Dziennik Ustaw Nr 93 — 5653 — Poz. 623 623 ROZPORZÑDZENIE MINISTRA GOSPODARKI1) z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegó∏owych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego2) Na podstawie art.

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. Dziennik Ustaw Nr 93 — 5656 — § 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:

1. a)zwiàzanej z odbiorem energii elektrycznej czynnej na potrzeby w∏asne wytwórcy oraz
2. 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:
3. a)maksymalnej rocznej iloÊci wytwarzania energii elektrycznej i iloÊci tej energii dostarczanej do sieci,
4. b)mocy zainstalowanej, osiàgalnej, dyspozycyjnej i pozornej jednostek wytwórczych,
5. c)zakresu dopuszczalnych zmian obcià˝eƒ jednostek wytwórczych lub ich grup,
6. 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. Dziennik Ustaw Nr 93 — 5657 — § 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:
7. a)zwarç wielofazowych i czasów ich wy∏àczenia,
8. b)zwarcia doziemnego i czasów ich wy∏àczenia lub trwania; 12) wymagany stopieƒ skompensowania mocy biernej; 13) wymagania w zakresie:
9. a)dostosowania przy∏àczanych urzàdzeƒ, instalacji lub sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego,
10. b)przystosowania uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego do systemów zdalnego odczytu danych pomiarowych,
11. c)zabezpieczenia sieci przed zak∏óceniami elektrycznymi powodowanymi przez urzàdzenia, instalacje lub sieci wnioskodawcy,
12. 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. Dziennik Ustaw Nr 93 — 5658 — 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,

§ 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.

1. 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. §
2. 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. §
4. 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; Dziennik Ustaw Nr 93 — 5659 — 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,

§ 13ust.

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,

§ 13ust.

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,

§ 13ust.

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.

1. 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. §
2. 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 §
3. 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. §
4. 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 §
6. 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.
7. 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. §
9. 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.
10. 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.
11. 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.
12. Podmiot odpowiedzialny za rozliczanie niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu przekazuje operatorowi systemu prze- Dziennik Ustaw Nr 93 — 5660 — sy∏owego elektroenergetycznego informacje o umowach sprzeda˝y energii elektrycznej oraz iloÊci energii elektrycznej rzeczywiÊcie dostarczonej i pobranej z tego systemu. §
14. 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.
15. 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.
16. 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.
17. WartoÊç sk∏adnika bilansujàcego,

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 §

2. 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.
3. 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. §
5. 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.
6. Tworzàc obszar dla systemu dystrybucyjnego, w którym realizuje si´ bilansowanie,

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,

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,

ust. 2, stosuje si´ przepisy § 19 i 20 oraz § 21 ust. 1—3 i

1. Rozdzia∏ 6 Zakres, warunki i sposób zarzàdzania ograniczeniami systemowymi
2. 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. §
4. 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:
5. 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,

ust. 2 i

1. 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; Dziennik Ustaw Nr 93 — 5661 — 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.
4. Poz. 623 zawarte w rocznym planie koordynacyjnym, a w razie potrzeby uaktualniajà je w okresach miesi´cznych.
5. Plany, o których mowa w ust. 1, zawierajà wykaz ograniczeƒ sieciowych wraz z przyczynami ich wyst´powania. §
7. 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.
8. 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:
9. 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.
10. Ograniczenia wynikajàce z technicznych parametrów pracy jednostek wytwórczych usuwane sà przez wytwórców. §
12. 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 %.
13. 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- Dziennik Ustaw Nr 93 — 5662 — 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. §
15. Obowiàzek,

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- Dziennik Ustaw Nr 93 — 5663 — 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:

1. a)stacji i linii elektroenergetycznych,
2. b)jednostek wytwórczych. 2. Dane i informacje, o których mowa w ust. 1, dotyczà stanu istniejàcego i prognozowanego. Poz. 623
3. b)funkcjonowania systemów transmisji danych dla koordynowanej sieci 110 kV i wymagaƒ technicznych dla tych systemów,
4. 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:
5. a)technicznych w zakresie mo˝liwoÊci pokrycia zapotrzebowania na energi´ elektrycznà w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym oraz realizacji zawartych umów sprzeda˝y energii elektrycznej,
6. b)zapobiegania awariom i zagro˝eniom bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego,
7. c)usuwania awarii lub zagro˝eƒ w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym oraz planów odbudowy systemu elektroenergetycznego,
8. 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:
9. 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:
10. a)technicznych dla jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy,
11. b)dotyczàcych wytwarzania energii elektrycznej w zwiàzku z ograniczeniami sieciowymi; 2) sposobu:
12. a)zg∏aszania nowych lub zmienionych parametrów technicznych jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy,
13. 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, Dziennik Ustaw Nr 93 — 5664 —
14. 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,
15. d)funkcjonowania systemów transmisji danych dla sieci przesy∏owej elektroenergetycznej i koordynowanej sieci 110 kV oraz wymagaƒ technicznych dla tych systemów; 3) zasad:
16. a)dysponowania mocà jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy,
17. 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. Dziennik Ustaw Nr 93 — 5665 — § 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:
18. a)50 Hz ±1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5 % tygodnia,
19. 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: Dziennik Ustaw Nr 93 — 5666 — Poz. 623
20. 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:
21. b)+5 % / –10 % napi´cia znamionowego dla sieci o napi´ciu znamionowym 400 kV;
22. 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;
23. 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 (
24. h)wartoÊç wzgl´dna napi´cia w procentach sk∏adowej podstawowej (
25. 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 (
26. h)wartoÊç wzgl´dna napi´cia w procentach sk∏adowej podstawowej (
27. uh)3 9 15 >21 2 % 1 % 0,5 % 0,5 % rzàd harmonicznej (
28. h)2 4 >4 wartoÊç wzgl´dna napi´cia w procentach sk∏adowej podstawowej (
29. 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:
30. a)50 Hz ±1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5 % tygodnia,
31. 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:
32. a)sk∏adowej symetrycznej kolejnoÊci przeciwnej napi´cia zasilajàcego powinno mieÊciç si´ w przedziale od 0 % do 2 % wartoÊci sk∏adowej kolejnoÊci zgodnej,
33. b)dla ka˝dej harmonicznej napi´cia zasilajàcego powinno byç mniejsze lub równe wartoÊciom okreÊlonym w poni˝szej tabeli: Dziennik Ustaw Nr 93 — 5667 — Poz. 623 Harmoniczne nieparzyste nieb´dàce krotnoÊcià 3 Harmoniczne parzyste b´dàce krotnoÊcià 3 rzàd harmonicznej (
34. h)wartoÊç wzgl´dna napi´cia w procentach sk∏adowej podstawowej (
35. uh)rzàd harmonicznej (
36. h)wartoÊç wzgl´dna napi´cia w procentach sk∏adowej podstawowej (
37. uh)rzàd harmonicznej (
38. h)wartoÊç wzgl´dna napi´cia w procentach sk∏adowej podstawowej (
39. 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,

§ 38, nale˝y rozumieç wspó∏czynnik okre

Êlajàcy ∏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,

§ 38, nale˝y rozumieç wskaênik obliczany na podstawie sekwencji 12 kolejnych warto

Êci 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. Dziennik Ustaw Nr 93 — 5668 — Poz. 623 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:

1. a)przerwy planowanej — 16 godzin,
2. 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:
3. a)przerw planowanych — 35 godzin,
4. 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:
5. 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,
6. 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; Dziennik Ustaw Nr 93 — 5669 — 5) informuje na piÊmie z co najmniej:
7. 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,
8. 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,
9. 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,

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 Dziennik Ustaw Nr 93 — 5670 — Poz. 623 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 Dziennik Ustaw Nr 93 — 5671 — 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- Dziennik Ustaw Nr 93 — 5672 — 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; Dziennik Ustaw Nr 93 — 5673 — 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, Dziennik Ustaw Nr 93 — 5674 — Poz. 623 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: Dziennik Ustaw Nr 93 — 5675 — 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

1. 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; Dziennik Ustaw Nr 93 — 5676 — 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; Dziennik Ustaw Nr 93 — 5677 — 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, Dziennik Ustaw Nr 93 — 5678 — Poz. 623 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:
2. 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,
3. b)przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adach pomiarowo-kontrolnych powinny mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5,
4. c)dopuszcza si´ zabudowanie przek∏adników z dwoma uzwojeniami pomiarowymi na jednym rdzeniu,
5. 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,
6. 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,
7. 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,
8. g)uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny mieç uk∏ady synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dob´ oraz podtrzymanie zasilania êród∏ami zewn´trznymi,
9. 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- Dziennik Ustaw Nr 93 — 5679 — nej nie mniejszym ni˝ 30 GWh i nie wi´kszym ni˝ 200 GWh (wy∏àcznie):
10. 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,
11. b)liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych oraz pomiarowo-kontrolnych przy∏àcza si´ do jednego uzwojenia przek∏adnika,
12. 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,
13. 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,
14. 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,
15. f)uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny posiadaç uk∏ady synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dob´ oraz podtrzymywaç zasilanie ze êróde∏ zewn´trznych,
16. 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):
17. a)przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieç rd