w miejscu

przy∏àczenia, równej i ni˝szej ni˝ 50 MW, w przypadku gdy suma mocy znamionowych farm wiatrowych przy∏àczonych

1) do jednej rozdzielni o napi´ciu znamionowym

110 kV poprzez transformatory 110/SN przekracza 50 MW;

2) do linii promieniowej o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym przekracza 50 MW;

3) do ciàgu liniowego o napi´ciu znamionowym

110 kV ∏àczàcego co najmniej dwie stacje

elektroenergetyczne przekracza 50 MW;

4) poprzez wydzielony transformator NN/110 kV

przekracza 50 MW.

3.2.4. Farma wiatrowa powinna byç wyposa˝ona w zabezpieczenia chroniàce farm´ wiatrowà przed

skutkami pràdów zwarciowych, napi´ç powrotnych po wy∏àczeniu zwarç w systemie elektroenergetycznym, pracy asynchronicznej tej farmy

i innymi oddzia∏ywaniami zak∏óceƒ systemowych.

Nastawy tych zabezpieczeƒ powinny uwzgl´dniaç

wymagania dla pracy farmy wiatrowej w warunkach zak∏óceniowych okreÊlone w instrukcji.

3.2.5. Farma wiatrowa powinna byç wyposa˝ona

w urzàdzenia umo˝liwiajàce transmisj´ danych

i monitorowanie stanu urzàdzeƒ, zgodnie z wymaganiami okreÊlonymi w pkt 4 niniejszego za∏àcznika oraz w instrukcji.

4.

Wymagania techniczne dla systemów telekomunikacji i wymiany informacji

4.1.

Urzàdzenia, instalacje i sieci podmiotów przy∏àczonych do sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV

i wy˝szym oraz sieci o napi´ciu znamionowym

110 kV i wy˝szym powinny byç wyposa˝one

w urzàdzenia telemechaniki i telekomunikacji nie-

zb´dne do komunikacji z operatorem systemu

przesy∏owego elektroenergetycznego i operatorem

systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego

w∏aÊciwym dla miejsca przy∏àczenia, w zakresie

4.6.

Systemy teleinformatyczne wykorzystywane

przez operatorów systemu elektroenergetycznego do prowadzenia ruchu sieciowego powinny

umo˝liwiaç wzajemnà wymian´ danych dotyczàcych prowadzenia ruchu sieci na podstawie

protoko∏ów komunikacyjnych zgodnych z obowiàzujàcymi standardami. Wymagania dotyczàce wymiany danych okreÊla instrukcja.

4.7.

Systemy telekomunikacyjne i teleinformatyczne

powinny byç odporne na awarie sieci elektroenergetycznej i zapewniaç ciàg∏oÊç pracy przez

okres conajmniej 8 godzin po wystàpieniu takiej

awarii.

4) przesy∏ania danych pomiarowych do celów

rozliczeniowych, a tak˝e informacji techniczno-handlowych;

5.

Wymagania techniczne dla uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej

5) zapewnienia ∏àcznoÊci ruchowej wewnàtrz

obiektów oraz ze s∏u˝bami publicznymi.

5.1.

Sieç o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym

oraz urzàdzenia, instalacje i sieci podmiotów

przy∏àczonych do sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym powinny byç wyposa˝one w uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii

elektrycznej realizujàce co najmniej funkcje pomiaru energii czynnej i biernej w dwóch kierunkach.

5.2.

Wymagania techniczne dla uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej okreÊlane sà dla tych uk∏adów, dla których mierzone wielkoÊci energii elektrycznej stanowià podstaw´ do rozliczeƒ i potwierdzania iloÊci tej

energii wytworzonej w odnawialnych êród∏ach

energii.

5.3.

Rozwiàzania techniczne dla uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej uzale˝nia si´ od wielkoÊci mocy znamionowej przy∏àczanego urzàdzenia, instalacji lub sieci. Uk∏ady

te dzieli si´ na 3 kategorie

1) realizacji ∏àcznoÊci dyspozytorskiej;

2) nadawania i odbioru danych niezb´dnych do

kierowania ruchem sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym, tj. sygna∏ów z/do

uk∏adów telemechaniki w zakresie telesygnalizacji, telemetrii i telesterowania oraz teleregulacji jednostek wytwórczych;

3) transmisji sygna∏ów uk∏adów telezabezpieczeƒ i automatyk systemowych;

4.2.

4.3.

Kana∏y telekomunikacyjne niezb´dne do realizacji poszczególnych us∏ug powinny zapewniaç

transmisj´ sygna∏ów z wymaganym standardem szybkoÊci i jakoÊci okreÊlonym przez operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w instrukcji oraz powinny mieç pe∏nà, fizycznie niezale˝nà rezerwacj´ ∏àczy telekomunikacyjnych.

Urzàdzenia telekomunikacyjne powinny spe∏niaç wymagania dotyczàce kompatybilnoÊci

elektromagnetycznej, okreÊlone w odr´bnych

przepisach, w zakresie

1) odpornoÊci na obni˝enia napi´cia zasilajàcego;

2) dopuszczalnych poziomów emitowanych harmonicznych pràdu;

3) odpornoÊci na wahania napi´cia i pràdu

w sieci zasilajàcej;

4) emisji i odpornoÊci na zak∏ócenia elektromagnetyczne.

4.4.

4.5.

Poz. 623

1) kategoria 1 — dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urzàdzenia 30 MVA

i wy˝szej;

Urzàdzenia technologiczne systemów telekomunikacji powinny posiadaç dopuszczenie do instalowania i u˝ytkowania na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej oraz certyfikaty jakoÊciowe

w zakresie stosowania urzàdzeƒ i instalacji

w obiektach elektroenergetycznych.

2) kategoria 2 — dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urzàdzenia zawartej w przedziale od 1 MVA do 30 MVA;

3) kategoria 3 — dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urzàdzenia

mniejszej ni˝ 1 MVA.

Systemy teleinformatyczne wykorzystywane do

wymiany informacji wymaganych dla

1) bilansowania systemu pomi´dzy operatorem

systemu przesy∏owego elektroenergetycznego a podmiotami, które na podstawie umowy

zawartej z tym operatorem sta∏y si´ uczestnikami mechanizmu bilansowania,

2) prowadzenia ruchu sieciowego pomi´dzy

operatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego a elektrowniami posiadajàcymi jednostki wytwórcze, o których mowa

w ust. 3 pkt 3.1.2 niniejszego za∏àcznika

— powinny zapewniç wymagane bezpieczeƒstwo, poufnoÊç i niezawodnoÊç przekazywania

informacji.

5.4.

Uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej kategorii 1 powinny spe∏niaç nast´pujàce wymagania

1) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny

mieç dwa rdzenie i dwa uzwojenia pomiarowe o klasie dok∏adnoÊci 0,2 s∏u˝àce do pomiaru energii elektrycznej;

2) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,2 dla energii

czynnej i 1 dla energii biernej;

3) liczniki energii elektrycznej powinny umo˝liwiaç wspó∏prac´ z systemami automatycznej

rejestracji danych.

5.5.

5.10. Uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej powinny byç zainstalowane

1) po stronie górnego napi´cia transformatorów

blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych jednostek wytwórczych przy∏àczonych

do sieci o napi´ciu 110 kV i wy˝szym;

Uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej kategorii 2 powinny spe∏niaç nast´pujàce wymagania

2) po stronie 110 kV transformatorów NN/110 kV

stanowiàcych miejsce przy∏àczenia urzàdzeƒ,

instalacji lub sieci innych podmiotów;

1) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe powinny

mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5;

2) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5 dla energii

czynnej i 3 dla energii biernej;

3) po stronie górnego napi´cia transformatorów

lub w polach liniowych o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym stanowiàcych miejsca

przy∏àczenia odbiorców koƒcowych;

3) liczniki energii elektrycznej powinny umo˝liwiaç wspó∏prac´ z systemami automatycznej

rejestracji danych.

5.6.

4) w polach liniowych o napi´ciu znamionowym

110 kV i wy˝szym linii stanowiàcych po∏àczenie krajowego systemu elektroenergetycznego z systemami elektroenergetycznymi innych paƒstw;

Uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej kategorii 3 powinny spe∏niaç nast´pujàce wymagania

5) w polach liniowych o napi´ciu znamionowym

110 kV linii stanowiàcych po∏àczenia pomi´dzy sieciami operatorów systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;

1) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe powinny

mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5;

2) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 1 dla energii

czynnej i 3 dla energii biernej;

6) na zaciskach generatorów jednostek wytwórczych Êwiadczàcych us∏ugi systemowe oraz

jednostek wytwórczych, dla których wymagane jest potwierdzenie przez operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego iloÊci energii elektrycznej, niezb´dne do uzyskania Êwiadectwa pochodzenia w rozumieniu

ustawy.

3) liczniki energii elektrycznej powinny umo˝liwiaç wspó∏prac´ z systemami automatycznej

rejestracji danych.

5.7.

5.8.

Dla uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej kategorii 1 i 2 wymagane sà dwa

równowa˝ne uk∏ady pomiarowe: uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy energii elektrycznej podstawowy i rezerwowy.

Rezerwowy uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy

energii elektrycznej okreÊla si´ jako równowa˝ny, je˝eli

1) dla kategorii 1 — liczniki energii elektrycznej

w podstawowym i rezerwowym uk∏adzie pomiarowo-rozliczeniowym energii elektrycznej sà zasilane z oddzielnych rdzeni/uzwojeƒ

przek∏adników zainstalowanych w tym samym miejscu oraz uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej podstawowy

i rezerwowy spe∏niajà wymagania techniczne okreÊlone w pkt 5.4 niniejszego za∏àcznika;

2) dla kategorii 2 — uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej podstawowy i rezerwowy spe∏niajà wymagania techniczne

okreÊlone w pkt 5.5 niniejszego za∏àcznika.

5.9.

Uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe przedsi´biorstw energetycznych zajmujàcych si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej za

pomocà sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV

i wy˝szym oraz uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej podmiotów przy∏àczonych do sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV

i wy˝szym powinny byç wyposa˝one w systemy

automatycznej rejestracji danych.

Poz. 623

6.

Wymagania techniczne dla systemów pomiarowo-rozliczeniowych

6.1.

Systemy pomiarowo-rozliczeniowe powinny realizowaç funkcje zdalnego odczytu danych pomiarowych z systemów automatycznej rejestracji danych.

6.2.

Funkcja zdalnego odczytu danych pomiarowych

z systemu automatycznej rejestracji danych powinna zapewniaç pozyskiwanie danych pomiarowych z uk∏adów pomiarowych wyposa˝onych

w system automatycznej rejestracji danych poprzez kana∏y telekomunikacyjne spe∏niajàce wymagania okreÊlone w pkt 4.2 niniejszego za∏àcznika.

6.3.

Dane pomiarowe powinny byç pozyskiwane

wraz ze znacznikami jakoÊci nadawanymi przez

system automatycznej rejestracji danych na potrzeby weryfikacji danych pomiarowych.

6.4.

Dane pomiarowe pochodzàce z podstawowych

uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych energii

elektrycznej dla

1) obszaru sieci o napi´ciu znamionowym wy˝szym ni˝ 110 kV, w∏àcznie z transformatorami

sprz´gajàcymi z sieciami innych napi´ç znamionowych,

2) jednostek wytwórczych, o których mowa

w pkt 3.1.2 niniejszego za∏àcznika,

7.4.

Ogólne wymagania techniczne dla uk∏adów

elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej podyktowane wzgl´dami niezawodnoÊciowymi sà nast´pujàce

3) po∏àczeƒ krajowego systemu elektroenergetycznego z systemami elektroenergetycznymi

innych paƒstw na napi´ciu znamionowym

110 kV i wy˝szym

— sà pozyskiwane bezpoÊrednio z systemów automatycznej rejestracji danych.

7.

7.1.

7.2.

1) zabezpieczenia i automatyki poszczególnych

elementów sieci i elementów do niej przy∏àczonych nale˝y dostosowaç do sposobu ich

pracy i parametrów;

Wymagania techniczne dla uk∏adów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej

i urzàdzeƒ wspó∏pracujàcych

2) nastawienia automatyk i uk∏adów EAZ, urzàdzeƒ i instalacji podmiotów przy∏àczonych do

sieci o górnym napi´ciu 750, 400, 220 i 110 kV

muszà byç skoordynowane i liczone przez

operatora sieci przesy∏owej;

Wymagania techniczne i zalecenia dla uk∏adów

elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej obowiàzujà operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego lub w∏aÊciwego

operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego oraz podmioty zaliczane

do I lub II grupy przy∏àczeniowej. Szczegó∏owe

wymagania techniczne i zalecenia dla uk∏adów

elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i urzàdzeƒ wspó∏pracujàcych okreÊla instrukcja opracowana przez operatora systemu

przesy∏owego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego.

3) poszczególne elementy sieci przesy∏owej powinny byç wyposa˝one w przynajmniej dwa

niezale˝ne zestawy urzàdzeƒ EAZ;

4) dla zwi´kszenia pewnoÊci likwidacji zak∏óceƒ

przez uk∏ady i urzàdzenia EAZ, uwzgl´dniajàc

mo˝liwoÊç zawiedzenia elementów tych uk∏adów, nale˝y stosowaç rezerwowanie urzàdzeƒ

EAZ;

5) w celu zapewnienia niezale˝noÊci poszczególnych zestawów urzàdzeƒ EAZ ka˝de z nich ma

wspó∏pracowaç z oddzielnymi: obwodami pomiarowymi pràdowymi i napi´ciowymi, obwodami napi´cia pomocniczego (sterowniczymi) oraz obwodami wy∏àczajàcymi (cewkami wy∏àczajàcymi);

Poszczególne elementy sieci (linie napowietrzne i kablowe, linie odbiorców energii elektrycznej, transformatory, d∏awiki, ∏àczniki szyn i szyny zbiorcze) powinny byç wyposa˝one w uk∏ady

elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i urzàdzenia wspó∏pracujàce, zwane dalej „uk∏adami i urzàdzeniami EAZ”, niezb´dne

do

6) obwody sterownicze napi´cia pomocniczego

poszczególnych obwodów urzàdzeƒ EAZ powinny byç zasilane z ró˝nych sekcji rozdzielni

pràdu sta∏ego wspó∏pracujàcych z oddzielnymi bateriami akumulatorowymi;

1) samoczynnej selektywnej likwidacji zak∏óceƒ

sieciowych;

7) dla zapewnienia wysokiej dyspozycyjnoÊci

urzàdzeniom EAZ zasadne jest stosowanie

urzàdzeƒ z uk∏adami ciàg∏ej kontroli, testowania;

2) regulacji rozp∏ywów mocy biernej i poziomów napi´cia;

3) prowadzenia ruchu stacji o górnym napi´ciu

750, 400, 220 i 110 kV z u˝yciem Êrodków sterowniczych, lokalnych urzàdzeƒ pomiarów

i sygnalizacji;

8) zapewnienie wzajemnego bezpieczeƒstwa

obwodów wtórnych przez stosowanie: elementów o odpowiedniej izolacji, w∏aÊciwej

ochrony przeciwprzepi´ciowej, wysokiej jakoÊci osprz´tu instalacyjnego (zacisków, wtyków, z∏àcz itp.) i narz´dzi instalacyjnych, urzàdzeƒ odpornych na zak∏ócenia (kompatybilnoÊç elektromagnetyczna) w obwodach wtórnych stacji oraz zapewnienie przejrzystej architektury obwodów wtórnych;

4) odtworzenia przebiegu zak∏óceƒ z u˝yciem rejestratorów zak∏óceƒ i zdarzeƒ.

7.3.

Uk∏ady i urzàdzenia EAZ powinny reagowaç na

zak∏ócenia w pracy elementów sieci elektroenergetycznej oraz jednostek wytwórczych, urzàdzeƒ

i sieci podmiotów przy∏àczonych do sieci elektroenergetycznych, takie jak

9) wyposa˝enie urzàdzeƒ EAZ podstawowych

w uk∏ady kontroli ciàg∏oÊci obwodów wy∏àczania;

1) zwarcia doziemne i mi´dzyfazowe;

2) zwarcia metaliczne i wysokooporowe;

3) zwarcia przemijajàce i trwa∏e;

10) uszkodzenie jednego z zabezpieczeƒ przeznaczonych do zabezpieczenia elementu sieciowego w stacjach o górnym napi´ciu 400 i 220 kV

wa˝nych systemowo i przyelektrownianych nie

powinno stwarzaç koniecznoÊci odstawienia

pola z ruchu, a jedynie powinno stanowiç podstaw´ do planowania czynnoÊci naprawczych.

4) zwarcia rozwijajàce;

5) zak∏ócenia o charakterze technologicznym

w urzàdzeniach;

6) nieprawid∏owe dzia∏anie wy∏àcznika;

7) niebezpieczny wzrost napi´cia na liniach elektroenergetycznych;

8) zagro˝enie utraty równowagi systemu elektroenergetycznego.

7.5.

Wymagania techniczne dla uk∏adów EAZ w zakresie zapewnienia w krótkim czasie likwidacji

zak∏óceƒ powinny dotyczyç

1) zachowania warunków równowagi dynamicznej sieci;

7.8.

2) zmniejszenia zakresu zniszczeƒ w miejscach

powsta∏ych zak∏óceƒ;

2) w liniach odchodzàcych z rozdzielni wa˝nych

systemowo i przyelektrownianych nale˝y stosowaç zabezpieczenia jak dla linii 400 kV;

4) zmniejszenia zak∏óceƒ technologicznych odbiorców koƒcowych;

5) poprawy warunków bezpieczeƒstwa ludzi

i urzàdzeƒ w obiektach sieci.

3) w pozosta∏ych liniach dopuszcza si´ stosowanie jednego zabezpieczenia odleg∏oÊciowego;

Uzyskanie wymaganych krótkich czasów zwarç

oraz zapewnienia selektywnych wy∏àczeƒ wymaga zastosowania

4) uk∏ady samoczynnego ponownego za∏àczania

(SPZ) umo˝liwiajàce dokonywanie 1- i 3-fazowego cyklu samoczynnego ponownego za∏àczania (SPZ);

1) zabezpieczeƒ podstawowych o czasie ich

dzia∏ania krótszym od 30 ms;

2) wy∏àczników o czasie ich wy∏àczania nieprzekraczajàcym 40 ms (z mo˝liwoÊcià odst´pstwa w uzasadnionych przypadkach);

3) ∏àcz do wspó∏pracy z urzàdzeniami teleautomatyki o czasie przekazywania sygna∏ów nieprzekraczajàcym 20 ms — dla sygna∏ów binarnych oraz nieprzekraczajàcym 5 ms — dla

sygna∏ów analogowych;

4) uk∏adów lokalnego rezerwowania wy∏àczników

z dwoma kryteriami otwarcia wy∏àcznika: pràdowym wykorzystujàcym przekaêniki pràdowe

o szybkim dzia∏aniu i powrocie (do 20 ms) dla

ka˝dej fazy oraz wy∏àcznikowym wykorzystujàcym styki sygna∏owe wy∏àcznika;

5) lokalizator miejsca zwarcia;

6) uk∏ad kontroli napi´cia i synchronizacji.

7.9.

Linie o napi´ciu 110 kV wyposa˝a si´ w nast´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia wspó∏pracujàce

1) jedno zabezpieczenie podstawowe — odleg∏oÊciowe lub odcinkowe. W przypadku linii

kablowych lub napowietrznych o d∏ugoÊci do

2 km nale˝y stosowaç zabezpieczenia odcinkowe;

2) jedno zabezpieczenie rezerwowe — odleg∏oÊciowe lub ziemnozwarciowe, a dla linii promieniowych — pràdowe;

3) urzàdzenia automatyki 3-fazowego samoczynnego ponownego za∏àczania (SPZ);

5) mo˝liwie najmniejszej liczby przekaêników

poÊredniczàcych;

4) po˝àdany w liniach o du˝ej liczbie zak∏óceƒ lokalizator miejsca zwarcia.

6) zabezpieczeƒ szyn zbiorczych o czasie dzia∏ania nieprzekraczajàcym 20 ms;

7.10. Linie blokowe powinny byç wyposa˝one w nast´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia wspó∏pracujàce (wszystkie zabezpieczenia linii blokowej powinny dzia∏aç na 3-fazowe wy∏àczenie wy∏àcznika blokowego)

7) zabezpieczeƒ odcinkowych.

7.7.

Linie przesy∏owe 220 kV wyposa˝a si´ alternatywnie w nast´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia

wspó∏pracujàce

1) zabezpieczenie odcinkowe (pod warunkiem

dost´pnoÊci odpowiedniej jakoÊci ∏àcza),

umo˝liwiajàce wy∏àczenia 1- i 3-fazowe;

3) zapobiegania starzeniu si´ urzàdzeƒ sieciowych i elektrownianych;

7.6.

Poz. 623

Linie przesy∏owe 400 kV powinny byç wyposa˝one w nast´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia

wspó∏pracujàce

1) zabezpieczenie odcinkowe (pod warunkiem

dost´pnoÊci odpowiedniej jakoÊci ∏àcza),

umo˝liwiajàce wy∏àczenia 1- i 3-fazowe;

2) dwa zabezpieczenia odleg∏oÊciowe (od ró˝nych producentów lub o innym algorytmie

dzia∏ania w przypadku produktów od jednego

producenta) z pami´cià napi´ciowà, blokadà

od ko∏ysaƒ mocy, umo˝liwiajàce wy∏àczenia

1- i 3-fazowe;

3) zabezpieczenie ziemnozwarciowe kierunkowe

dwustopniowe;

4) uk∏ady samoczynnego ponownego za∏àczania

(SPZ) umo˝liwiajàce dokonywanie 1- i 3-fazowego cyklu samoczynnego ponownego za∏àczania (SPZ);

5) lokalizator miejsca zwarcia;

6) uk∏ad kontroli napi´cia i synchronizacji;

7) automatyki od wzrostu napi´cia (jeÊli jest niezb´dna z powodów systemowych).

1) dwa zabezpieczenia podstawowe umo˝liwiajàce wy∏àczenia 3-fazowe;

2) zabezpieczenie rezerwowe reagujàce na niesymetryczne zwarcia z ziemià w linii blokowej

i sieci zewn´trznej;

3) elementy uk∏adów automatyki zapobiegajàcej

ko∏ysaniom mocy oraz przecià˝eniom elementów sieci (APKO);

4) uk∏ad bezwarunkowego wy∏àczenia wy∏àcznika blokowego od sygna∏u przes∏anego z nastawni blokowej.

7.11. Transformatory o górnym napi´ciu 400 kV i 220 kV

powinny byç wyposa˝one w nast´pujàce uk∏ady

EAZ i urzàdzenia wspó∏pracujàce

1) dwa zabezpieczenia podstawowe (ró˝nicowe)

reagujàce na zwarcia zlokalizowane w transformatorze, z wyjàtkiem zwarç zwojowych;

2) po dwa zabezpieczenia rezerwowe (zabezpieczenie odleg∏oÊciowe, zabezpieczenie ziemnozwarciowe) po ka˝dej stronie uzwojenia

górnego i dolnego napi´cia transformatora;

3) zabezpieczenie w punkcie gwiazdowym;

4) zabezpieczenia producenta: zabezpieczenie

przep∏ywowo-gazowe, modele cieplne oraz

czujniki temperaturowe;

5) uk∏ad sygnalizujàcy przecià˝enie transformatora pràdem.

7.12. Transformatory mocy dwu- i wielouzwojeniowe

110 kV/SN/SN powinny byç wyposa˝one w nast´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia wspó∏pracujàce

1) zabezpieczenia podstawowe reagujàce na

zwarcie w transformatorze — zwarciowo-pràdowe, a dla transformatorów powy˝ej 5 MVA

— ró˝nicowe;

2) ka˝da strona transformatora powinna byç wyposa˝ona w zabezpieczenia nadpràdowo-zw∏oczne;

3) ka˝da strona transformatora powinna byç wyposa˝ona w zabezpieczenia przecià˝eniowe

(transformatory dwuuzwojeniowe zabezpiecza si´ tylko po jednej stronie);

4) zaleca si´, aby ka˝da ze stron Êredniego napi´cia (SN) transformatora by∏a wyposa˝ona

w zabezpieczenia umo˝liwiajàce skracanie

czasu zwarcia na szynach Êredniego napi´cia

(SN);

5) zabezpieczenia fabryczne transformatorów

temperaturowe oraz gazowo-przep∏ywowe

kadzi i gazowo-podmuchowe prze∏àcznika zaczepów;

6) zabezpieczenia transformatora reagujàce na

zwarcia wewn´trzne i zewn´trzne powinny

dzia∏aç na wy∏àczenie.

7.13. Wszystkie rodzaje ∏àczników szyn nale˝y wyposa˝yç w nast´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia

wspó∏pracujàce

1) jedno zabezpieczenie podstawowe pracujàce

w trybie na rozcinanie spi´tych szyn zbiorczych dzia∏ajàce na wy∏àczenie 3-fazowe w∏asnego wy∏àcznika;

2) pola ∏àczników szyn zast´pujàcych pola linii

przesy∏owych, transformatorów, a tak˝e linii

blokowych nale˝y wyposa˝yç w dodatkowy

zestaw urzàdzeƒ EAZ umo˝liwiajàcy realizacj´

wszystkich funkcji zabezpieczeniowych, niezb´dnych przy u˝yciu pola ∏àcznika szyn do

zastàpienia innego pola, w tym uk∏ad umo˝liwiajàcy wspó∏prac´ ∏àcznika szyn z zabezpieczeniami technologicznymi transformatora

oraz bloku elektrowni;

3) dopuszcza si´ stosowanie jednego zamiast

dwóch zabezpieczeƒ podstawowych oraz niestosowanie lokalizatora miejsca zwarcia.

7.14. Dla zapewnienia synchronicznego ∏àczenia linii

i transformatorów do sieci zamkni´tej niezb´dne

jest wyposa˝enie tych elementów sieci w uk∏ady

kontroli synchronizacji. Wymaganie to stosuje

si´ do pola ∏àcznika szyn zbiorczych s∏u˝àcego

do zast´powania tych pól.

Poz. 623

7.15. Jednostki wytwórcze muszà byç wyposa˝one

w synchronizatory umo˝liwiajàce synchroniczne

∏àczenie z siecià.

7.16. W miejscu przy∏àczenia do sieci zamkni´tej jednostek wytwórczych oraz na liniach w wa˝nych

w´z∏ach tej sieci mo˝e byç wymagane zainstalowanie synchronizatorów dla potrzeb odbudowy

systemu.

7.17. Systemy sterowania i nadzoru nad pracà obiektów elektroenergetycznych przy∏àczonych bezpoÊrednio do stacji o górnym napi´ciu 400 kV

i 220 kV powinny byç przystosowane do wspó∏pracy z systemem sterowania i nadzoru operatora systemu przesy∏owego.

7.18. Szyny zbiorcze rozdzielni 400, 220, 110 kV nale˝y

wyposa˝yç w jeden zespó∏ zabezpieczenia szyn,

zapewniajàcy wy∏àczenie systemów (sekcji) szyn

zbiorczych, w tym tak˝e zwarç zlokalizowanych

mi´dzy wy∏àcznikiem a przek∏adnikiem pràdowym w polach ∏àczników szyn.

7.19. W stacjach uproszczonych 110 kV typu „H” dopuszcza si´ mo˝liwoÊç rozwiàzania automatyki

szyn w oparciu o wsteczne strefy zabezpieczeƒ

odleg∏oÊciowych pól liniowych.

7.20. Nowo budowane, przebudowywane i remontowane rozdzielnie 110 kV nale˝y wyposa˝aç

w niezale˝ne uk∏ady zabezpieczenia szyn.

7.21. W rozdzielniach 1,5- i 2-wy∏àcznikowych nale˝y

stosowaç uproszczone zabezpieczenie szyn

zbiorczych, niewykorzystujàce informacji o stanie po∏o˝enia od∏àczników szynowych.

7.22. Wszystkie rozdzielnie sieci nale˝y wyposa˝aç

w uk∏ady lokalnej rezerwy wy∏àcznikowej niezale˝ne od uk∏adów zabezpieczeƒ szyn zbiorczych,

przy czym za zgodà operatora systemu przesy∏owego dopuszcza si´ stosowanie uk∏adów lokalnej rezerwy wy∏àcznikowej zintegrowanych z zabezpieczeniem szyn zbiorczych. Przed wy∏àczeniem odpowiedniego systemu szyn powinno

byç dokonane sterowanie uzupe∏niajàce przez

element uk∏adu lokalnej rezerwy wy∏àcznikowej

przypisany polu, w którym nie zadzia∏a∏ wy∏àcznik.

7.23. Wszystkie rozdzielnie sieci nale˝y wyposa˝yç,

w zale˝noÊci od uk∏adu pracy rozdzielni, w uk∏ady zdalnego rezerwowania wy∏àczników —

w przypadku dzia∏ania EAZ szyn zbiorczych.

Uk∏ady zdalnego rezerwowania wy∏àczników

powinny, gdy nie zadzia∏a wy∏àcznik

1) w polu linii przesy∏owej — przes∏aç sygna∏ na

jej drugi koniec;

2) w polu linii blokowej — przes∏aç sygna∏ wy∏àczajàcy transformator po stronie dolnego napi´cia lub sygna∏ odwzbudzenia generatora

— gdy nie ma wy∏àcznika generatorowego;

3) w przypadku niezadzia∏ania wy∏àcznika w polu transformatora o górnym napi´ciu 400 lub

220 kV — przes∏aç sygna∏ wy∏àczajàcy transformator po stronie dolnego napi´cia;

4) w polu ∏àcznika szyn sprz´gajàcego systemy

— wy∏àczyç obydwa systemy szyn po∏àczone

tym wy∏àcznikiem.

Uk∏ady zdalnego rezerwowania wy∏àczników

powinny tak˝e, gdy nie zadzia∏a dowolny wy∏àcznik wy∏àczany przez uk∏ady i urzàdzenia EAZ

szyn zbiorczych, zrealizowaç prób´ bezzw∏ocznego powtórnego wy∏àczenia uszkodzonego

wy∏àcznika.

Poz. 623

1) w ka˝dym polu 3 napi´cia i 3 pràdy fazowe

oraz napi´cie 3U0 i pràd 3I0;

2) sygna∏y o pobudzeniu zabezpieczeƒ podstawowych, wszystkie sygna∏y o zadzia∏aniu zabezpieczeƒ lub automatyk na wy∏àczenie, wszystkie

sygna∏y telezabezpieczeniowe (nadawanie i odbiór) oraz sygna∏y za∏àczajàce od uk∏adów SPZ;

3) przebiegi wolnozmienne;

4) zapis w zalecanym formacie.

7.24. ¸àcza w uk∏adach i urzàdzeniach wspó∏pracujàcych EAZ powinny zapewniç dla linii przesy∏owych elektroenergetycznych przesy∏anie nast´pujàcych sygna∏ów

Powinien byç ∏atwy dost´p do rejestratora zak∏óceƒ sieciowych — lokalnego w miejscu jego zainstalowania oraz zdalnego.

1) od pierwszego zabezpieczenia odleg∏oÊciowego;

7.31. Przekaêniki poÊredniczàce powinny spe∏niaç nast´pujàce wymagania

2) od drugiego zabezpieczenia odleg∏oÊciowego;

1) zaleca si´ stosowanie w zabezpieczeniach

przekaêników wyjÊciowych (wy∏àczajàcych) —

zestyków o zdolnoÊci wy∏àczalnej dostosowanej do wielkoÊci poboru mocy cewek wy∏àczajàcych wy∏àczników oraz wyposa˝onych

w uk∏ady ograniczajàce przepi´cia powstajàce

przy roz∏àczaniu obwodu cewki wy∏àczajàcej;

3) dla zabezpieczenia odcinkowego;

4) od zabezpieczeƒ ziemnozwarciowych;

5) od uk∏adu automatyki, od nadmiernego wzrostu napi´cia;

6) od uk∏adu zdalnego rezerwowania wy∏àczników na bezwarunkowe wy∏àczenie elementu

systemu linii na drugim jej koƒcu;

2) w uk∏adach sterowania powinny byç stosowane wysokiej jakoÊci przekaêniki dwustanowe.

7) topologie pól przeciwleg∏ych dla automatyki

przeciwko∏ysaniowo-odcià˝ajàcej.

7.32. W uk∏adach EAZ stosuje si´ nast´pujàce przek∏adniki pràdowe

7.25. Wskazane jest, aby jednoczeÊnie wykorzystaç do

przesy∏ania sygna∏ów, o których mowa w pkt 7.24,

dwa niezale˝ne ∏àcza, w tym co najmniej jedno

przeznaczone wy∏àcznie dla uk∏adu EAZ.

1) wolno stojàce, pi´ciordzeniowe zainstalowane w polach elementów sieci przesy∏owej

elektroenergetycznej, w których rdzenie 3, 4

i 5 sà rdzeniami zabezpieczeniowymi klasy

5P20 o mocy odpowiedniej dla danych obwodów i zasilanych uk∏adów i urzàdzeƒ EAZ;

7.26. Wymaga si´ dla sygna∏ów bezwarunkowego

wy∏àczania drugiego koƒca linii zapewnienia

dwóch niezale˝nych ∏àcz (dwa ∏àcza, sygna∏y kodowane).

7.27. Zabezpieczenie odcinkowe linii przesy∏owych

elektroenergetycznych powinno byç wyposa˝one we w∏asne ∏àcze, wykorzystane tylko do

sprz´gania obydwu pó∏kompletów. W przypadku ∏àcza Êwiat∏owodowego wykorzystuje si´ wydzielone ˝y∏y z wiàzki Êwiat∏owodu zainstalowanego na linii.

7.28. Przesy∏anie sygna∏ów od zabezpieczeƒ linii przesy∏owych elektroenergetycznych powinno si´

odbywaç w pierwszej kolejnoÊci z zachowaniem

wysokiej niezawodnoÊci ich przekazywania,

szczególnie w wypadkach bezwarunkowego wy∏àczania drugiego koƒca linii (dwa ∏àcza, sygna∏y kodowane).

7.29. Konstrukcja, zasada dzia∏ania i sposób eksploatacji urzàdzenia zabezpieczeƒ linii przesy∏owych

i wspó∏pracujàce z nimi ∏àcza powinny byç traktowane jako jeden niepodzielny zespó∏ urzàdzeƒ.

7.30. Rejestratory zak∏óceƒ sieciowych przeznaczone

do wykonywania analiz przebiegu zak∏óceƒ

i dzia∏ania uk∏adów EAZ oraz wy∏àczników powinny byç instalowane we wszystkich czynnych

polach rozdzielni przesy∏owych. Rejestratory zak∏óceƒ sieciowych powinny rejestrowaç

2) kombinowane;

3) zainstalowane w przepustach transformatorów — przewiduje si´ wykorzystywanie dla

uk∏adów i urzàdzeƒ EAZ nie mniej ni˝ dwóch

rdzeni o odpowiednich parametrach;

4) zainstalowane w przewodach uziemiajàcych

punkt gwiazdowy transformatorów.

7.33. W polach elementów sieci przesy∏owej elektroenergetycznej stosuje si´ przek∏adniki napi´ciowe

pojemnoÊciowe, indukcyjne i kombinowane, posiadajàce trzy uzwojenia wtórne, przy czym trzecie

po∏àczone jest w uk∏ad otwartego trójkàta. Uzwojenia nr II i III wspó∏pracujà z uk∏adami i urzàdzeniami EAZ (uzwojenie nr II klasy 3P, uzwojenie

nr III klasy 6P o mocach odpowiednich dla konkretnych obwodów i zasilanych urzàdzeƒ EAZ).

7.34. Dobór pojemnoÊciowych i indukcyjnych przek∏adników napi´ciowych oraz przek∏adników

pràdowych musi zapewniç sprawdzonà prawid∏owà wspó∏prac´ z uk∏adami i urzàdzeniami

EAZ w miejscu ich zainstalowania.

7.35. Wy∏àczniki 750, 400 i 220 kV powinny byç wyposa˝one

1) z kolumnami niesprz´˝onymi mechanicznie,

w zabezpieczenie od niezgodnoÊci po∏o˝enia

jego kolumn,

1.2.

Protoko∏y transmisji danych pomiarowych z liczników elektronicznych i rejestratorów energii

elektrycznej powinny byç ogólnie dost´pne,

a format danych udost´pnianych na wyjÊciach

uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych — zgodny

z wymaganiami okreÊlonymi przez operatora

systemu dystrybucyjnego w instrukcji.

2.

Wymagania dla uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych oraz pomiarowo-kontrolnych sà nast´pujàce

2) w blokad´, która po wy∏àczeniu wy∏àcznika

uniemo˝liwia jego za∏àczenie od ewentualnego trwa∏ego impulsu za∏àczajàcego,

3) w komplet zestyków pomocniczych w iloÊci

i konfiguracji dostosowanej do potrzeb obwodów wtórnych pola

— oraz umo˝liwiaç realizacj´ funkcji samoczynnego ponownego za∏àczania.

7.36. Od∏àczniki powinny byç wyposa˝one w komplet

zestyków, w liczbie i konfiguracji dostosowanej

do potrzeb uk∏adów sterowania, sygnalizacji, zabezpieczeƒ szyn zbiorczych i uk∏adu lokalnej rezerwy wy∏àcznikowej. Uk∏ady i urzàdzenia EAZ

powinny spe∏niaç szczegó∏owe wymagania okreÊlone przez operatora systemu przesy∏owego

elektroenergetycznego lub odpowiedniego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego. Dotyczy to zarówno urzàdzeƒ czynnych, jak i nowo projektowanych. Uk∏ady i urzàdzenia EAZ nowo projektowane powinny byç na

etapie projektów wst´pnych techniczno-monta˝owych uzgadniane i zatwierdzane przez operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego.

7.37. Urzàdzenia, uk∏ady i urzàdzenia EAZ, aparaty,

osprz´t instalacyjny oraz ich elementy powinny

posiadaç certyfikaty jakoÊci i Êwiadectwa dopuszczajàce zastosowanie ich w obiektach sieci

przesy∏owej elektroenergetycznej. Dotyczy to

w szczególnoÊci

1) Êwiadectw jakoÊci i protoko∏ów z wynikami

badaƒ laboratoriów potwierdzajàcych zgodnoÊç wykonania urzàdzeƒ z wymaganiami

norm mi´dzynarodowych i europejskich;

2) Êwiadectw jakoÊci i protoko∏ów z wynikami

badaƒ przeprowadzonych przez jednostki badawcze;

3) aktualnego certyfikatu dopuszczajàcego do

stosowania w sieci.

II. Wymagania techniczne w zakresie przy∏àczenia do sieci urzàdzeƒ wytwórczych,

sieci dystrybucyjnych, urzàdzeƒ odbiorców koƒcowych, po∏àczeƒ mi´dzysystemowych oraz linii bezpoÊrednich podmiotów

zaliczanych do III, IV, V i VI grupy przy∏àczeniowej.

1.

Urzàdzenia wchodzàce w sk∏ad ka˝dego uk∏adu

pomiarowo-rozliczeniowego muszà posiadaç legalizacj´ lub homologacj´ zgodnà z wymaganiami okreÊlonymi dla danego urzàdzenia.

1.1. W przypadku urzàdzeƒ, dla których nie jest wymagana legalizacja lub homologacja, urzàdzenie

musi posiadaç odpowiednie Êwiadectwo potwierdzajàce poprawnoÊç pomiaru (Êwiadectwo

wzorcowania). Okres pomi´dzy kolejnymi wzorcowniami tych urzàdzeƒ (z wyjàtkiem przek∏adników pomiarowych pràdowych i napi´ciowych,

które podlegajà legalizacji pierwotnej) nie powinien przekraczaç okresu legalizacji licznika energii czynnej zainstalowanego w tym samym uk∏adzie pomiarowo-rozliczeniowym.

1) dla odbiorców o mocy pobieranej nie mniejszej ni˝ 30 MW lub rocznym zu˝yciu energii

nie mniejszym ni˝ 200 GWh

a) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny

mieç rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dok∏adnoÊci nie gorszej ni˝ 0,5 (zalecana

klasa 0,2) s∏u˝àce do pomiaru energii czynnej,

b) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adach pomiarowo-kontrolnych powinny

mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5,

c) dopuszcza si´ zabudowanie przek∏adników

z dwoma uzwojeniami pomiarowymi na

jednym rdzeniu,

d) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5 dla energii

czynnej i nie gorszà ni˝ 1 dla energii biernej,

e) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-kontrolnych powinny mieç klas´

dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 1 dla energii

czynnej i nie gorszà ni˝ 2 dla energii biernej,

f) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

umo˝liwiaç rejestrowanie i przechowywanie w pami´ci pomiarów mocy czynnej

w okresach od 15 do 60 minut przez czas

okreÊlony przez operatora systemu dystrybucyjnego, nie d∏u˝ej jednak ni˝ dwa okresy

rozliczeniowe; uk∏ady te powinny tak˝e automatycznie zamykaç okres rozliczeniowy,

g) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

mieç uk∏ady synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dob´ oraz podtrzymanie zasilania êród∏ami zewn´trznymi,

h) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

umo˝liwiaç transmisj´ danych pomiarowych nie cz´Êciej ni˝ 4 razy na dob´. Rezerwowa droga transmisji danych pomiarowych powinna obejmowaç tylko uk∏ad podstawowy, dopuszczajàc wykorzystanie urzàdzeƒ teleinformatycznych odbiorcy (np. poprzez wystawianie danych pomiarowych na

serwer ftp lub przekazywane w formie

e-maila). Nie jest wymagane dostarczanie

danych o mocy pobieranej i energii biernej;

2) dla odbiorców o mocy pobieranej nie mniejszej ni˝ 5 MW i nie wi´kszej ni˝ 30 MW (wy∏àcznie) lub rocznym zu˝yciu energii elektrycz-

nej nie mniejszym ni˝ 30 GWh i nie wi´kszym

ni˝ 200 GWh (wy∏àcznie)

a) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny

mieç rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dok∏adnoÊci nie gorszej ni˝ 0,5 (zalecana

klasa 0,2) s∏u˝àce do pomiaru energii czynnej,

b) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych oraz pomiarowo-kontrolnych przy∏àcza si´ do jednego

uzwojenia przek∏adnika,

c) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5 dla energii

czynnej i nie gorszà ni˝ 1 dla energii biernej,

d) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-kontrolnych powinny mieç klas´

dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 1 dla energii

czynnej i nie gorszà ni˝ 2 dla energii biernej,

e) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

umo˝liwiaç rejestrowanie i przechowywanie w pami´ci pomiarów mocy czynnej

w okresach od 15 do 60 minut, w czasie

okreÊlonym przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, nie

d∏u˝ej jednak ni˝ przez dwa okresy rozliczeniowe; uk∏ady te powinny tak˝e automatycznie zamykaç okres rozliczeniowy,

f) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

posiadaç uk∏ady synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dob´ oraz podtrzymywaç zasilanie ze êróde∏ zewn´trznych,

g) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

umo˝liwiaç transmisj´ danych pomiarowych nie cz´Êciej ni˝ raz na dob´. Nie wymaga si´ dostarczania danych o mocy pobieranej i energii biernej;

3) dla odbiorców o mocy pobieranej nie mniejszej ni˝ 800 kW i nie wi´kszej ni˝ 5 MW (wy∏àcznie) lub rocznym zu˝yciu energii elektrycznej nie mniejszym ni˝ 4 GWh i nie wi´kszym

ni˝ 30 GWh (wy∏àcznie)

a) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny

mieç rdzenie uzwojenia pomiarowego

o klasie dok∏adnoÊci nie gorszej ni˝ 0,5 (zalecana klasa 0,2) s∏u˝àce do pomiaru energii czynnej,

b) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieç

klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5 dla

energii czynnej i nie gorszà ni˝ 1 dla energii biernej,

c) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

umo˝liwiaç rejestrowanie i przechowywanie w pami´ci pomiarów mocy czynnej

w okresach od 15 do 60 minut przez czas

okreÊlony przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, nie d∏u-

Poz. 623

˝ej jednak ni˝ dwa okresy rozliczeniowe.

Uk∏ady te powinny tak˝e automatycznie zamykaç okres rozliczeniowy,

d) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

posiadaç uk∏ady synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dob´ oraz podtrzymywaç zasilanie êróde∏ zewn´trznych,

e) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

umo˝liwiaç transmisj´ danych pomiarowych nie cz´Êciej ni˝ raz na dob´. Nie wymaga si´ dostarczania danych o mocy pobieranej i energii biernej;

4) dla odbiorców o mocy pobieranej nie mniejszej ni˝ 40 kW i nie wi´kszej ni˝ 800 kW (wy∏àcznie) lub rocznym zu˝yciu energii elektrycznej nie mniejszym ni˝ 200 MWh i nie wi´kszym ni˝ 4 GWh (wy∏àcznie)

a) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny

mieç rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dok∏adnoÊci nie gorszej ni˝ 1 (zalecana

klasa 0,5) s∏u˝àce do pomiaru energii czynnej,

b) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 1 dla energii

czynnej i nie gorszà ni˝ 2 dla energii biernej,

c) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

umo˝liwiaç rejestrowanie i przechowywanie w pami´ci pomiarów mocy czynnej

w okresach od 15 do 60 minut w czasie

okreÊlonym przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, nie

d∏u˝ej jednak ni˝ przez dwa okresy rozliczeniowe. Uk∏ady te powinny tak˝e automatycznie zamykaç okres rozliczeniowy,

d) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

mieç uk∏ady synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dob´,

e) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny

umo˝liwiaç transmisj´ danych pomiarowych nie cz´Êciej ni˝ raz na dob´. Nie wymaga si´ dostarczania danych o mocy pobieranej i energii biernej;

5) dla odbiorców niewymienionych w ppkt 1—4

a) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 2 dla energii

czynnej i nie gorszà ni˝ 3 dla energii biernej,

b) w przypadkach okreÊlonych przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w instrukcji, uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny umo˝liwiaç rejestrowanie i przechowywanie w pami´ci

pomiarów mocy czynnej w okresach

od 15 do 60 minut w czasie okreÊlonym

przez operatora systemu dystrybucyjnego

elektroenergetycznego, nie d∏u˝ej jednak

ni˝ przez dwa okresy rozliczeniowe. Uk∏ady

te powinny tak˝e automatycznie zamykaç

okres rozliczeniowy,

c) w przypadkach okreÊlonych przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w instrukcji, uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny umo˝liwiaç transmisj´ danych pomiarowych nie

cz´Êciej ni˝ raz na dob´ (zaleca si´ raz na

miesiàc). Nie wymaga si´ dostarczania

danych o mocy pobieranej i energii biernej.

3.

Poz. 623

4.

Do uzwojenia wtórnego przek∏adników pràdowych w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych

na Êrednim napi´ciu nie nale˝y przy∏àczaç innych przyrzàdów poza licznikami energii elektrycznej i rezystorami docià˝ajàcymi.

5.

Dla VI grupy przy∏àczeniowej wymagania dotyczàce uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych mogà byç przedmiotem uzgodnieƒ pomi´dzy operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego i odbiorcà. Wymagania te nie mogà

byç bardziej ucià˝liwe ni˝ okreÊlone w niniejszym za∏àczniku do rozporzàdzenia.

Dodatkowe wymagania w zakresie uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych powinna okreÊlaç instrukcja.

Za∏àcznik nr 2

ZAKRES INFORMACJI PRZEKAZYWANEJ ODBIORCOM KO¡COWYM O STRUKTURZE PALIW I INNYCH NOÂNIKÓW ENERGII PIERWOTNEJ ZU˚YWANYCH DO WYTWORZENIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ SPRZEDANEJ

W POPRZEDNIM ROKU KALENDARZOWYM ORAZ O MIEJSCU, W KTÓRYM SÑ DOST¢PNE INFORMACJE

O WP¸YWIE WYTWORZENIA TEJ ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA ÂRODOWISKO

1. Struktura paliw i innych noÊników energii pierwotnej zu˝ywanych do wytwarzania energii elektrycznej

sprzedanej przez sprzedawc´ w roku ......... .

Lp.

èród∏o energii

1

Odnawialne êród∏a energii, w tym

biomasa

geotermia

energetyka wiatrowa

energia s∏oneczna

du˝a energetyka wodna

ma∏a energetyka wodna

2

W´giel kamienny

3

W´giel brunatny

4

Gaz ziemny

5

Energetyka jàdrowa

6

Inne

Udzia∏ procentowy [%]

RAZEM

100

2. Wykres ko∏owy obrazujàcy graficznie struktur´ paliw i innych noÊników energii pierwotnej zu˝ywanych do

wytworzenia energii elektrycznej, o której mowa w pkt 1.

3. Informacje o miejscu, w którym dost´pne sà informacje o wp∏ywie wytworzenia energii elektrycznej na Êrodowisko w zakresie wielkoÊci emisji dla poszczególnych paliw i innych noÊników energii pierwotnej zu˝ywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez sprzedawc´ w roku ......... .

Lp.

Miejsce, w którym dost´pne sà

informacje o wp∏ywie wytwarzania

energii elektrycznej na Êrodowisko

Rodzaj paliwa

CO2

SO2

NOx

Py∏y

[Mg/MWh]

1

...

...

RAZEM

Odpady

radioaktywne

623

ROZPORZÑDZENIE MINISTRA GOSPODARKI1)

z dnia 4 maja 2007 r.

w sprawie szczegó∏owych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego2)

Na podstawie art. 9 ust. 3 i 4 ustawy z dnia

10 kwietnia 1997 r. — Prawo energetyczne (Dz. U.

z 2006 r. Nr 89, poz. 625, z póên. zm.3)) zarzàdza si´, co

nast´puje

Rozdzia∏ 1

Przepisy ogólne