2.Użytkownik systemu przekazuje operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego dane niezbędne do opracowania i aktualizacji planów, o których mowa w ust. 1, a także stosowne aktualizacje tych danych, zgodnie z zakresem wymiany danych z operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych i ze znaczącymi użytkownikami sieci, o których mowa w art. 40 ust. 5 rozporządzenia 2017/1485. Dziennik Ustaw
\n
–32 – Poz. 919
\n
§ 341. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego do godz. 14.30 w dniu d-2 publikuje informacje o stanie
\n
sieci przesyłowej i koordynowanej sieci 110 kV dotyczące doby d, w szczególności:
\n
1)prognozowanego zapotrzebowania sieci;
\n
2)prognozowanego wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne grupy zasobów;
\n
3)prognozowanej mocy dyspozycyjnej w krajowym systemie elektroenergetycznym;
\n
4)prognozowanej wymiany międzysystemowej;
\n
5)planowanych ograniczeń dyspozycyjności modułów wytwarzania energii i odstawień modułów wytwarzania energii;
\n
6)prognozowanych ograniczeń sieciowych oraz węzłów sieci lub grupy węzłów sieci, których te ograniczenia dotyczą, wraz ze wskazaniem minimalnej liczby dyspozycyjnych modułów wytwarzania energii w danym węźle sieci lub danej grupie węzłów sieci oraz minimalnej mocy dyspozycyjnej modułów wytwarzania energii w danym węźle sieci lub danej grupie węzłów sieci;
\n
7)przewidywanej nadwyżki mocy dostępnej dla operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego;
\n
8)dostępności mocy wynikającej z funkcjonowania rynku mocy, o którym mowa w ustawie z dnia 8 grudnia 2017 r. o rynku mocy.
\n
2.Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego nie później niż do godz. 7.30 w dniu d-1, na potrzeby świadczenia usług bilansujących, publikuje informacje o ograniczeniach dla doby d w zakresie minimalnych i maksymalnych możliwości wytwarzania energii elektrycznej oraz maksymalnych możliwych do świadczenia wielkości mocy bilansujących, w poszczególnych węzłach sieci lub grupach węzłów sieci, wynikających z warunków technicznych pracy sieci elektroenergetycznej.
\n
3.Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego nie później niż do godz. 17.00 w dniu d-1 publikuje informacje o stanie systemu przesyłowego elektroenergetycznego dotyczące doby d, w szczególności:
\n
1)prognozowanego wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne grupy zasobów;
\n
2)prognozowanego zapotrzebowania sieci i zapotrzebowania na moc krajowego systemu elektroenergetycznego;
\n
3)prognozowanej wymiany międzysystemowej;
\n
4)prognozowanego stanu zakontraktowania krajowego systemu elektroenergetycznego;
\n
5)cen i wielkości zakupionych mocy bilansujących;
\n
6)prognozowanej wielkości rezerwy operacyjnej.
\n
4.Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego nie później niż w dniu d+2 publikuje informacje o stanie systemu przesyłowego elektroenergetycznego dotyczące doby d, dotyczące w szczególności:
\n
1)zapotrzebowania na moc w krajowym systemie elektroenergetycznym;
\n
2)wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególne grupy zasobów;
\n
3)mocy dyspozycyjnej w krajowym systemie elektroenergetycznym;
\n
4)wymiany międzysystemowej;
\n
5)stanu zakontraktowania krajowego systemu elektroenergetycznego;
\n
6)cen i wielkości mocy bilansujących;
\n
7)cen i wielkości rezerwy operacyjnej;
\n
8)cen i ilości energii bilansującej;
\n
9)cen i wielkości niezbilansowania. Dziennik Ustaw
\n
–33 – Poz. 919
\n
§ 35
\n
1.Obowiązek zakupu usług systemowych, o którym mowa w art. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego realizuje, w szczególności dokonując zakupu mocy bilansujących, usługi udziału w automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej, usługi pracy kompensatorowej, usług systemowych w zakresie interwencyjnej dostawy mocy czynnej lub usług w zakresie generacji wymuszonej względami systemowymi.
\n
2.W warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195, lub w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego:
\n
1)określa katalog usług systemowych;
\n
2)może określić zasady nabywania, świadczenia i rozliczania usług systemowych.
\n
3.W przypadku gdy dokumenty, o których mowa w ust. 2, nie określają zasad nabywania, świadczenia i rozliczania usług systemowych, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego określa te zasady w umowie z właścicielem zasobu albo podmiotem przez niego upoważnionym świadczącym daną usługę systemową.
\n
4.O planowanym wykorzystaniu usług systemowych operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego informuje na zasadach określonych w warunkach dotyczących bilansowania, o których mowa w art. 18 rozporządzenia 2017/2195, w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, lub w umowie dotyczącej świadczenia tych usług.
\n
5.Warunki działania w charakterze dostawcy usług w zakresie obrony systemu oraz usług w zakresie odbudowy operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego ustanawia w trybie i na zasadach określonych w rozporządzeniu Komisji (UE) 2017/2196 z dnia 24 listopada 2017 r. ustanawiającym kodeks sieci dotyczący stanu zagrożenia i stanu odbudowy systemów elektroenergetycznych (Dz. Urz. UE L 312 z 28.11.2017, str. 54, z późn. zm.14)), zwanym dalej „rozporządzeniem 2017/2196”, oraz w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy.
\n
Rozdział 7
\n
Sposób koordynacji planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego
\n
§ 361. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego współpracuje z operatorami systemów dystrybucyjnych
\n
elektroenergetycznych oraz wytwórcami energii elektrycznej, odbiorcami końcowymi i posiadaczami magazynów energii elektrycznej, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci przesyłowej elektroenergetycznej, w celu koordynacji planowania rozwoju tej sieci i sieci 110 kV.
\n
2.Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego współpracuje z innymi operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz pozostałymi przedsiębiorstwami energetycznymi i odbiorcami końcowymi, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, w celu koordynacji planowania rozwoju tej sieci.
\n
§ 37
\n
1.W celu koordynacji rozwoju systemów elektroenergetycznych oraz opracowania przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej planów rozwoju tych systemów operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz wytwórcy energii elektrycznej i posiadacze magazynów energii elektrycznej, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci przesyłowej elektroenergetycznej lub do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, oraz odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci przesyłowej elektroenergetycznej przekazują:
\n
1)operatorowi systemu przesyłowego elektroenergetycznego dane i informacje niezbędne do opracowania przez niego planu rozwoju oraz koordynacji rozwoju sieci przesyłowej elektroenergetycznej i sieci 110 kV;
\n
2)właściwemu operatorowi systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego dane i informacje niezbędne do opracowania przez niego planu rozwoju oraz koordynacji rozwoju sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej.
\n
2.W celu koordynacji rozwoju systemów elektroenergetycznych oraz opracowania przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej planów rozwoju tych systemów operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych uzgadniają z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego plan przedsięwzięć inwestycyjnych:
\n
1)w sieci 110 kV, które wymagają koordynacji działań inwestycyjnych w sieci przesyłowej elektroenergetycznej i sieci 110 kV;
\n
2)w sieciach dystrybucyjnych elektroenergetycznych, które wymagają koordynacji działań inwestycyjnych.
\n
14)Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 31 z 01.02.2019, str. 108. Dziennik Ustaw
\n
–34 – Poz. 919
\n
§ 381. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, przedsiębiorstwo energetyczne niebędące operatorem
\n
oraz odbiorcy końcowi, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, przesyłają właściwemu operatorowi informacje i dane niezbędne do opracowania planów rozwoju i koordynowania rozwoju sieci przesyłowej i dystrybucyjnej elektroenergetycznej dotyczące:
\n
1)mocy i energii elektrycznej – w zakresie ich zużycia i zapotrzebowania na nie;
\n
2)przedsięwzięć – w zakresie zarządzania popytem na energię elektryczną;
\n
3)charakterystyk: a) stacji i linii elektroenergetycznych, b) modułów wytwarzania energii, c) magazynów energii elektrycznej.
\n
2.Dane i informacje, o których mowa w ust. 1, dotyczą stanu istniejącego i prognozowanego.
\n
Rozdział 8
\n
Warunki współpracy pomiędzy operatorami systemów elektroenergetycznych, w tym z innymi przedsiębiorstwami energetycznymi, w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego, zarządzania przepływami i dysponowania mocą modułów wytwarzania energii oraz postępowania w sytuacjach awaryjnych, a także zakres i sposób przekazywania informacji między przedsiębiorstwami energetycznymi oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi a odbiorcami
\n
§ 39Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego współpracuje z operatorami systemów dystrybucyjnych
\n
elektroenergetycznych w zakresie:
\n
1)układu pracy koordynowanej sieci 110 kV w zakresie planowania i prowadzenia ruchu w tej sieci;
\n
2)planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie elektroenergetycznym;
\n
3)opracowywania planów zapobiegania i usuwania awarii lub zagrożeń bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego oraz planów odbudowy tego systemu;
\n
4)planowania rozwoju sieci oraz sporządzania planu rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy;
\n
5)sposobu: a) planowania i dysponowania mocą modułów wytwarzania energii przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV, a także koordynacji likwidowania awarii w tej sieci, b) funkcjonowania systemów transmisji danych dla koordynowanej sieci 110 kV i wymagań technicznych dla tych systemów, c) stosowania układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i automatyki systemowej dla koordynowanej sieci 110 kV i modułów wytwarzania energii przyłączonych do tej sieci.
\n
§ 40Operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych współpracują z operatorem systemu przesyłowego
\n
elektroenergetycznego w celu określenia:
\n
1)układów pracy sieci dystrybucyjnej oraz współpracy w zakresie planowania i prowadzenia ruchu tej sieci;
\n
2)planów: a) technicznych w zakresie możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym oraz realizacji zawartych umów sprzedaży energii elektrycznej, b) zapobiegania awariom i zagrożeniom bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, c) usuwania awarii lub zagrożeń w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym oraz planów odbudowy systemu elektroenergetycznego, d) rozwoju sieci oraz planu rozwoju, o którym mowa w art. 16 ust. 1 ustawy;
\n
3)zakresu i sposobu przekazywania danych o sieci;
\n
4)sposobów stosowania i koordynacji nastaw układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej. Dziennik Ustaw
\n
–35 – Poz. 919
\n
§ 41
\n
Współpraca operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego z wytwórcami energii elektrycznej w zakresie posiadanych przez nich jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych oraz, za pośrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z pozostałymi wytwórcami energii elektrycznej, których moduły wytwarzania energii są przyłączone do koordynowanej sieci 110 kV, w zakresie niezbędnym dla bezpiecznego funkcjonowania tego systemu i zapewnienia mocy źródeł energii elektrycznej, polega na określeniu:
\n
1)
\n
2)
\n
3)wymagań: a) technicznych dla jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy, b) dotyczących wytwarzania energii elektrycznej w związku z ograniczeniami sieciowymi; sposobu: a) zgłaszania nowych lub zmienionych parametrów technicznych modułów wytwarzania energii, zgodnie z zakresem wymiany danych z operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych i ze znaczącymi użytkownikami sieci, o których mowa w art. 40 ust. 5 rozporządzenia 2017/1485, zwanymi dalej „SGU”, b) zgłaszania i zmiany zgodnie z § 17 ust. 8 i 9 terminów ograniczeń dyspozycyjności modułów wytwarzania energii będących SGU oraz zgłaszania ubytków mocy, c) współpracy w zakresie opracowywania planów zapobiegania i usuwania awarii oraz zagrożeń bezpiecznej pracy systemu przesyłowego elektroenergetycznego obejmującego sieć 400 kV, 220 kV i 110 kV, a także sporządzania procedur i instrukcji, odpowiednio w ramach planu obrony systemu i planu odbudowy, d) funkcjonowania systemów transmisji danych dla sieci przesyłowej elektroenergetycznej i koordynowanej sieci 110 kV oraz wymagań technicznych dla tych systemów; zasad: a) dysponowania mocą jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy, b) synchronizacji i odstawiania jednostek wytwórczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy;
\n
4)zakresu i sposobu przekazywania danych o sieci przesyłowej elektroenergetycznej i urządzeniach wytwórcy energii elektrycznej;
\n
5)harmonogramów testów oraz raportów z ich realizacji zgodnie z planem testów opracowanym na podstawie art. 43 ust. 2 rozporządzenia 2017/2196.
\n
§ 421. Operator systemu elektroenergetycznego opracowuje i aktualizuje
\n
1)plany działania mające zastosowanie w przypadku wystąpienia stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy systemu w krajowym systemie elektroenergetycznym;
\n
2)procedury i instrukcje postępowania służb dyspozytorskich w przypadku wystąpienia stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy systemu w krajowym systemie elektroenergetycznym.
\n
2.Procedury i instrukcje, o których mowa w ust. 1 pkt 2, określają w szczególności:
\n
1)podział kompetencji między poszczególnymi służbami dyspozytorskimi;
\n
2)środki łączności;
\n
3)zasady współpracy służb dyspozytorskich;
\n
4)warunki uruchomienia modułów wytwarzania energii lub magazynów energii elektrycznej;
\n
5)wytyczne dotyczące postępowania służb dyspozytorskich;
\n
6)zachowanie możliwości obciążania modułów wytwarzania energii;
\n
7)charakterystykę sieci, w której obszarze wykonuje się działania określone w tych procedurach i instrukcjach;
\n
8)działania ruchowe wykonywane w procesie odbudowy systemu;
\n
9)możliwości techniczne urządzeń, za pomocą których wykonuje się działania określone w tych procedurach i instrukcjach.
\n
3.Procedury i instrukcje, o których mowa w ust. 1 pkt 2, opracowane przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego oraz aktualizacje tych procedur uzgadnia się z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego. Dziennik Ustaw
\n
–36 – Poz. 919 4. Procedury i instrukcje, o których mowa w ust. 1 pkt 2, opracowują i aktualizują następujący użytkownicy systemu:
\n
1)wytwórca energii elektrycznej wskazany w wykazie SGU, o którym mowa w art. 11 ust. 4 lit. c lub art. 23 ust. 4 lit. c rozporządzenia 2017/2196 – w zakresie udziału w realizacji planu obrony systemu i planu odbudowy systemu oraz zapewnienia gotowości swoich urządzeń do realizacji tych planów;
\n
2)odbiorca końcowy przyłączony do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV;
\n
3)właściciel rozdzielni znajdującej się wykazie, o którym mowa w art. 23 ust. 4 lit. e rozporządzenia 2017/2196, inny niż operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
\n
4)posiadacz magazynu energii elektrycznej, jeżeli magazyn energii elektrycznej jest jednostką magazynowania energii, o której mowa w art. 15 ust. 3 rozporządzenia 2017/2196.
\n
5.Procedury i instrukcje, o których mowa w ust. 1 pkt 2, opracowane lub aktualizowane zgodnie z ust. 4, uzgadnia się z operatorem:
\n
1)systemu przesyłowego elektroenergetycznego – w przypadku użytkownika systemu, którego urządzenia są przyłączone do sieci przesyłowej elektroenergetycznej;
\n
2)systemu przesyłowego i dystrybucyjnego elektroenergetycznego – w przypadku użytkownika systemu, którego urządzenia są przyłączone do sieci 110 kV;
\n
3)systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego – w przypadku innego użytkownika systemu, jeżeli uczestniczy on w odbudowie systemu.
\n
6.W przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy systemu operator systemu elektroenergetycznego może dokonać awaryjnych wyłączeń urządzeń, instalacji i sieci w trybie określonym w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, niezależnie od czasu trwania przerw, o których mowa w § 47 ust. 1 i 2.
\n
7.Wytwórca energii elektrycznej, w celu zapewnienia bezpieczeństwa swoich urządzeń, dla każdego będącego w jego posiadaniu zakładu wytwarzania energii, w którego skład wchodzi synchroniczny moduł wytwarzania energii przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym lub nowy synchroniczny moduł wytwarzania energii typu C, przystosowuje urządzenia i napędy pomocnicze do utrzymania w pracy przynajmniej jednego modułu wytwarzania energii w warunkach całkowitej utraty połączenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub całkowitego zaniku napięcia w tym systemie.
\n
8.Wytwórca energii elektrycznej, w celu zapewnienia bezpieczeństwa swoich urządzeń podczas całkowitej utraty połączenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub całkowitego zaniku napięcia w tym systemie, dla każdego będącego w jego posiadaniu zakładu wytwarzania energii, w którego skład wchodzą moduły wytwarzania energii typu C lub D, opracowuje i przedstawia operatorowi systemu elektroenergetycznego właściwemu ze względu na miejsce przyłączenia oraz wdraża plan działań w warunkach utraty połączenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub całkowitego zaniku napięcia w tym systemie. Plan działań zapewnia w szczególności podtrzymanie zdolności operacyjnych do bezpiecznego przyjęcia napięcia w okresie nie krótszym niż 24 godziny oraz uwzględnia działania wymienione w ust. 7, jeżeli są wymagane.
\n
9.Operator systemu elektroenergetycznego właściwy ze względu na miejsce przyłączenia uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego wymagania techniczne w zakresie obrony i odbudowy systemu stawiane odbiorcom lub modułom wytwarzania energii przyłączanym do jego sieci, które zgodnie z rozporządzeniem 2017/2196 są SGU, oraz magazynom energii elektrycznej. Uzgodnienia wykonuje się na etapie wydawania warunków przyłączenia.
\n
10.Odbiorca lub wytwórca energii elektrycznej będący posiadaczem SGU oraz posiadacz magazynu energii elektrycznej:
\n
1)stosuje wymagania w zakresie obrony i odbudowy systemu określone dla nowo przyłączanych do sieci instalacji odbiorczych, modułów wytwarzania energii lub magazynów energii elektrycznej;
\n
2)wdraża wymagane funkcjonalności na etapie budowy instalacji odbiorczej, modułu wytwarzania energii lub magazynu energii elektrycznej;
\n
3)potwierdza wdrożenie i posiadanie wymaganych zdolności przez wykonanie z wynikiem pozytywnym testów odbiorowych i sprawdzających;
\n
4)przygotowuje we współpracy z operatorem systemu elektroenergetycznego właściwym ze względu na miejsce przyłączenia harmonogram testów odbiorowych i okresowych testów sprawdzających zdolności w zakresie obrony i odbudowy systemu; Dziennik Ustaw
\n
–37 – Poz. 919
\n
5)raportuje operatorowi systemu elektroenergetycznego właściwemu ze względu na miejsce przyłączenia wykonanie testów odbiorowych i testów sprawdzających;
\n
6)wdraża programy naprawcze po testach zakończonych wynikiem negatywnym oraz powtarza testy.
\n
11.W ramach obrony i odbudowy systemu użytkownik systemu przyłączony do sieci danego operatora systemu elektroenergetycznego współpracuje z tym operatorem w zakresie określenia i spełnienia wymogów utrzymania zdolności technicznych na potrzeby obrony i odbudowy systemu oraz ich monitorowania.
\n
§ 431. W celu zapewnienia prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz niezawodnej pracy
\n
tego systemu podmiot, którego urządzenia lub instalacje są przyłączone do sieci:
\n
1)utrzymuje należące do niego sieci i wewnętrzne instalacje zasilające i odbiorcze w należytym stanie technicznym;
\n
2)dostosowuje instalacje, o których mowa w pkt 1, do zmienionych warunków funkcjonowania sieci, o których został poinformowany zgodnie z § 49 pkt 5;
\n
3)niezwłocznie informuje przedsiębiorstwo energetyczne o zauważonych wadach lub usterkach w pracy sieci i w układach pomiarowo-rozliczeniowych, a także o powstałych przerwach w dostarczaniu energii elektrycznej lub niewłaściwych jej parametrach;
\n
4)bez uzgodnienia z operatorem systemu elektroenergetycznego nie może dokonać odłączenia zasilania od rzeczywistego miejsca dostarczania energii elektrycznej i pozbawić napięcia układ pomiarowo-rozliczeniowy.
\n
2.Operator systemu elektroenergetycznego oraz użytkownik systemu, w celu zapewnienia prawidłowego funkcjonowania krajowego systemu elektroenergetycznego, wdrażają środki w obiektach ujętych w planie obrony systemu i planie odbudowy opracowanych na podstawie art. 11 i art. 23 rozporządzenia 2017/2196.
\n
3.Obiekty, o których mowa w ust. 2, obejmują w szczególności:
\n
1)rozdzielnie będące własnością operatora systemu przesyłowego;
\n
2)rozdzielnie, do których są przyłączone moduły wytwarzania energii ujęte w wykazie, o którym mowa w art. 11 pkt 4 lit. c lub art. 23 pkt 4 lit. c rozporządzenia 2017/2196;
\n
3)inne rozdzielnie niezbędne do właściwego przeprowadzenia procesu odbudowy systemu elektroenergetycznego określone w drodze uzgodnienia między operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego a operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
\n
4)moduły wytwarzania energii ujęte w wykazie, o którym mowa w art. 11 pkt 4 lit. c lub art. 23 pkt 4 lit. c rozporządzenia 2017/2196.
\n
4.Układ SCO instaluje:
\n
1)operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego,
\n
2)odbiorca przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym, na swoich instalacjach zasilających urządzenia odbiorcze
\n
–zgodnie z instrukcją, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, przepisami rozporządzenia 2017/2196, przepisami rozporządzenia 2016/1388 oraz ust. 11–13.
\n
5.Odbiorca przyłączony do sieci elektroenergetycznej średniego napięcia podlega stosowaniu układu SCO przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, do którego sieci jest przyłączony.
\n
6.Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego połączony z siecią średniego lub niskiego napięcia innego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego może podlegać stosowaniu układu SCO zainstalowanego przez tego operatora na zasadach określonych w umowie między tymi operatorami.
\n
7.O okoliczności zainstalowania układu SCO oraz o jego parametrach technicznych:
\n
1)odbiorca, o którym mowa w ust. 4 pkt 2, niezwłocznie informuje operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego właściwego ze względu na miejsce przyłączenia;
\n
2)operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego informuje innego operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, z którego siecią wysokiego, średniego lub niskiego napięcia jest połączony. Dziennik Ustaw
\n
–38 – Poz. 919 8. Stan spełnienia wymagań dotyczących układu SCO podlega kontroli przeprowadzanej przez:
\n
1)operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego u odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej elektroenergetycznej;
\n
2)operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego u odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej.
\n
9.Plan wyłączeń wskutek zastosowania układu SCO, zgodnie z instrukcją, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, oraz przepisami rozporządzenia 2017/2196, opracowuje:
\n
1)operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej elektroenergetycznej;
\n
2)operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej.
\n
10.Operator systemu elektroenergetycznego może zwolnić z obowiązku instalowania i stosowania układu SCO odbiorcę przyłączonego do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym uznanego za zakład o zwiększonym ryzyku wystąpienia awarii przemysłowej albo za zakład o dużym ryzyku wystąpienia awarii przemysłowej w rozumieniu przepisów wydanych na podstawie art. 248 ust. 3 ustawy z dnia 27 kwietnia 2001 r. – Prawo ochrony środowiska (Dz. U. z 2025 r. poz. 647) na wniosek tego odbiorcy. Warunkiem udzielenia zwolnienia jest uzgodnienie przez strony planu działania na wypadek wystąpienia stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy systemu.
\n
11.Czas zadziałania układu SCO powinien być nie dłuższy niż 300 ms dla układów SCO, do których nie mają zastosowania wymogi rozporządzenia 2016/1388, objętych obowiązkiem stosowania przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia przez:
\n
1)operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
\n
2)odbiorcę przyłączonego do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym.
\n
12.Czas zadziałania układu SCO powinien być nie dłuższy niż 150 ms dla układów SCO, do których nie mają zastosowania wymogi rozporządzenia 2016/1388, objętych obowiązkiem stosowania, zgodnie z niniejszym rozporządzeniem, przez:
\n
1)operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
\n
2)odbiorcę przyłączonego do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym.
\n
13.Działanie układu SCO jest zgodne z wymogami określonymi w art. 15 ust. 7 rozporządzenia 2017/2196.
\n
14.Obiekty oraz rozdzielnie wskazane w planie odbudowy opracowanym na podstawie art. 23 rozporządzenia 2017/2196 posiadają zdolność do pracy autonomicznej przez minimum 24 godziny, obejmującą funkcjonalności wskazane w tym planie, oraz zdolność do prowadzenia komunikacji głosowej w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego.
\n
Rozdział 9
\n
Zakres i sposób przekazywania informacji odbiorcom przez sprzedawcę
\n
§ 441. Sprzedawca energii elektrycznej przekazuje odbiorcom informacje o
\n
1)strukturze paliw i innych nośników energii pierwotnej zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez niego w poprzednim roku,
\n
2)miejscu, w którym są dostępne informacje o: a) wpływie wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej w poprzednim roku na środowisko w zakresie wielkości emisji dwutlenku węgla, dwutlenku siarki, tlenków azotu, pyłów i radioaktywnych odpadów, b) przedsięwzięciach służących poprawie efektywności energetycznej w rozumieniu ustawy z dnia 20 maja 2016 r. o efektywności energetycznej dotyczących urządzeń i instalacji wykorzystujących energię elektryczną, c) charakterystykach technicznych efektywnych energetycznie urządzeń, takich jak urządzenia AGD i RTV, urządzenia biurowe oraz oświetlenie
\n
–w terminie do dnia 31 marca każdego roku.
\n
2.Informacje, o których mowa w ust. 1, są przekazywane wraz z fakturą za energię elektryczną albo za usługę kompleksową i w materiałach promocyjnych oraz publikowane na stronie internetowej sprzedawcy energii elektrycznej. Dziennik Ustaw
\n
–39 – Poz. 919 3. Zakres informacji, o których mowa w ust. 1 pkt 1 i pkt 2 lit. a, jest określony w załączniku nr 2 do rozporządzenia.
\n
4.Sprzedawca energii elektrycznej przekazuje odbiorcy wraz z fakturą za energię elektryczną albo za usługę kompleksową informacje o ilości zużytej przez tego odbiorcę energii elektrycznej za ten sam okres w poprzednim roku, o ile w poprzednim roku prowadził sprzedaż energii temu odbiorcy, oraz o miejscu, w którym są dostępne informacje o przykładowym zużyciu energii elektrycznej dla danej grupy przyłączeniowej lub taryfowej.
\n
Rozdział 10
\n
Parametry jakościowe energii elektrycznej i standardy jakościowe obsługi odbiorców oraz sposób załatwiania reklamacji
\n
§ 451. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II ustala się następujące parametry jakościowe energii
\n
elektrycznej w przypadku sieci funkcjonującej bez zakłóceń:
\n
1)
\n
2)wartość średnia częstotliwości mierzonej przez 10 s w miejscach przyłączenia zawiera się w przedziale: a) 50 Hz ± 1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5 % tygodnia, b) 50 Hz + 4 % / – 6 % (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 % tygodnia; w każdym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego zawiera się w przedziale odchyleń: a) ± 10 % napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV i 220 kV, b) + 5 % / – 10 % napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 400 kV;
\n
3)przez 95 % czasu każdego tygodnia wskaźnik długookresowego migotania światła (Plt) spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie może być większy niż 0,8;
\n
4)w każdym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych: a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego zawiera się w przedziale od 0 % do 1 % wartości składowej kolejności zgodnej, b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego (o rzędach od 2 do 50) powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższej tabeli:
\n
Harmoniczne nieparzyste niebędące krotnością 3 Harmoniczne parzyste będące krotnością 3 rząd harmonicznej [h] wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh] rząd harmonicznej [h] wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh] rząd harmonicznej [h] wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh] 5 2% 3 2% 2 1,5 % 7 2% 9 1% 4 1% 11 1,5 % 15 0,5 % >4 0,5 % 13 1,5 % >15 0,5 % 17 1% 19 1% 23 0,7 % 25 0,7 % >25 25 0,2 + 0,5 ∙ — h
\n
5)w każdym tygodniu wartość maksymalna ze zbioru 10-minutowych średnich wartości współczynnika odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego (THD), uwzględniającego wyższe harmoniczne do rzędu 50, jest mniejsza lub równa 3 %. Dziennik Ustaw
\n
–40 – Poz. 919 2. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II parametry jakościowe energii elektrycznej dostarczanej z sieci, o których mowa w ust. 1, mogą być zastąpione w całości lub w części innymi parametrami jakościowymi tej energii określonymi przez strony w umowie sprzedaży energii elektrycznej albo w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej.
\n
3.Operator systemu elektroenergetycznego zapewnia utrzymanie parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w ust. 1 pod warunkiem, że:
\n
1)użytkownik systemu pobiera z niej lub wprowadza do niej moc czynną równą mocy umownej lub mniejszą;
\n
2)moc bierna pobierana z sieci lub wprowadzana do sieci przez użytkownika systemu nie przekracza granicznych wartości określonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej;
\n
3)użytkownik systemu wypełnia zobowiązania dotyczące regulacji mocy biernej i napięcia określone w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej.
\n
4.Moduł wytwarzania energii przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym spełnia następujące wymagania:
\n
1)nie może powodować szybkich zmian napięcia (RVC) zgodnie z wartościami określonymi w poniższej tabeli, przy czym podane wymagania dotyczą również przypadków rozruchu i wyłączeń:
\n
Lp.
\n
Przedział wartości RVC Maksymalna dopuszczalna liczba i częstość występowania zdarzeń RVC 1 0,5 % ≤ RVC < 1,5 % 100/godz.
\n
2 1,5 % ≤ RVC < 3,0 % 10/godz.
\n
3 3,0 % ≤ RVC 0
\n
2)jego udział w całkowitych wahaniach napięcia w punkcie przyłączenia, mierzony przyrostem wartości krótkookresowego współczynnika migotania światła (Pst) i długookresowego współczynnika migotania światła (Plt) ponad wartość tła nie przekracza wartości określonych w poniższej tabeli:
\n
Lp.
\n
Napięcie znamionowe sieci (Pst) (Plt) 1 ≥ 220 kV 0,30 0,20 2 110 kV 0,35 0,25
\n
3)nie powoduje w miejscu przyłączenia obecności harmonicznych napięcia (o rzędach od 2 do 50) o wartościach większych niż 50 % wartości granicznych określonych w tabeli w ust. 1 pkt 4;
\n
4)spełnia podane wartości wahań napięcia oraz harmonicznych napięcia przez 99 % czasu w każdym tygodniu;
\n
5)wartość maksymalna całkowitego współczynnika odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego (THD), uwzględniającego wyższe harmoniczne do rzędu 50, w miejscu przyłączenia do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym jest równa 1,5 % lub mniejsza.
\n
5.Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych III–V ustala się następujące parametry jakościowe energii elektrycznej – w przypadku sieci funkcjonującej bez zakłóceń:
\n
1)wartość średnia częstotliwości mierzonej przez 10 s zawiera się w przedziale: a) 50 Hz ± 1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5 % tygodnia, b) 50 Hz + 4 % / – 6 % (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 % tygodnia; Dziennik Ustaw
\n
–41 – Poz. 919
\n
2)w każdym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego zawiera się w przedziale odchyleń ±10 % napięcia znamionowego;
\n
3)przez 95 % czasu w każdym tygodniu wskaźnik długookresowego migotania światła (Plt) spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie może być większy niż 1;
\n
4)w każdym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych: a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego zawiera się w przedziale od 0 % do 2 % wartości składowej kolejności zgodnej, b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego (o rzędach od 2 do 50) powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższej tabeli:
\n
Harmoniczne nieparzyste niebędące krotnością 3 będące krotnością 3 rząd harmonicznej [h] wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh] rząd harmonicznej [h] wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh] 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 % >25 25 0,5 + — h rząd harmonicznej [h] wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej [uh] 5
\n
5)Harmoniczne parzyste w każdym tygodniu wartość maksymalna ze zbioru 10-minutowych średnich wartości współczynnika odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego (THD), uwzględniającego wyższe harmoniczne do rzędu 50, jest mniejsza lub równa 8 %.
\n
6.Przedsiębiorstwo energetyczne, do którego sieci są przyłączeni odbiorcy, może dla poszczególnych grup przyłączeniowych ustalić w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów jakościowych energii elektrycznej niepowodujących pogorszenia parametrów określonych w ust. 1 i 5 albo ustalonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, a także wskazać właściwe normy dotyczące kompatybilności elektromagnetycznej dla urządzeń, instalacji i sieci przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym do 0,4 kV.
\n
7.Napięcie znamionowe sieci niskiego napięcia odpowiada wartości 230/400 V.
\n
8.Dla grupy przyłączeniowej VI parametry jakościowe energii elektrycznej dostarczanej z sieci określa umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa.
\n
9.Operator systemu elektroenergetycznego zapewnia utrzymanie parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w ust. 5 pod warunkiem, że:
\n
1)użytkownik systemu pobiera z sieci lub wprowadza do sieci moc czynną równą mocy umownej lub mniejszą;
\n
2)moc bierna pobierana z sieci lub wprowadzana do sieci przez użytkownika systemu nie przekracza granicznych wartości określonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej;
\n
3)użytkownik systemu wypełnia zobowiązania dotyczące regulacji mocy biernej i napięcia określone w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej.
\n
3)użytkownik systemu wypełnia zobowiązania dotyczące regulacji mocy biernej i napięcia albo w umowie kompleksowej. określone w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej
\n
§ 461. Przez współczynnik odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia
\n
albo w umowie kompleksowej. zasilającego (THD), o którym mowa w § 45– ust.
\n
1 pkt 5 oraz ust. 5 pkt 5, należy rozumieć Dziennik Ustaw 42 –
\n
§ 461.określający
\n
Przez współczynnik wyższymi współczynnik łącznie wyższeodkształcenia harmoniczne napięcia [uh]harmonicznymi obliczany wedługnapięcia wzoru:
\n
Poz. 919
\n
§ 461. Przez współczynnik odkształcenia wyższymi harmonicznymi napięcia zasilającego (THD), o którym mowa
\n
zasilającego (THD), o którym mowa w § 45 ust.
\n
1 pkt 5 oraz ust. 5 pkt 5, należy rozumieć 50 w § 45 ust. 1 pkt 5 oraz ust. 5 pkt 5, należy rozumieć współczynnik określający łącznie wyższe harmoniczne napięcia [uh] obliczany według wzoru: określający łącznie wyższe 2 współczynnik harmoniczne [uh] obliczany według wzoru: √ THD = ∑(u )napięcia h=2 50 h THD = √∑(uh )2 h=2 gdzie poszczególne symbole oznaczają:
\n
THD
\n
–współczynnik gdzie poszczególne symbole oznaczają: odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego, gdzie poszczególne symbole napięcia oznaczają: u
\n
–wartość względną w procentach składowej podstawowej, h THD – współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego, uh h THD
\n
–napięcia współczynnik odkształcenia harmonicznymi h rząd wyższej harmonicznej.
\n
–wartość względną w procentach składowej podstawowej, napięcia zasilającego, uh Przez –wskaźnik wartość względną napięcia migotania w procentach składowej 2. długookresowego światła (Plt), opodstawowej, którym mowa w § 45 ust.
\n
–rząd wyższej harmonicznej. harmonicznej.
\n
1 pkth3, ust. –4 rząd pkt 2wyższej oraz ust.
\n
5 pkt 3, należy rozumieć wskaźnik obliczany na podstawie 2. Przez wskaźnik długookresowego migotania światła (Plt), o którym mowa w § 45 ust. 1 pkt 3, ust. 4 pkt 2 oraz ust. 5 2. Przez wskaźnik długookresowego migotania światła (Plt), owartości którym mowa w § 45 ust. sekwencji 12 kolejnych wartości wskaźników krótkookresowego migotania światła (Pst) pkt 3, należy rozumieć wskaźnik obliczany na podstawie sekwencji 12 kolejnych wskaźników krótkookresowego migotania światła (Pst) mierzonych przez 10 min występujących w okresie 2 godz., według wzoru:
\n
1 pkt 3, ust.przez 4 pkt102min orazwystępujących ust. 5 pkt 3, w należy rozumieć obliczany na podstawie mierzonych okresie 2 godz.,wskaźnik według wzoru: sekwencji 12 kolejnych wartości wskaźników12krótkookresowego migotania światła (Pst) 3 P3 mierzonych przez 10 min występujących √∑ 2stigodz., według wzoru:
\n
Pltw=okresie 12 i=1 12 3 Psti √ P = ∑ lt gdzie poszczególne symbole oznaczają:
\n
12 poszczególnemigotania symbole światła, oznaczają: i=1 Plt – wskaźnikgdzie długookresowego 3 Pst
\n
–wskaźnikmigotania długookresowego
\n
–wskaźnikPlt krótkookresowego światła, migotania światła, i gdzie poszczególne symbole oznaczają:migotania światła, Pst
\n
–wskaźnik krótkookresowego
\n
–sekwencję wartości Pst. iPlt wskaźnik długookresowego migotania światła, ––sekwencję wartości Pst.
\n
Pst
\n
–wskaźnik krótkookresowego migotania światła,
\n
§ 471. Ustala się następujące rodzaje przerw w dostarczaniu energii elektrycznej
\n
1)1. Ustalaz się następujące rodzaje przerw wsieci dostarczaniu energii elektrycznej: planowane §– 47. wynikające programu prac eksploatacyjnych elektroenergetycznej; czas trwania tej przerwy jest i – sekwencję wartości Pst. liczony od chwili otwarcia wyłącznika do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej;
\n
2)
\n
§ 471. Ustala się następujące
\n
rodzaje dostarczaniu energii elektrycznej: nieplanowane
\n
–spowodowane wystąpieniem awariiprzerw w sieci w elektroenergetycznej, przy czym czas trwania tej przerwy jest liczony od chwili uzyskania przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej informacji o jej wystąpieniu do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej.
\n
2.Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, w zależności od czasu ich trwania, dzieli się na przerwy:
\n
1)przemijające (mikroprzerwy) – trwające nie dłużej niż 1 s;
\n
2)krótkie – trwające dłużej niż 1 s i nie dłużej niż 3 min;
\n
3)długie – trwające dłużej niż 3 min i nie dłużej niż 12 godz.;
\n
4)bardzo długie – trwające dłużej niż 12 godz. i nie dłużej niż 24 godz.;
\n
5)katastrofalne – trwające dłużej niż 24 godz.
\n
3.Przerwa planowana, o której odbiorca nie został powiadomiony w formie, o której mowa w § 49 pkt 4, jest traktowana jako przerwa nieplanowana.
\n
4.Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I–III i VI:
\n
1)dopuszczalny czas trwania jednorazowej przerwy planowanej i nieplanowanej w dostarczaniu energii elektrycznej oraz dopuszczalny łączny czas trwania w roku wyłączeń planowanych i nieplanowanych określa umowa o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo umowa kompleksowa;
\n
2)w przypadku gdy odbiorcą jest przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii elektrycznej w zakresie potrzeb własnych stacji elektroenergetycznej najwyższych napięć, dopuszczalne czasy trwania przerw, o których mowa w ust. 1, są co najmniej o połowę krótsze od czasów określonych w ust. 5. Dziennik Ustaw
\n
–43 – Poz. 919 5. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych IV i V dopuszczalny czas trwania:
\n
1)
\n
2)jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej nie może przekroczyć w przypadku: a) przerwy planowanej – 16 godz., b) przerwy nieplanowanej – 24 godz.; przerw w roku stanowiący sumę czasów trwania przerw jednorazowych długich i bardzo długich nie może przekroczyć w przypadku: a) przerw planowanych – 35 godz., b) przerw nieplanowanych – 48 godz.
\n
§ 481. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w terminie do dnia 31 marca każdego roku, publikuje
\n
na swojej stronie internetowej wartości wskaźników dotyczących czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej wyznaczone dla poprzedniego roku:
\n
1)wskaźnik: a) energii elektrycznej niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS), wyrażony w MWh na rok, stanowiący sumę iloczynów mocy niedostarczonej wskutek przerwy i czasu trwania tej przerwy, obejmujący przerwy krótkie, długie i bardzo długie, z uwzględnieniem przerw katastrofalnych i bez uwzględnienia tych przerw, b) średniego czasu trwania przerwy w systemie przesyłowym elektroenergetycznym (AIT), wyrażony w minutach na rok, stanowiący iloczyn liczby 60 i wskaźnika energii niedostarczonej przez system przesyłowy elektroenergetyczny (ENS) podzielony przez średnią moc dostarczaną przez system przesyłowy elektroenergetyczny wyrażoną w MW; średnią moc dostarczaną przez system przesyłowy elektroenergetyczny stanowi energia elektryczna dostarczona przez ten system w danym roku wyrażona w MWh podzielona przez liczbę godzin w danym roku
\n
–wyznaczone dla systemu przesyłowego elektroenergetycznego oraz oddzielnie dla każdego poziomu napięcia w tym systemie;
\n
2)wskaźnik: a) przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (SAIDI), wyrażony w minutach na odbiorcę na rok, stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w danym roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców, b) przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich (SAIFI), stanowiący iloraz liczby odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw tego rodzaju w danym roku i łącznej liczby obsługiwanych odbiorców
\n
–wyznaczone oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych, z uwzględnieniem przerw katastrofalnych oraz bez uwzględnienia tych przerw;
\n
3)wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (MAIFI), stanowiący iloraz liczby odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw krótkich w danym roku i łącznej liczby obsługiwanych odbiorców.
\n
2.Dla każdego wskaźnika, o którym mowa w ust. 1 pkt 2 i 3, podaje się liczbę obsługiwanych odbiorców przyjętą do jego wyznaczenia.
\n
3.Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, w terminie do dnia 31 marca każdego roku, publikuje na swojej stronie internetowej wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej wyznaczone dla poprzedniego roku, na zasadach określonych w ust. 1 pkt 2 i 3.
\n
4.Dla każdego z wskaźników, o których mowa w ust. 3, podaje się liczbę obsługiwanych odbiorców przyjętą do jego wyznaczenia.
\n
§ 49Przedsiębiorstwo energetyczne w zakresie standardów jakościowych obsługi odbiorców
\n
1)przyjmuje od odbiorców przez całą dobę zgłoszenia i reklamacje dotyczące dostarczania energii elektrycznej z sieci;
\n
2)bezzwłocznie przystępuje do usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej spowodowanych nieprawidłową pracą sieci;
\n
3)udziela odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii w sieci; Dziennik Ustaw
\n
4)
\n
5)
\n
–44 – Poz. 919 powiadamia z co najmniej 5-dniowym wyprzedzeniem o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej w formie: a) ogłoszeń prasowych, internetowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych lub w inny sposób zwyczajowo przyjęty na danym terenie – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, b) indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą innego środka komunikowania się – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, c) wiadomości wysyłanych na adres poczty elektronicznej, jeżeli odbiorca udostępnił ten adres przedsiębiorstwu energetycznemu w umowie, lub w sposób określony w umowie; informuje na piśmie lub w inny sposób określony w umowie z co najmniej: a) tygodniowym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o zamierzonej zmianie nastawień w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na współpracę ruchową z siecią, b) rocznym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym równym 1 kV lub niższym o konieczności dostosowania urządzeń i instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu prądów zwarcia, zmiany rodzaju przyłącza lub innych warunków funkcjonowania sieci, c) 3-letnim wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV o konieczności dostosowania urządzeń i instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu prądów zwarcia lub zmianie innych warunków funkcjonowania sieci;
\n
6)odpłatnie podejmuje stosowne czynności w sieci w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania, przez odbiorcę lub inny podmiot, prac w obszarze oddziaływania tej sieci;
\n
7)nieodpłatnie udziela informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf;
\n
8)rozpatruje wnioski lub reklamacje odbiorcy w sprawie rozliczeń i udziela odpowiedzi nie później niż w terminie 14 dni od dnia złożenia wniosku lub zgłoszenia reklamacji, chyba że w umowie między stronami określono inny termin, z wyłączeniem spraw określonych w pkt 9, które są rozpatrywane w terminie 14 dni od zakończenia stosownych kontroli i pomiarów;
\n
9)na wniosek odbiorcy dokonuje sprawdzenia dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej dostarczanej z sieci określonych w § 45 ust. 1 i 5, albo ustalonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, przez wykonanie odpowiednich pomiarów; w przypadku zgodności zmierzonych parametrów jakościowych energii elektrycznej z parametrami określonymi w § 45 ust. 1 i 5 albo ustalonymi w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej, koszty sprawdzenia i pomiarów ponosi odbiorca na zasadach określonych w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego;
\n
10)na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu i uznaniu jego zasadności, udziela bonifikaty w wysokości określonej w taryfie przedsiębiorstwa energetycznego za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej określonych w § 45 ust. 1 i 5 albo ustalonych w umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej albo w umowie kompleksowej;
\n
11)niezwłocznie przekazuje odbiorcy protokoły z czynności określonych w pkt 6 lub 9.
\n
§ 501. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, na żądanie
\n
odbiorcy, dokonuje sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego nie później niż w terminie 14 dni od dnia zgłoszenia żądania.
\n
2.Odbiorca lub operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego ma prawo żądać laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego. Badania laboratoryjne przeprowadza się w terminie 14 dni od dnia zgłoszenia żądania.
\n
3.Podmiot niebędący właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego pokrywa koszty sprawdzenia prawidłowości działania tego układu oraz badania laboratoryjnego tylko w przypadku, gdy nie stwierdzono nieprawidłowości w działaniu elementów układu pomiarowo-rozliczeniowego.
\n
4.W terminie 30 dni od dnia otrzymania wyniku badania laboratoryjnego odbiorca może zlecić wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego uprzednio układu pomiarowo-rozliczeniowego. Przedsiębiorstwo energetyczne umożliwia przeprowadzenie takiej ekspertyzy. Dziennik Ustaw
\n
–45 – Poz. 919 5. Koszty ekspertyzy, o której mowa w ust. 4, pokrywa odbiorca.
\n
6.W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowo-rozliczeniowego, z wyłączeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej, przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej zwraca koszty, o których mowa w ust. 3 i 5, a także informuje sprzedawcę o korekcie:
\n
1)danych pomiarowo-rozliczeniowych lub innych danych wpływających na dokonywane przez sprzedawcę rozliczenia;
\n
2)należności za usługę dystrybucji energii elektrycznej świadczonej na podstawie umowy kompleksowej.
\n
7.W przypadku wymiany układu pomiarowo-rozliczeniowego w trakcie dostarczania energii elektrycznej, a także po zakończeniu jej dostarczania przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej wydaje odbiorcy, nie później niż w terminie 14 dni od dnia zakończenia okresu rozliczeniowego, w którym nastąpił demontaż, dokument zawierający dane identyfikujące układ pomiarowo-rozliczeniowy i stan wskazań licznika w chwili demontażu.
\n
Rozdział 11
\n
Przepisy przejściowe i końcowe
\n
§ 51
\n
1.Warunki przyłączenia dla obiektów istniejących, o których mowa w art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/631, art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/1388 oraz art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/1447, określone przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia obowiązują przez czas w nich oznaczony.
\n
2.Warunki przyłączenia dla obiektów podlegającym wymogom rozporządzenia 2016/631 na podstawie art. 3 ust. 1 tego rozporządzenia, wymogom rozporządzenia 2016/1388 na podstawie art. 3 ust. 1 tego rozporządzenia lub wymogom rozporządzenia 2016/1447 na podstawie art. 3 ust. 1 tego rozporządzenia oraz dla obiektów modernizowanych zgodnie z procedurą określoną w art. 4 ust. 1 lit. a rozporządzenia 2016/631, art. 4 ust. 1 lit. a rozporządzenia 2016/1388 lub art. 4 ust. 1 lit. a rozporządzenia 2016/1447 określone przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia obowiązują przez czas w nich oznaczony.
\n
§ 521. W przypadku gdy wytwórca energii elektrycznej lub posiadacz innego zasobu przed dniem wejścia w życie
\n
niniejszego rozporządzenia aktywnie uczestniczyli w bilansowaniu systemu w rozumieniu przepisów rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. poz. 623, z 2008 r. poz. 178 i 1005, z 2020 r. poz. 2026 oraz z 2022 r. poz. 2007):
\n
1)ten wytwórca energii elektrycznej lub ten posiadacz zasobu nie mają obowiązku przechodzić procesu kwalifikacji wstępnej, o którym mowa w § 20 ust. 6 niniejszego rozporządzenia, w odniesieniu do zasobu, którego dotyczyło aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu, i do zakresu usług bilansujących świadczonego dotychczas przy pomocy tego zasobu;
\n
2)dostawca usług bilansujących wskazany przez tego wytwórcę lub tego posiadacza zasobu nie ma obowiązku występowania z wnioskiem o utworzenie jednostki grafikowej w odniesieniu do zasobu, którego dotyczy zwolnienie z obowiązku przejścia procesu kwalifikacji wstępnej, o którym mowa w § 20 ust. 6 niniejszego rozporządzenia.
\n
1a.15) W przypadku gdy wytwórca energii elektrycznej lub posiadacz innego zasobu w okresie od dnia wejścia w życie niniejszego rozporządzenia do dnia poprzedzającego dzień wejścia w życie warunków dotyczących bilansowania, o których mowa w § 53 ust. 1 niniejszego rozporządzenia, rozpoczęli aktywne uczestnictwo w bilansowaniu systemu w rozumieniu przepisów rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego:
\n
1)ten wytwórca lub ten posiadacz nie mają obowiązku przechodzić procesu kwalifikacji wstępnej, o którym mowa w § 20 ust. 6 niniejszego rozporządzenia, w odniesieniu do zasobu, którego dotyczy rozpoczęcie aktywnego uczestnictwa w bilansowaniu systemu, i do zakresu usług bilansujących świadczonego w tym okresie przy pomocy tego zasobu;
\n
2)dostawca usług bilansujących wskazany przez tego wytwórcę lub tego posiadacza nie ma obowiązku występowania z wnioskiem o utworzenie jednostki grafikowej w odniesieniu do zasobu, którego dotyczy zwolnienie z obowiązku przejścia procesu kwalifikacji wstępnej, o którym mowa w § 20 ust. 6 niniejszego rozporządzenia.
\n
15)Dodany przez § 1 pkt 1 rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 13 października 2023 r. zmieniającego rozporządzenie w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. poz. 2280), które weszło w życie z dniem 24 października 2023 r. Dziennik Ustaw
\n
–46 – Poz. 919 2. W odniesieniu do:
\n
1)użytkownika systemu posiadającego jednostkę wytwórczą centralnie dysponowaną, który przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia w odniesieniu do tej jednostki nie uczestniczył w bilansowaniu systemu w rozumieniu przepisów rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
\n
2)użytkownika systemu, któremu przed dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia wydano warunki przyłączenia do sieci przesyłowej modułu wytwarzania energii innego niż moduł wytwarzania energii cieplny kondensacyjny lub moduł wytwarzania energii elektrowni szczytowo-pompowej, a który przed tą datą nie przyłączył się do sieci
\n
–obowiązek wskazania dostawcy usług bilansujących określony w § 19 ust. 7 niniejszego rozporządzenia oraz obowiązek podlegania pełnemu zakresowi dysponowania określony w § 20 ust. 4 pkt 1 niniejszego rozporządzenia mają zastosowanie od dnia 1 stycznia 2026 r.
\n
3.Przepisy ust. 2 nie pozbawiają użytkownika systemu prawa do wystąpienia przed dniem 1 stycznia 2026 r. z wnioskiem o zmianę statusu tej jednostki na podstawie § 14 ust. 1.
\n
4.Obowiązki określone w § 11 i § 12 ust. 3 pkt 5 wykonuje się do dnia uruchomienia centralnego systemu informacji rynku energii, o którym mowa w art. 3 pkt 69 ustawy. Od dnia uruchomienia centralnego systemu informacji rynku energii dane udostępnia się lub przekazuje się zgodnie z przepisami rozdziału 2d ustawy.
\n
§ 531. Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego przedkłada Prezesowi URE do zatwierdzenia warunki
\n
dotyczące bilansowania zgodne z przepisami niniejszego rozporządzenia oraz art. 18 rozporządzenia 2017/2195, nie później niż w terminie czterech miesięcy od dnia wejścia w życie niniejszego rozporządzenia.
\n
2.Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego przedkłada Prezesowi URE do zatwierdzenia instrukcję, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, zgodną z przepisami rozporządzenia nie później niż w terminie czterech miesięcy od dnia uprawomocnienia się decyzji o zatwierdzeniu warunków dotyczących bilansowania, o których mowa w ust. 1.
\n
3.Operatorzy systemów elektroenergetycznych, sprzedawcy, odbiorcy, wytwórcy energii elektrycznej oraz posiadacze magazynów energii elektrycznej dostosowują zawarte umowy o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej do przepisów rozporządzenia, warunków dotyczących bilansowania, o których mowa w ust. 1, oraz instrukcji, o której mowa w ust. 2, w terminie zapewniającym obowiązywanie zmian umów na dzień wejścia w życie odpowiednio warunków dotyczących bilansowania, o których mowa w ust. 1, oraz instrukcji, o której mowa w ust. 2.
\n
4.Do dnia wejścia w życie warunków dotyczących bilansowania, o których mowa w ust. 1, opracowanych przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego, bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi jest prowadzone na podstawie warunków dotyczących bilansowania i instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, zgodnych z przepisami rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, a operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego prowadzi rozliczenia zgodnie z tymi dokumentami.
\n
5.Do dnia wejścia w życie instrukcji, o której mowa w ust. 2, opracowanej przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego zgodnie z ust. 2, obowiązuje instrukcja zgodna z przepisami rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
\n
6.16) Do zmian warunków dotyczących bilansowania i instrukcji obowiązujących do dnia wejścia w życie odpowiednio warunków dotyczących bilansowania, o których mowa w ust. 1, oraz instrukcji, o której mowa w ust. 2, stosuje się przepisy rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
\n
§ 54Dla urządzeń, instalacji i sieci będących obiektami istniejącymi w rozumieniu art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia
\n
2016/631, art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/1388 oraz art. 4 ust. 1 i 2 rozporządzenia 2016/1447, w zakresie wymagań technicznych, o których mowa w § 5 ust. 1 niniejszego rozporządzenia, stosuje się przepisy załącznika nr 1 do rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz instrukcję, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, opracowaną przez operatora systemu elektroenergetycznego właściwego ze względu na miejsce przyłączenia.
\n
16)Dodany przez § 1 pkt 2 rozporządzenia, o którym mowa w odnośniku 15. Dziennik Ustaw
\n
–47 – Poz. 919
\n
§ 55Dla urządzeń, instalacji i sieci niewymienionych w § 5 ust. 3 niniejszego rozporządzenia stosuje się przepisy
\n
załącznika nr 1 do rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (w brzmieniu z dnia 16 listopada 2020 r., Dz. U. poz. 2026) oraz instrukcję, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy.
\n
§ 56Wytwórca energii elektrycznej oraz posiadacz magazynu energii elektrycznej utrzymują zdolności techniczne
\n
w ramach obrony i odbudowy systemu posiadane przez moduły wytwarzania energii lub magazyny energii elektrycznej przed dniem wejścia w życie rozporządzenia.
\n
§ 57Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia17).18)
\n
17)
\n
18)Rozporządzenie zostało ogłoszone w dniu 28 kwietnia 2023 r.
\n
Niniejsze rozporządzenie było poprzedzone rozporządzeniem Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. poz. 623, z 2008 r. poz. 178 i 1005, z 2020 r. poz. 2026 oraz z 2022 r. poz. 2007), które utraciło moc z dniem wejścia w życie niniejszego rozporządzenia zgodnie z art. 25 ust. 1 ustawy z dnia 19 lipca 2019 r. o zmianie ustawy o odnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw (Dz. U. poz. 1524, z 2021 r. poz. 1093 oraz z 2022 r. poz. 1723). Dziennik Ustaw
\n
–48 – Poz. 919 Załączniki do rozporządzenia Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 22 marca 2023 r. (Dz. U. z 2025 r. poz. 919) Załącznik nr 1 WYMAGANIA TECHNICZNE DLA PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI ORAZ WYMAGANIA TECHNICZNE DOTYCZĄCE FUNKCJONOWANIA SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH I ZAPEWNIANIA PRZEZ NIE BEZPIECZEŃSTWA PRACY KRAJOWEGO SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO CZĘŚĆ I. WYMAGANIA OGÓLNE 1. Zagadnienia ogólne.
\n
1.1. Wymagania techniczne dotyczą urządzeń, instalacji i sieci stanowiących krajowy system elektroenergetyczny.
\n
1.2. Wymagania techniczne dla połączeń międzysystemowych są uzgadniane między właściwymi operatorami systemów i uregulowane w odrębnych dokumentach.
\n
1.3. Szczegółowe wymagania techniczne określa operator systemu elektroenergetycznego w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne (Dz. U. z 2024 r. poz. 266, z późn. zm.), zwanej dalej „ustawą”.
\n
2.Wymagania ogólne w zakresie parametrów zwarciowych oraz regulacji prowadzonej za pomocą transformatorów.
\n
2.1. Urządzenia, instalacje i sieci przyłączone do krajowego systemu elektroenergetycznego muszą być dostosowane do warunków zwarciowych określonych w miejscu ich przyłączenia przez właściwego operatora systemu.
\n
2.2. Wymaga się, aby zwarcia występujące w urządzeniach, instalacjach i sieciach przyłączonych do krajowego systemu elektroenergetycznego były eliminowane z czasem nie dłuższym niż:
\n
1)120 ms dla urządzeń, instalacji i sieci o napięciu znamionowym równym 220 kV lub wyższym, zwanym dalej „najwyższym napięciem” lub „NN”;
\n
2)150 ms dla urządzeń, instalacji i sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym, ale niższym niż 220 kV, zwanym dalej „wysokim napięciem” lub „WN”.
\n
2.3. W uzasadnionych przypadkach, ze względu na stabilność dynamiczną systemu elektroenergetycznego, operator systemu przesyłowego może określić krótsze czasy eliminacji zwarć niż wymagane w pkt 2.2, osiągalne przy zastosowaniu rozwiązań technicznych wykorzystujących dostępne aparaty i urządzenia.
\n
2.4. Ze względu na szczegółowe rozwiązania konstrukcyjne układów rozdzielni, w których eliminacja zwarcia wymaga sekwencyjnego wyłączania co najmniej dwóch wyłączników, operator systemu przesyłowego może dopuścić dłuższe czasy eliminacji zwarć niż wymagane w pkt 2.2, przy spełnieniu kryteriów stabilności dynamicznej systemu elektroenergetycznego.
\n
2.5. W przypadkach wskazanych w pkt 2.3 i 2.4 operator systemu przesyłowego przedstawia wyniki odpowiednich analiz, uzasadniających modyfikację wymagań dotyczących czasów eliminacji zwarć wymaganych w pkt 2.2.
\n
2.6. W celu spełnienia wymagań z pkt 2.2–2.4 właściwy operator systemu określa w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, szczegółowe informacje dotyczące wymaganych czasów działania urządzeń oraz układów odnoszące się w szczególności do:
\n
1)układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, urządzeń zabezpieczeniowych i zawartych w nich funkcji zabezpieczeniowych i automatyk lub układów i urządzeń współpracujących z nimi, zwanych dalej „układami i urządzeniami EAZ”;
\n
2)zespołów urządzeń teletransmisyjnych oraz infrastruktury teletransmisyjnej, wykorzystywanych do transmisji sygnałów między układami i urządzeniami EAZ zlokalizowanymi w różnych obiektach sieci, zwanych dalej „łączami telekomunikacyjnymi dla potrzeb EAZ”;
\n
3)aparatury pierwotnej. (Dz. Urz. UE L 220 z 25.08.2017, str. 1, z późn. zm.), zwanego dalej „rozporządzeniem (Dz. Urz. UE L 220 z 25.08.2017, str. 1, z późn. zm.), zwanego dalej „rozporządzeniem 2017/1485”. 2017/1485”.
\n
2.8. Uzwojenia transformatorów podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu WN lub Dziennik Ustaw 2.8. Uzwojenia transformatorów podmiotów
\n
–49 – przyłączonych do sieci o napięciu WN lub Poz. 919 sieci o napięciu NN, po stronie górnego napięcia, na którego poziomie podmioty te są sieci o napięciu NN, po stronie górnego napięcia, na którego poziomie podmioty te są 2.7. Transformatory do siecibyć zamkniętej o napięciu znamionowym WNnie lubdotyczy o napięciu znamionowym NN, przyłączoneprzyłączone do sieci, muszą połączone w gwiazdę.
\n
Wymóg ten kolejowych spełniające wymogi określone w art.muszą 19 ust.być 2 lit.połączone c oraz d oraz art. 19 ust.
\n
3 lit. a ten rozporządzenia (UE) 2016/1388 przyłączone do sieci, ww gwiazdę.
\n
Wymóg nie dotyczyKomisji kolejowych podstacji systemu 2×25 przy przyłączenia uwzględnieniu warunku nieprzekraczania z dnia 17 sierpnia 2016 r.trakcyjnych ustanawiającego kodeks siecikV, dotyczący odbioru (Dz. Urz.
\n
UE L 223 z 18.08.2016, podstacji trakcyjnych systemu 2×25 2016/1388”, kV, przy uwzględnieniu warunku nieprzekraczania str. 10, z późn.poziomu zm.), zwanego dalej „rozporządzeniem umożliwiać współpracę z nadrzędnymi asymetrii napięciowej, odpowiednio domuszą wymagań parametrów jakości energii układami regulacji orazpoziomu blokowanie działanianapięciowej, przełącznika zaczepów w celu realizacji obowiązków operatora systemu asymetrii odpowiednio doumożliwienia wymagań parametrów jakości energii określonych w § 45 rozporządzenia. przesyłowegoelektrycznej i operatora systemu dystrybucyjnego w zakresie regulacji napięcia i zarządzania mocą bierną określonych elektrycznej określonych w § 45 rozporządzenia. w art. 29 rozporządzenia Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiającego wytyczne dotyczące pracy 2.9. Punkty gwiazdowe transformatorów i autotransformatorów przyłączonych do sieci systemu przesyłowego Urz. UE L 220izautotransformatorów 25.08.2017, str. 1, z późn. zm.), zwanego 2.9. energii Punktyelektrycznej gwiazdowe(Dz. transformatorów przyłączonych do dalej sieci „rozporząWN lub sieci NN oraz aparatura łączeniowa z nimi współpracująca muszą umożliwiać zarówno dzeniem 2017/1485”.
\n
WN lub sieci NN oraz aparatura łączeniowa z nimi współpracująca muszą umożliwiać zarówno ich bezpośrednie uziemienie, jak i pracę bez połączenia z układem uziemiającym. Wskazania ich bezpośrednie uziemienie, jak i przyłączonych pracę bez połączenia uziemiającym.
\n
Wskazania 2.8. Uzwojenia transformatorów podmiotów do sieci zo układem napięciu WN lub sieci o napięciu NN, po stronie sposobu pracypoziomie punktów gwiazdowych poszczególnych jednostek transformatorowych górnego napięcia, na którego podmioty te są przyłączone do sieci, muszą być połączone w gwiazdę. Wymóg ten sposobu pracy punktów gwiazdowych poszczególnych jednostek transformatorowych nie dotyczy kolejowych podstacjisystemu trakcyjnych systemu 2×25 dokonuje operator przesyłowego, tak kV, aby:przy uwzględnieniu warunku nieprzekraczania poziomu asymetrii napięciowej, do wymagań parametrów dokonuje odpowiednio operator systemu przesyłowego, tak jakości aby: energii elektrycznej określonych w § 45 rozporządzenia.
\n
1)we wszystkich punktach sieci, we wszystkich stanach ruchowych, współczynnik zwarcia
\n
1)we wszystkich punktach sieci, we wszystkich stanach ruchowych, współczynnik zwarcia 2.9. Punkty gwiazdowe transformatorów i autotransformatorów przyłączonych siecilub WNdwóch lub sieci NNjako oraz aparatura doziemnego określony dla stanu zwarcia z ziemią (jednej do fazy faz), określony dla stanu zwarcia ziemią (jednej fazy lub dwóch łączeniowa z nimidoziemnego współpracująca muszą umożliwiać zarównoz ich bezpośrednie uziemienie, jak i faz), pracę jako bez połączenia stosunek maksymalnej wartości skutecznej napięcia fazy nieuszkodzonej względem z układem uziemiającym. sposobu pracy punktów gwiazdowych jednostekwzględem transformatorowych stosunekWskazania maksymalnej wartości skutecznej napięcia poszczególnych fazy nieuszkodzonej dokonuje operator systemu przesyłowego, aby:w przypadku niewystępowania zwarcia, nie przekraczał ziemi, do napięcia tejtakfazy ziemi, do napięcia tej fazy w przypadku niewystępowania zwarcia, nie przekraczał wartości:
\n
1)we wszystkich punktach sieci, we wszystkich stanach ruchowych, współczynnik zwarcia doziemnego określony dla wartości: stanu zwarcia z ziemią (jednej fazy lub dwóch faz), jako stosunek maksymalnej wartości skutecznej napięcia fazy
\n
a)1,3 w sieci NN, nieuszkodzonej ziemi,
\n
a)względem 1,3 w sieci NN,do napięcia tej fazy w przypadku niewystępowania zwarcia, nie przekraczał wartości:
\n
b)1,4 w sieci WN;
\n
b)NN, 1,4 w sieci WN;
\n
a)1,3 w sieci
\n
2)sposób pracy punktu gwiazdowego jednostek transformatorowych pracujących sposób
\n
b)1,42)w sieci WN; pracy punktu gwiazdowego jednostek transformatorowych pracujących w sieciach WN oraz sieciach NN powinien być zgodny z warunkami określonymi przez w sieciach WN oraz sieciach NN powinien być zgodny z warunkami określonymi przez
\n
2)sposób pracy ich punktu gwiazdowego jednostekdo transformatorowych pracujących w sieciach WN oraz sieciach NN powiproducenta odpowiednio właściwości układów izolacyjnych. ich producenta do właściwości układów izolacyjnych. nien być zgodny z warunkamiodpowiednio określonymi przez ich producenta odpowiednio do właściwości układów izolacyjnych.
\n
2.10. Działania operatora systemu przesyłowego dotyczące uziemiania albo 2.10. Działania operatora systemu przesyłowego dotyczące uziemiania albo 2.10. Działania operatorapunktów systemu gwiazdowych przesyłowego dotyczące albo nieuziemiania punktów gwiazdowych jednieuziemiania jednostekuziemiania transformatorowych WN i NN zmierzają do nieuziemiania WN punktów gwiazdowych jednostek transformatorowych WN i NN do jednofazonostek transformatorowych i NN zmierzają do zapewnienia, aby we wszystkich punktach siecizmierzają prąd zwarcia zapewnienia, aby we wszystkich punktach sieci prąd zwarcia jednofazowego nie był większy wego nie byłzapewnienia, większy niż prąd trójfazowego. aby zwarcia we wszystkich punktach sieci prąd zwarcia jednofazowego nie był większy niż prąd zwarcia trójfazowego. niż prąd zwarcia trójfazowego.
\n
2.11. Wymagania określone w pkt 2.9 i 2.10 są spełnione, gdy:
\n
2.11. Wymagania określone w pkt 2.9 i 2.10 są spełnione, gdy:
\n
2.11. Wymagania określone w pkt 2.9 i 2.10 są spełnione, gdy:
\n
1)w sieci NN:
\n
1)w sieci NN:
\n
1)w sieci NN:
\n
𝑋𝑋 𝑅𝑅 1 ≤𝑋𝑋 0 ≤ 2 oraz𝑅𝑅 0 ≤ 0,5, 1 ≤ 𝑋𝑋𝑋𝑋01≤ 2 oraz 𝑋𝑋𝑋𝑋01≤ 0,5, 1 1
\n
2)w sieci WN:
\n
2)w sieci2) WN:w sieci WN:
\n
X R 1 ≤X 0 ≤ 3 orazR 0 ≤ 1 1 ≤ XX01≤ 3 oraz XX01≤ 1 gdzie poszczególne symbole oznaczają:
\n
1 1 X1 – reaktancję dla składowej symetrycznej zgodnej wyznaczoną w miejscu zwarcia, X0 – reaktancję dla składowej symetrycznej zerowej wyznaczoną w miejscu zwarcia, R0 – rezystancję dla składowej symetrycznej zerowej wyznaczoną w miejscu zwarcia.
\n
Spełnienie wskazanych wyżej warunków oznacza, że odpowiednio sieć NN lub sieć WN pracuje ze skutecznie uziemionym punktem neutralnym.
\n
2.12. W przypadku gdy właściwości izolacji jednostek transformatorowych uniemożliwiają pracę z nieuziemionymi punktami gwiazdowymi i spełnienie warunku 1 ≤ X0 / X1, operator systemu przesyłowego może zaakceptować fakt, że prąd zwarcia jednofazowego z ziemią jest większy od prądu zwarcia trójfazowego.
\n
3.Wymagania dotyczące układów i urządzeń EAZ. Dziennik Ustaw
\n
–50 – Poz. 919
\n
Rozdział 1
\n
Zakres przedmiotowy wymagań 3.1. W rozdziale 2 określa się wymagania techniczne dla układów i urządzeń EAZ w sieci WN oraz w sieci NN w zakresie:
\n
1)linii elektroenergetycznych WN oraz linii elektroenergetycznych NN pracujących w sieci zamkniętej;
\n
2)linii elektroenergetycznych NN służących do wyprowadzania mocy w ramach modułów wytwarzania energii, zwanych dalej „liniami NN służącymi do wyprowadzania mocy”;
\n
3)linii elektroenergetycznych WN służących do wyprowadzania mocy w ramach modułów wytwarzania energii, zwanych dalej „liniami WN służącymi do wyprowadzania mocy”;
\n
4)linii elektroenergetycznych jednostronnie zasilanych WN oraz linii elektroenergetycznych jednostronnie zasilanych NN, niepracujących w sieci zamkniętej;
\n
5)transformatorów o napięciu znamionowym strony górnej transformatora WN albo NN;
\n
6)stacji pracujących w sieci zamkniętej, z przyłączonymi modułami wytwarzania energii, zwanych dalej „stacjami przyelektrownianymi”;
\n
7)rozdzielni WN oraz rozdzielni NN.
\n
3.2. W rozdziale 3 określa się wymagania techniczne dla układów i urządzeń EAZ w sieciach o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV i niższym niż 110 kV, zwanym dalej „średnim napięciem” lub „SN”.
\n
3.3. Elementy sieci wyposaża się w układy i urządzenia EAZ, zapewniające w szczególności:
\n
1)samoczynną selektywną likwidację zakłóceń sieciowych z zachowaniem, odpowiedniego dla danego elementu sieci, poziomu szybkości i czułości oraz niezawodności działania;
\n
2)lokalizację miejsca wystąpienia zakłócenia;
\n
3)prowadzenie ruchu stacji o górnym napięciu znamionowym WN lub NN, z użyciem środków pomiarowych, diagnostycznych, sterowniczych i sygnalizacyjnych, zapewniających bezpieczeństwo funkcjonowania poszczególnych elementów sieci oraz ich obsługi;
\n
4)zarejestrowanie przebiegów sygnałów analogowych oraz dwustanowych, czyli rejestrację zakłóceń i zdarzeń, umożliwiających w szczególności prześledzenie i analizę działania układów i urządzeń EAZ podczas zakłóceń.
\n
3.4. Układy i urządzenia EAZ muszą reagować na zakłócenia w pracy elementów sieci elektroenergetycznej oraz modułów wytwarzania energii, urządzeń i sieci podmiotów przyłączonych do sieci elektroenergetycznych, w szczególności na:
\n
1)zwarcia doziemne i międzyfazowe,
\n
2)zwarcia metaliczne i niemetaliczne, w tym wysokooporowe,
\n
3)zwarcia przemijające i trwałe,
\n
4)zwarcia rozwijające się,
\n
5)zakłócenia o charakterze technologicznym w urządzeniach,
\n
6)nieprawidłowe działanie wyłączników,
\n
7)niebezpieczny wzrost napięcia na liniach elektroenergetycznych
\n
–w tym zakłócenia stanowiące zagrożenie dla stabilności systemu elektroenergetycznego.
\n
3.5. Układy i urządzenia EAZ muszą działać w taki sposób, aby jak najszybciej eliminować zakłócenia. Czasy działania układów i urządzeń EAZ zapewniają:
\n
1)zachowanie warunków stabilności dynamicznej systemu elektroenergetycznego;
\n
2)zmniejszanie zakresu uszkodzeń w miejscach powstałych zakłóceń;
\n
3)zapobieganie nadmiernemu starzeniu się urządzeń;
\n
4)zmniejszanie zakłóceń technologicznych;
\n
5)bezpieczeństwo ludzi i urządzeń w obiektach sieci elektroenergetycznej. Dziennik Ustaw
\n
–51 – Poz. 919 3.6. Układy i urządzenia EAZ, aparaty, osprzęt instalacyjny oraz ich elementy muszą posiadać świadectwa jakości i świadectwa dopuszczające zastosowanie ich w obiektach sieci właściwego operatora systemu. Dotyczy to w szczególności:
\n
1)świadectw jakości i protokołów z wynikami badań laboratoriów potwierdzających zgodność wykonania urządzeń z wymaganiami norm międzynarodowych i europejskich;
\n
2)świadectw jakości i protokołów z wynikami badań przeprowadzonych przez jednostki badawcze;
\n
3)aktualnego świadectwa dopuszczającego do stosowania w sieci właściwego operatora systemu.
\n
Rozdział 2
\n
Wymagania dotyczące układów i urządzeń EAZ w sieciach WN lub sieciach NN 3.7. Ogólne wymagania techniczne dla układów i urządzeń EAZ pracujących w sieciach WN lub w sieciach NN, podyktowane względami niezawodnościowymi, są następujące:
\n
1)zabezpieczenia i automatyki poszczególnych elementów sieci i elementów do niej przyłączonych dobiera się, w szczególności w zakresie ich możliwości funkcjonalnych i konfiguracyjnych, do parametrów tych elementów sieci i elementów do niej przyłączonych oraz sposobu i przewidywanych warunków ich pracy;
\n
2)układy i urządzenia EAZ podmiotów przyłączonych do sieci WN lub do sieci NN muszą umożliwiać ich koordynację z układami i urządzeniami EAZ w tych sieciach, z zachowaniem selektywności ich działania;
\n
3)nastawienia układów i urządzeń EAZ podmiotów przyłączonych do sieci WN lub sieci NN muszą być koordynowane przez operatora systemu przesyłowego;
\n
4)poszczególne elementy sieci zamkniętej wyposaża się w przynajmniej dwa niezależne zestawy układów i urządzeń EAZ;
\n
5)układ i urządzenie EAZ realizuje co najmniej jedną funkcję zabezpieczeniową, przy czym rezerwujące się funkcje zabezpieczeniowe podstawowe tego samego rodzaju muszą być realizowane przez niezależne układy i urządzenia EAZ;
\n
6)stosuje się lokalne i zdalne rezerwowanie układów i urządzeń EAZ;
\n
7)poszczególne zestawy układów i urządzeń EAZ muszą być zasilane z oddzielnych obwodów zasilających oraz współpracować z oddzielnymi obwodami pomiarowymi prądowymi i napięciowymi, obwodami napięcia pomocniczego sterowniczego oraz obwodami wyłączającymi;
\n
8)obwody sterownicze napięcia pomocniczego poszczególnych obwodów układów i urządzeń EAZ muszą być zasilane z różnych sekcji rozdzielni prądu stałego, współpracujących z oddzielnymi bateriami akumulatorowymi; dla rozdzielni w układzie typu H dopuszcza się stosowanie pojedynczej baterii akumulatorowej;
\n
9)zapewnia się redundancję łączy telekomunikacyjnych dla potrzeb układów i urządzeń EAZ, z wyłączeniem przypadków wskazanych w pkt 3.29 i 3.30;
\n
10)stosuje się urządzenia z układami lub funkcjami ciągłej autodiagnostyki oraz ciągłej kontroli i testowania urządzeń i układów współpracujących;
\n
11)stosuje się elementy oraz rozwiązania układowe zgodne z wymaganiami norm, standardów lub specyfikacji właściciela układów i urządzeń EAZ, zapewniające bezpieczeństwo obwodów wtórnych;
\n
12)układy i urządzenia EAZ wyposaża się w układy kontroli ciągłości obwodów wyłączania;
\n
13)uszkodzenie jednego z układów i urządzeń EAZ przeznaczonych do zabezpieczenia elementu sieciowego w stacjach o górnym napięciu znamionowym NN nie może stwarzać konieczności odstawienia tego elementu z ruchu.
\n
3.8. Układy i urządzenia EAZ w polu linii elektroenergetycznej NN pracującej w sieci zamkniętej wyposaża się co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki:
\n
1)redundantne funkcje zabezpieczeniowe podstawowe odcinkowe umożliwiające wyłączenia jednofazowe i trójfazowe;
\n
2)redundantne funkcje zabezpieczeniowe podstawowe odległościowe umożliwiające wyłączenia jednofazowe i trójfazowe z pamięcią napięciową, blokadą od kołysań mocy, z funkcją chroniącą przy załączeniu na zwarcie oraz możliwością pracy współbieżnej funkcji odległościowych;
\n
3)funkcje ziemnozwarciowe kierunkowe; Dziennik Ustaw
\n
–52 – Poz. 919
\n
4)funkcje samoczynnego ponownego załączania, zwanego dalej „SPZ”, umożliwiające realizację jednofazowego i trójfazowego cyklu SPZ;
\n
5)funkcje kontroli synchronizmu;
\n
6)redundantne funkcje lokalizacji miejsca zwarcia realizowane przez co najmniej dwa urządzenia EAZ;
\n
7)inne funkcje automatyki, jeżeli są niezbędne z powodów systemowych.
\n
3.9. Układy i urządzenia EAZ w polu linii elektroenergetycznej WN pracującej w sieci zamkniętej wyposaża się co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki:
\n
1)jedną funkcję podstawową – odległościową z możliwością pracy współbieżnej lub odcinkową; jeżeli nie ma możliwości selektywnego nastawienia funkcji odległościowej, stosuje się funkcję odcinkową jako podstawową;
\n
2)jedną funkcję rezerwową – odległościową z możliwością pracy współbieżnej lub ziemnozwarciową;
\n
3)funkcję SPZ umożliwiającą realizację trójfazowego cyklu SPZ;
\n
4)funkcję lokalizacji miejsca zwarcia.
\n
3.10. Układy i urządzenia EAZ w polu linii elektroenergetycznej jednostronnie zasilanej WN albo linii elektroenergetycznej jednostronnie zasilanej NN, niepracujących w sieci zamkniętej, muszą być wyposażone co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki:
\n
1)funkcje zabezpieczeniowe w jednym z wariantów: a) odległościową albo odcinkową jako funkcję podstawową oraz odpowiednio – odległościową albo nadprądową jako funkcję rezerwową; jeżeli nie ma możliwości selektywnego nastawienia funkcji odległościowej, stosuje się funkcję odcinkową jako podstawową, b) redundantne zestawy funkcji nadprądowej bezzwłocznej, nadprądowej zwłocznej niezależnej, ziemnozwarciowej zerowo-prądowej kierunkowej;
\n
2)funkcję SPZ umożliwiającą realizację trójfazowego cyklu SPZ;
\n
3)funkcję lokalizacji miejsca zwarcia.
\n
3.11. Układy i urządzenia EAZ w polu linii NN służącej do wyprowadzania mocy muszą być wyposażone co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki, przy wszystkich funkcjach zabezpieczeniowych tych linii działających na wyłączenie trójfazowe:
\n
1)redundantne funkcje zabezpieczeniowe podstawowe odcinkowe, których zastosowanie jest opcjonalne w przypadku, gdy funkcje zabezpieczeniowe odcinkowe modułu wytwarzania energii obejmują linię NN służącą do wyprowadzania mocy;
\n
2)redundantne funkcje zabezpieczeniowe podstawowe odległościowe z pamięcią napięciową, blokadą od kołysań mocy, z funkcją chroniącą przy załączeniu na zwarcie oraz możliwością pracy współbieżnej funkcji odległościowych;
\n
3)funkcje ziemnozwarciowe kierunkowe;
\n
4)funkcje bezwarunkowego wyłączenia najbliższego wyłącznika po górnej stronie transformatora służącego do wyprowadzania mocy z modułu wytwarzania energii od sygnału awaryjnego wyłączenia tego modułu.
\n
3.12. Układy i urządzenia EAZ w polu linii WN służącej do wyprowadzania mocy muszą być wyposażone co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki, przy wszystkich funkcjach zabezpieczeniowych tych linii działających na wyłączenie trójfazowe:
\n
1)funkcję zabezpieczeniową podstawową odcinkową, której zastosowanie jest opcjonalne w przypadku, gdy funkcja zabezpieczeniowa odcinkowa modułu wytwarzania energii obejmuje także linię WN służącą do wyprowadzania mocy;
\n
2)funkcję zabezpieczeniową podstawową odległościową z pamięcią napięciową, blokadą od kołysań mocy, z funkcją chroniącą przy załączeniu na zwarcie oraz możliwością pracy współbieżnej funkcji odległościowych;
\n
3)funkcję ziemnozwarciową kierunkową;
\n
4)funkcje bezwarunkowego wyłączenia najbliższego wyłącznika po górnej stronie transformatora służącego do wyprowadzania mocy z modułu wytwarzania energii od sygnału awaryjnego wyłączenia tego modułu. Dziennik Ustaw
\n
–53 – Poz. 919 3.13. W polach linii elektroenergetycznych WN oraz w polach linii elektroenergetycznych NN służących do wyprowadzania mocy z modułów parku energii dopuszcza się stosowanie funkcji SPZ.
\n
3.14. Układy i urządzenia EAZ w polach transformatora o górnym napięciu znamionowym NN wyposaża się co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki:
\n
1)redundantne funkcje zabezpieczeniowe podstawowe różnicowe;
\n
2)funkcje zabezpieczeniowe odległościowe po górnej i dolnej stronie transformatora;
\n
3)funkcje zabezpieczeniowe ziemnozwarciowe kierunkowe po górnej i dolnej stronie transformatora;
\n
4)funkcję zabezpieczeniową ziemnozwarciową w punkcie gwiazdowym;
\n
5)funkcje kontroli synchronizmu po górnej i dolnej stronie transformatora;
\n
6)układ sygnalizujący przeciążenie transformatora;
\n
7)funkcje zabezpieczeniowe nadprądowe i zerowo-napięciowe – wyposaża się w nie stronę SN transformatora w przypadku wykorzystywania uzwojenia SN transformatora do zasilania potrzeb własnych stacji lub rozdzielni lub do przyłączenia dławika.
\n
3.15. Układy i urządzenia EAZ w polach transformatora o górnym napięciu znamionowym WN wyposaża się co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki:
\n
1)funkcje zabezpieczeniowe podstawowe reagujące na zwarcie w transformatorze – nadprądowe, a dla transformatorów o mocy znamionowej powyżej 5 MVA – różnicowe;
\n
2)funkcje zabezpieczeniowe nadprądowo-zwłoczne dla każdej strony transformatora;
\n
3)funkcje zabezpieczeniowe przeciążeniowe dla każdej strony transformatora, przy czym transformatory dwuuzwojeniowe zabezpiecza się tylko po jednej stronie;
\n
4)zaleca się, aby każda sekcja strony SN transformatora była wyposażona w funkcje zabezpieczeniowe umożliwiające skracanie czasu trwania zwarcia na szynach SN;
\n
5)funkcje zabezpieczeniowe transformatora reagujące na zwarcia wewnętrzne i zewnętrzne muszą działać na wyłączenie.
\n
3.16. Do ochrony transformatorów o górnym napięciu znamionowym NN oraz transformatorów o górnym napięciu znamionowym WN wykorzystuje się zabezpieczenia technologiczne, w szczególności temperaturowe oraz gazowo-przepływowe kadzi i zabezpieczenie przełącznika zaczepów.
\n
3.17. Układy i urządzenia EAZ w polach wszystkich rodzajów łączników szyn WN oraz w polach wszystkich rodzajów łączników szyn NN wyposaża się co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki:
\n
1)funkcję zabezpieczeniową podstawową pracującą w trybie na rozcinanie połączonych szyn zbiorczych, działającą na wyłączenie trójfazowe własnego wyłącznika; dopuszcza się nierozcinanie szyn w rozdzielniach w układzie typu H;
\n
2)pola łączników szyn zastępujących pola linii elektroenergetycznych WN albo NN pracujących w sieci zamkniętej, transformatorów, a także linii elektroenergetycznych WN albo NN służących do wyprowadzania mocy modułów wytwarzania energii wyposaża się w dodatkowe układy i urządzenia EAZ umożliwiające realizację wszystkich funkcji zabezpieczeniowych niezbędnych do zastąpienia innego pola przy użyciu pola łącznika szyn.
\n
3.18. Wymaga się stosowania urządzeń do kontroli synchronizmu w warunkach łączeń w sieci zamkniętej oraz łączenia obszarów asynchronicznych.
\n
3.19. W rozdzielniach uznanych za niezbędne, zgodnie z art. 23 ust. 4 lit. e rozporządzenia 2017/2196, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego może wymagać zainstalowania synchronizatorów dla potrzeb odbudowy systemu.
\n
3.20. Szyny zbiorcze rozdzielni WN oraz rozdzielni NN wyposaża się co najmniej w jeden zespół zabezpieczenia szyn zbiorczych, zwany dalej „ZSZ”, zapewniający wyłączenie zwarć w systemach lub sekcjach szyn zbiorczych, z uwzględnieniem zwarć zlokalizowanych w strefie między wyłącznikiem a przekładnikiem prądowym, zwanej dalej „strefą martwą”.
\n
3.21. Jeżeli wymagają tego warunki systemowe w stacjach przyelektrownianych lub w stacjach sąsiadujących z nimi dla szyn zbiorczych WN oraz szyn zbiorczych NN stosuje się dwa zespoły ZSZ zapewniające wyłączenie zwarć w systemach lub sekcjach szyn zbiorczych, z uwzględnieniem zwarć zlokalizowanych w strefie martwej. Dziennik Ustaw
\n
–54 – Poz. 919 3.22. Wszystkie rozdzielnie WN oraz rozdzielnie NN wyposaża się co najmniej w jeden układ lokalnej rezerwy wyłącznikowej, zwanej dalej „LRW”. Przed wyłączeniem odpowiedniego systemu szyn musi być dokonane impulsowanie uzupełniające przez element układu LRW przypisany polu, w którym nie zadziałał wyłącznik. Dopuszcza się pominięcie impulsowania uzupełniającego lub skrócenie działania LRW, jeżeli wymagają tego warunki systemowe.
\n
3.23. Jeżeli wymagają tego warunki systemowe, w stacjach przyelektrownianych lub w stacjach sąsiadujących z nimi, dla szyn zbiorczych WN oraz szyn zbiorczych NN stosuje się dwa układy LRW.
\n
3.24. Jeżeli zastosowano jeden układ LRW, musi on być niezależny od ZSZ. W stacjach o górnym napięciu WN dopuszcza się stosowanie układów LRW zintegrowanych z układami ZSZ, z wyłączeniem rozdzielni WN, w których operator systemu przesyłowego posiada pole transformatora.
\n
3.25. W rozdzielniach wyposażonych w redundantne układy LRW i redundantne układy ZSZ dopuszcza się zintegrowanie tych układów, z zachowaniem niezależności układów wzajemnie się rezerwujących.
\n
3.26. Rozdzielnie WN lub NN w układach wielowyłącznikowych lub uproszczonych wyposaża się w układy zdalnego rezerwowania wyłączników. W przypadku niezadziałania wyłącznika podczas eliminacji zakłócenia układy zdalnego rezerwowania wyłączników muszą działać na sąsiadujące wyłączniki umożliwiające eliminację tego zakłócenia.
\n
3.27. Łącza telekomunikacyjne dla potrzeb układów i urządzeń EAZ muszą umożliwiać liniom elektroenergetycznym WN oraz liniom elektroenergetycznym NN pracującym w sieci zamkniętej przesyłanie co najmniej następujących sygnałów:
\n
1)do realizacji funkcji zabezpieczeń odcinkowych;
\n
2)do pracy współbieżnej funkcji zabezpieczeń odległościowych;
\n
3)od układu zdalnego rezerwowania wyłączników na wydłużenie stref odległościowych i blokadę SPZ na drugim końcu linii lub bezwarunkowe wyłączenie linii na drugim jej końcu; w przypadku zadziałania LRW mostka środkowego w układach 3/2W wysyłany jest sygnał bezwarunkowego wyłączenia na drugi koniec linii;
\n
4)od zadziałania ZSZ w strefie martwej na drugi koniec linii na przyspieszenie działania funkcji zabezpieczeń odległościowych i blokadę SPZ lub na bezwarunkowe wyłączenie;
\n
5)topologii pól przeciwległych, o ile nie realizują tego inne dedykowane łącza telekomunikacyjne.
\n
3.28. Łącza telekomunikacyjne dla potrzeb EAZ muszą umożliwiać układom i urządzeniom EAZ w polach linii elektroenergetycznych WN lub linii elektroenergetycznych NN służących do wyprowadzania mocy w ramach modułów wytwarzania energii przesyłanie co najmniej następujących sygnałów:
\n
1)do realizacji funkcji zabezpieczeń odcinkowych;
\n
2)do pracy współbieżnej funkcji zabezpieczeń odległościowych;
\n
3)od układu zdalnego rezerwowania wyłączników na bezwarunkowe wyłączenie na drugim końcu linii – w przypadku zadziałania LRW;
\n
4)od zadziałania ZSZ w strefie martwej na drugi koniec linii na bezwarunkowe wyłączenie;
\n
5)topologii pól przeciwległych, o ile nie realizują tego inne dedykowane łącza telekomunikacyjne;
\n
6)bezwarunkowego wyłączenia najbliższego wyłącznika po górnej stronie transformatora modułu wytwarzania energii od sygnału przesłanego z miejsca jego nadzoru, jeżeli wyłącznik ten jest zlokalizowany na drugim końcu linii elektroenergetycznej WN lub linii elektroenergetycznej NN służącej do wyprowadzania mocy w ramach modułu wytwarzania energii.
\n
3.29. Do przesyłania sygnałów dla potrzeb układów i urządzeń EAZ, o których mowa w pkt 3.27 i 3.28, stosuje się redundantne, niezależne łącza telekomunikacyjne dla potrzeb EAZ. Dla linii elektroenergetycznych WN pracujących w sieci zamkniętej dopuszcza się stosowanie jednego łącza telekomunikacyjnego dla potrzeb EAZ.
\n
3.30. Dla linii elektroenergetycznych jednostronnie zasilanych WN oraz linii elektroenergetycznych jednostronnie zasilanych NN, niepracujących w sieci zamkniętej, dla których jest wymagane zastosowanie funkcji odcinkowej lub pracy współbieżnej funkcji odległościowych, dopuszcza się stosowanie jednego łącza telekomunikacyjnego dla potrzeb EAZ. Dla pozostałych linii elektroenergetycznych jednostronnie zasilanych WN oraz linii elektroenergetycznych jednostronnie zasilanych NN, niepracujących w sieci zamkniętej, dopuszcza się niestosowanie łącza telekomunikacyjnego dla potrzeb EAZ. Dziennik Ustaw
\n
–55 – Poz. 919 3.31. W przypadku funkcji zabezpieczeniowych odcinkowych linii elektroenergetycznych oraz funkcji telezabezpieczeń zaleca się, aby co najmniej jedno ze stosowanych redundantnych i niezależnych łączy telekomunikacyjnych dla potrzeb EAZ zostało zrealizowane jako łącze światłowodowe wykorzystujące dedykowane włókna światłowodu zainstalowanego na linii.
\n
3.32. Rejestracja zakłóceń sieciowych, wykorzystywana do wykonywania analiz przebiegu zakłóceń, działania układów i urządzeń EAZ oraz wyłączników, musi być realizowana we wszystkich rozdzielniach WN oraz rozdzielniach NN.
\n
Funkcje rejestracji zakłóceń sieciowych umożliwiają zapisanie co najmniej:
\n
1)w każdym polu 3 napięć i 3 prądów fazowych oraz składowych zerowych napięcia i prądu;
\n
2)sygnałów o pobudzeniu zabezpieczeń podstawowych, wszystkich sygnałów o zadziałaniu zabezpieczeń lub automatyk na wyłączenie, wszystkich sygnałów z telezabezpieczeń (nadawanie i odbiór) oraz sygnałów załączających od układów SPZ;
\n
3)przebiegów wolnozmiennych.
\n
3.33. Podmioty przyłączone do sieci WN lub do sieci NN są obowiązane do przekazywania wyników rejestracji, o której mowa w pkt 3.32, właściwemu operatorowi systemu na jego żądanie, w uzgodnionym terminie i w uzgodnionym formacie.
\n
3.34. Właściwy operator systemu dystrybucyjnego i operator systemu przesyłowego muszą wymieniać się wynikami rejestracji, o której mowa w pkt 3.32, na żądanie właściwego operatora systemu, w uzgodnionym terminie i w uzgodnionym formacie.
\n
3.35. Systemy sterowania i nadzoru nad pracą obiektów elektroenergetycznych przyłączonych do sieci zamkniętej muszą być przystosowane do wymiany danych z systemami sterowania i nadzoru właściwych operatorów systemu.
\n
3.36. Przekładniki prądowe wykorzystywane do układów i urządzeń EAZ zapewniają:
\n
1)klasę dokładności nie gorszą niż 5P20;
\n
2)moc rdzeni dostosowaną do obwodu;
\n
3)przekładnie dostosowane do warunków zwarciowych i obciążeniowych;
\n
4)niezależne rdzenie przekładników do rezerwujących się układów i urządzeń EAZ;
\n
5)możliwość zastosowania niekonwencjonalnych metod pomiaru prądu zapewniających nie gorsze parametry techniczne i jakościowe niż w rozwiązaniach klasycznych.
\n
3.37. Przekładniki napięciowe wykorzystywane do układów i urządzeń EAZ zapewniają:
\n
1)klasę dokładności nie gorszą niż 3P;
\n
2)moc uzwojeń dostosowaną do obwodu;
\n
3)niezależne uzwojenia przekładników dla rezerwujących się układów i urządzeń EAZ;
\n
4)przynajmniej jedno uzwojenie połączone w układ otwartego trójkąta;
\n
5)możliwość zastosowania niekonwencjonalnych metod pomiaru napięcia zapewniających nie gorsze parametry techniczne i jakościowe niż w rozwiązaniach klasycznych.
\n
3.38. Wyłączniki o napięciu znamionowym NN oraz wyłączniki o napięciu znamionowym WN wyposaża się w:
\n
1)zabezpieczenie od niezgodności położenia biegunów – w przypadku niesprzężonych mechanicznie biegunów;
\n
2)blokadę, która po wyłączeniu wyłącznika uniemożliwia jego załączenie od ewentualnego trwałego impulsu załączającego.
\n
3.39. Moduł wytwarzania energii musi być wyposażony w funkcje zabezpieczeniowe i automatyki pozwalające utrzymać ten moduł w pracy podczas zwarć w sieci. Funkcje te muszą umożliwić układom i urządzeniom EAZ w sieci zamkniętej działać selektywnie, bez powodowania zbędnych wyłączeń tego modułu wytwarzania energii.
\n
3.40. Elementy modułu wytwarzania energii muszą być dostosowane pod względem wytrzymałości do czasów trwania zwarć w stanach awaryjnych, w szczególności w przypadkach równoczesnych awarii zabezpieczenia podstawowego oraz podstawowego wyłącznika wyłączającego zwarcie. Dziennik Ustaw
\n
–56 – Poz. 919 3.41. Jeżeli wymagają tego warunki systemowe, właściwy operator systemu może zdecydować o zastosowaniu automatyki zapobiegającej kołysaniom mocy – automatyki przeciwkołysaniowej, zwanej dalej „APK”, oraz automatyki zapobiegającej skutkom przeciążeń elementów sieci – automatyki odciążającej, zwanej dalej „AO”. Moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do współpracy z automatyką APK i AO.
\n
3.42. Układy i urządzenia EAZ modułu wytwarzania energii muszą zapewniać ochronę jego elementów także w przypadku awarii zabezpieczeń podstawowych w sieciach WN lub w sieciach NN, a także w przypadku awarii podstawowego wyłącznika wyłączającego zwarcie.
\n
3.43. Układy i urządzenia EAZ modułu wytwarzania energii nie mogą wysyłać impulsów wyłączających do układów i urządzeń EAZ w stacjach przyelektrownianych właściwego operatora systemu, gdy moduł wytwarzania energii jest odłączony od sieci zamkniętej.
\n
3.44. Układ synchronizatora modułu wytwarzania energii musi umożliwiać podanie napięcia na szyny rozdzielni w stacji przyelektrownianej będącej w stanie beznapięciowym.
\n
3.45. Zwarcia wewnątrz modułu wytwarzania energii muszą być likwidowane selektywnie i powodować możliwie jak najmniejszy ubytek mocy tego modułu.
\n
3.46. Nowoprojektowane układy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej oraz układy stacji elektroenergetycznych z nimi współpracujące muszą być, na etapie projektów wstępnych techniczno-montażowych, uzgadniane i zatwierdzane przez operatora systemu właściwego dla miejsca przyłączenia.
\n
Rozdział 3
\n
Wymagania dotyczące układów i urządzeń EAZ w sieciach SN 3.47. W celu uzyskania wymaganych krótkich czasów eliminacji zwarć oraz zapewnienia selektywnych wyłączeń stosuje się:
\n
1)urządzenia elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej o czasie własnym nie dłuższym niż 80 ms;
\n
2)wyłączniki SN o czasie wyłączania nieprzekraczającym 70 ms.
\n
3.48. Poszczególne elementy sieci SN wyposaża się w układy i urządzenia EAZ niezbędne do samoczynnej, selektywnej likwidacji zakłóceń w tej sieci.
\n
3.49. Układy i urządzenia EAZ w polu linii elektroenergetycznej SN wyposaża się co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki:
\n
1)funkcje zabezpieczeniowe chroniące przed skutkami zwarć wielofazowych, działające na wyłączenie wyłącznika w polu danej linii;
\n
2)funkcje zabezpieczeniowe chroniące przed skutkami zwarć doziemnych, działające na wyłączenie wyłącznika w polu danej linii;
\n
3)funkcje SPZ z możliwością ich programowania i blokowania – w przypadku pól linii napowietrznych i napowietrzno-kablowych SN.
\n
3.50. Jeżeli do linii SN są przyłączone lokalne moduły wytwarzania energii, operator systemu dystrybucyjnego może postawić dodatkowe wymagania, względem wymienionych w punkcie 3.49, odnośnie do wyposażenia układów i urządzeń EAZ pola tej linii w funkcje zabezpieczeniowe i automatyki, w szczególności od skutków zasilania lub podania napięcia na sieć wyłączoną od strony głównego punktu zasilającego i blokady kierunkowej oraz zasad współpracy zabezpieczeń linii z zabezpieczeniem szyn lub lokalną rezerwą wyłącznikową.
\n
3.51. Do zabezpieczania transformatorów olejowych o górnym napięciu znamionowym SN i mocy większej niż 1 MVA, posiadających wyłącznik przynajmniej po stronie WN, stosuje się układy i urządzenia EAZ wyposażone co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki:
\n
1)funkcje zabezpieczeniowe reagujące na zwarcia zlokalizowane w transformatorze, funkcje zabezpieczeniowe różnicowe dla transformatorów o mocy znamionowej powyżej 5 MVA lub prądowe, działające na wyłączenie;
\n
2)funkcje zabezpieczeniowe nadprądowe zwłoczne chroniące przed skutkami zwarć zewnętrznych, działające na wyłączenie;
\n
3)układ sygnalizujący przeciążenie transformatora. Dziennik Ustaw
\n
–57 – Poz. 919 3.52. Do ochrony transformatorów olejowych o górnym napięciu znamionowym SN i mocy większej niż 1 MVA wykorzystuje się zabezpieczenia technologiczne transformatora, w szczególności gazowo – przepływowe i temperaturowe.
\n
3.53. Układy i urządzenia EAZ w polu łącznika szyn SN wyposaża się co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki, działające na wyłączenie własnego wyłącznika:
\n
1)funkcję zabezpieczeniową rezerwującą działanie funkcji zabezpieczeniowych nadprądowych w polach odpływowych;
\n
2)funkcję zabezpieczeniową zwarciową nadprądową działającą przy załączeniu pola łącznika szyn na zwarcie;
\n
3)funkcję zabezpieczeniową ziemnozwarciową w sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor.
\n
3.54. Układy i urządzenia EAZ w polu pomiaru napięcia w rozdzielniach SN w stacjach o górnym napięciu znamionowym WN wyposaża się co najmniej w funkcje zabezpieczeniowe i automatyki reagujące na:
\n
1)obniżenie napięcia na szynach SN;
\n
2)zwarcia doziemne w zasilanej sieci SN;
\n
3)obniżenie częstotliwości operatora systemu – kryterium nie dotyczy stacji z rozproszoną automatyką SCO.
\n
3.55. Układy i urządzenia EAZ w polu SN baterii kondensatorów wyposaża się co najmniej w następujące funkcje zabezpieczeniowe i automatyki:
\n
1)nadprądowe od skutków przeciążeń, działające na wyłączenie baterii;
\n
2)od skutków zwarć wewnętrznych, działające na wyłączenie baterii;
\n
3)nadnapięciowe.
\n
3.56. Dobór zabezpieczeń dla ochrony potrzeb własnych transformatorów zależy od mocy transformatora oraz sposobu pracy punktu neutralnego sieci SN i jest ściśle związany z pracującymi w danej rozdzielni zabezpieczeniami ziemnozwarciowymi. Każdy transformator potrzeb własnych musi być zabezpieczony przed skutkami zwarć wewnętrznych i zewnętrznych.
\n
3.57. W odniesieniu do lokalnych modułów wytwarzania energii przyłączonych do sieci SN:
\n
1)stacje SN, do których są przyłączone lokalne moduły wytwarzania energii, wyposaża się w układy i urządzenia EAZ mające chronić bezpieczeństwo sieci i odbiorców przyłączonych do sieci, w szczególności reagujące na: a) zwarcia wielofazowe i doziemne, b) wzrost i obniżenie napięcia, c) wzrost i obniżenie częstotliwości, d) utratę połączenia z siecią operatora systemu dystrybucyjnego;
\n
2)właściciel modułu wytwarzania wykonuje układ EAZ w taki sposób, aby wyłącznik sprzęgający był łącznikiem przeznaczonym do wyłączania jedynie modułu wytwarzania, a wyłączenie go nie skutkowało pozbawieniem zasilania potrzeb własnych modułu wytwarzania ani jakichkolwiek innych obwodów niezwiązanych z tym modułem;
\n
3)właściwy operator systemu dystrybucyjnego określa warunki ewentualnego zasilania lub ponownego zasilenia od strony lokalnego modułu wytwarzania energii, sieci wyłączonej od strony głównego punktu zasilającego oraz ponownej synchronizacji, a także niezbędne do tego środki techniczne;
\n
4)właściwy operator systemu dystrybucyjnego określa warunki dotyczące zakresu telemechaniki stacji z przyłączonymi lokalnymi modułami wytwarzania energii;
\n
5)właściwy operator systemu dystrybucyjnego określa wymagania dotyczące układów i urządzeń EAZ w stosunku do modułów wytwarzania energii przyłączanych do sieci tego operatora systemu dystrybucyjnego.
\n
3.58. Rozdzielnię SN w stacjach o górnym napięciu znamionowym WN, posiadającą przynajmniej dwa zasilania, wyposaża się w automatykę samoczynnego załączenia rezerwy.
\n
3.59. Nastawienia układów automatyki i zabezpieczeń urządzeń i instalacji podmiotów przyłączonych do sieci operatora systemu dystrybucyjnego muszą być skoordynowane z nastawieniami układów automatyki i zabezpieczeń sieci tego operatora systemu dystrybucyjnego. Dziennik Ustaw
\n
–58 – Poz. 919 3.60. Operator systemu dystrybucyjnego określa indywidualnie rodzaj lub warunki współpracy automatyk i zabezpieczeń oraz środków ochrony przeciwporażeniowej stosowanych przez odbiorców przyłączonych do sieci o napięciu SN przy wydawaniu warunków przyłączania oraz zmianie warunków pracy sieci tego operatora systemu dystrybucyjnego.
\n
3.61. Systemy nadzoru i sterowań podmiotów przyłączonych do sieci SN muszą spełniać wymagania właściwego operatora systemu dystrybucyjnego.
\n
3.62. Układy i urządzenia EAZ oraz obwody sterownicze muszą być odporne na awarie sieci elektroenergetycznej i zapewniać ciągłość pracy, po wystąpieniu takiej awarii, przez okres co najmniej:
\n
1)24 godz. w stosunku do obiektów wskazanych w planie odbudowy opracowanym na podstawie art. 23 rozporządzenia 2017/2196;
\n
2)8 godz. – dla pozostałych obiektów.
\n
4.Wymagania techniczne dla systemów telekomunikacji i wymiany informacji podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym.
\n
4.1. Urządzenia, instalacje i sieci podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym muszą być wyposażone w urządzenia telemechaniki i telekomunikacji niezbędne do komunikacji z operatorem systemu przesyłowego lub operatorem systemu dystrybucyjnego właściwym dla miejsca przyłączenia, w zakresie funkcji:
\n
1)łączności ruchowej z systemem dyspozytorskim i wewnątrz obiektu;
\n
2)nadawania i odbioru danych niezbędnych do planowania i zarządzania pracą krajowego systemu elektroenergetycznego oraz do prowadzenia ruchu sieciowego, w tym m.in. sygnałów z układów telemechaniki lub do tych układów w zakresie telesygnalizacji, telemetrii i telesterowania oraz teleregulacji;
\n
3)transmisji sygnałów układów telezabezpieczeń i automatyk systemowych;
\n
4)przesyłania danych pomiarowych do celów rozliczeniowych, a także informacji techniczno-handlowych.
\n
4.2. Urządzenia i kanały telekomunikacyjne niezbędne do realizacji funkcji, o których mowa w pkt 4.1, spełniają normy i wymagania jakościowe uzgodnione na podstawie standardów określonych w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, z właściwym operatorem systemu elektroenergetycznego. W celu zapewnienia wymaganej pewności realizacji powyższych funkcji urządzenia i kanały telekomunikacyjne powinny definiować poziom niezawodności łączy i zasady ich wzajemnego rezerwowania.
\n
4.3. Szczegółowe wymagania dotyczące sposobu i zakresu wymiany danych określa się na podstawie:
\n
1)art. 40 ust. 5 rozporządzenia 2017/1485;
\n
2)art. 6 ust. 4 rozporządzenia 2016/1388;
\n
3)art. 5 ust. 4 rozporządzenia 2016/1447;
\n
4)instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy;
\n
5)wymogów ogólnego stosowania lub metod stosowanych do obliczania lub ustanawiania takich wymogów, o których mowa w art. 7 ust. 4 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (Dz. Urz. UE L 112 z 27.04.2016, str. 1, z późn. zm.), zwanego dalej „rozporządzeniem 2016/631”.
\n
4.4. W zakresie nieuregulowanym w metodach, warunkach, wymogach i zasadach, o których mowa w pkt 4.3, oraz instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, urządzenia i systemy teleinformatyczne wykorzystywane do wymiany danych powinny działać na podstawie standardów i protokołów komunikacyjnych określonych w dokumentach opracowywanych przez operatorów systemów elektroenergetycznych.
\n
4.5. Urządzenia, systemy teleinformatyczne oraz kanały telekomunikacyjne wykorzystywane do wymiany informacji w zakresie wskazanym w pkt 4.1 powinny zapewniać wymagane bezpieczeństwo, tj. poufność, dostępność oraz integralność danych wraz z ich autentycznością. Dziennik Ustaw
\n
–59 – Poz. 919 4.6. Urządzenia telekomunikacyjne powinny spełniać wymagania dotyczące kompatybilności elektromagnetycznej, określone w odrębnych przepisach, w zakresie:
\n
1)odporności na obniżenia napięcia zasilającego;
\n
2)dopuszczalnych poziomów emitowanych harmonicznych prądu;
\n
3)odporności na wahania napięcia i prądu w sieci zasilającej;
\n
4)emisji i odporności na zakłócenia elektromagnetyczne.
\n
4.7. Urządzenia technologiczne systemów telekomunikacji powinny posiadać certyfikaty jakościowe w zakresie stosowania urządzeń i instalacji w obiektach elektroenergetycznych.
\n
4.8. Systemy telekomunikacyjne i teleinformatyczne powinny być odporne na awarie sieci elektroenergetycznej i zapewniać ciągłość pracy przez okres co najmniej 8 godz. po wystąpieniu takiej awarii dla wszystkich obiektów przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym, z wyjątkiem obiektów wskazanych w planie odbudowy opracowanym na podstawie art. 23 rozporządzenia 2017/2196, dla których wymagania określa § 43 ust. 14 niniejszego rozporządzenia.
\n
CZĘŚĆ II. WYMAGANIA TECHNICZNE DOTYCZĄCE MODUŁÓW WYTWARZANIA ENERGII 5. Wymagania dla modułów wytwarzania energii.
\n
5.1. Wymagania dla układów regulacji napięcia i mocy biernej:
\n
1)właściwy operator systemu, do którego sieci jest przyłączony moduł wytwarzania energii typu B i C, ma prawo wymagać przystosowania układu regulacji napięcia i mocy biernej modułu wytwarzania energii do skoordynowanej pracy z nadrzędnym układem regulacji;
\n
2)moduł wytwarzania energii typu D przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym musi posiadać układ regulacji napięcia i mocy biernej przystosowany do skoordynowanej pracy z nadrzędnym układem regulacji właściwego operatora systemu funkcjonującym na stacji, do której moduł wytwarzania energii jest przyłączony, o ile właściwy operator systemu nie postanowi inaczej;
\n
3)w ramach współpracy z nadrzędnym układem regulacji napięcia i mocy biernej moduł wytwarzania energii musi posiadać zdolność do przyjmowania do realizacji oraz regulacji zgodnie z wypracowanymi przez nadrzędny układ regulacji wartościami zadanymi, z wykorzystaniem dedykowanego kanału komunikacyjnego;
\n
4)niezależnie od współpracy skoordynowanej z nadrzędnym układem regulacji moduł parku energii ma posiadać zdolność do zdalnej zmiany trybu pracy regulacji napięcia i mocy biernej oraz wartości zadanych w czasie rzeczywistym z poziomu systemów właściwego operatora systemu elektroenergetycznego.
\n
5.2. Wymagania techniczne w zakresie obrony i odbudowy systemu.
\n
Wszystkie moduły wytwarzania energii typu C i D oraz moduły wytwarzania energii typu B, dla których określono takie wymagania indywidualnie w warunkach przyłączania, muszą być przystosowane do udziału w obronie systemu i odbudowie w zakresie określonym poniżej:
\n
1)wymagania dla pracy wyspowej: a) moduły wytwarzania energii typu C i D muszą mieć zdolność do udziału w pracy wyspowej i spełniać wymogi, o których mowa art. 15 ust. 5 lit. b rozporządzenia 2016/631, b) regulacja LFSM-O w rozumieniu art. 2 pkt 37 rozporządzenia 2016/631 powinna działać w zakresie obciążeń od poziomu mocy potrzeb własnych do mocy osiągalnej (maksymalnej) modułu wytwarzania energii, c) regulacja LFSM-U w rozumieniu art. 2 pkt 38 rozporządzenia 2016/631 powinna działać w zakresie obciążeń od poziomu mocy potrzeb własnych do mocy osiągalnej (maksymalnej) modułu wytwarzania energii, d) moduły wytwarzania energii muszą mieć zapewnioną automatyczną koordynację pracy urządzeń przetwarzających energię pierwotną na energię użyteczną do zasilenia urządzenia wytwarzającego energię elektryczną, podczas pracy wyspowej w celu:
\n
–dotrzymania kryteriów jakościowych regulacji LFSM-O i LFSM-U,
\n
–zapewnienia stabilnej pracy przy skokowych zmianach obciążenia, Dziennik Ustaw
\n
2)
\n
–60 – Poz. 919 e) moduł wytwarzania energii musi mieć zdolność do aktywacji trybu pracy wyspowej, automatycznie w funkcji odchyłki częstotliwości, ze zwłoką czasową lub po zidentyfikowaniu podziału sieci oraz manualnie, na polecenie właściwego operatora systemu; kryteria automatycznej aktywacji określa operator systemu przesyłowego, f) po przejściu do pracy wyspowej odstępuje się od realizacji wartości zadanych mocy, wysyłanych z centralnego systemu zarządzania mocą, prowadzonego przez operatora systemu przesyłowego, należy przejść na lokalne zadawanie mocy z początkową wartością zadaną równą ostatniej wartości otrzymanej z systemu centralnego, g) moduły wytwarzania energii, od których na podstawie art. 15 ust. 5 lit. c rozporządzenia 2016/631 wymaga się zdolności do pracy na potrzeby własne, muszą posiadać zdolność do podania napięcia na szyny rozdzielni sieciowej będące w stanie beznapięciowym; wymagania dla rozruchu autonomicznego: a) moduły wytwarzania energii, które są zasilane gazem, pracujące w cyklu prostym, oraz elektrownie zasilane energią wody, muszą posiadać zdolność do rozruchu autonomicznego, b) układy regulacji modułów wytwarzania energii muszą posiadać zdolność do regulacji LFSM, zgodnie z wymaganiami określonymi dla wymagań do pracy wyspowej, c) moduły wytwarzania energii muszą posiadać zdolność do podania napięcia na szyny rozdzielni sieciowej będące w stanie bez napięcia.
\n
CZĘŚĆ III. WYMAGANIA TECHNICZNE DLA MAGAZYNÓW ENERGII ELEKTRYCZNEJ, PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI POPRZEZ UKŁADY ENERGOELEKTRONICZNE 6. Wymagania napięciowe.
\n
Magazyn energii elektrycznej przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym musi spełnić następujące wymagania dotyczące stabilnego poziomu napięcia.
\n
6.1. Minimalny czas, w trakcie którego magazyn energii elektrycznej musi mieć zdolność do pracy przy napięciach odbiegających od napięcia referencyjnego równego 1 jednostce względnej [j.w.] w punkcie przyłączenia bez odłączenia od sieci, gdy napięcie bazowe dla jednostek względnych wynosi 110 kV albo 220 kV, został przedstawiony w tabeli nr 1:
\n
Tabela nr 1 Zakres napięcia [j.w.] Czas pracy [min] 0,85–0,90 60 0,90–1,118 nieograniczony 1,118–1,15 60 6.2. Minimalny czas, w trakcie którego magazyn energii elektrycznej musi mieć zdolność do pracy przy napięciach odbiegających od napięcia referencyjnego równego 1 j.w. w punkcie przyłączenia bez odłączenia od sieci, gdy napięcie bazowe dla jednostek względnych wynosi 400 kV, został przedstawiony w tabeli nr 2:
\n
Tabela nr 2 Zakres napięcia [j.w.] Czas pracy [min] 0,85–0,90 60 0,90–1,05 nieograniczony 1,05–1,10 60 7. Wymagania częstotliwościowe.
\n
Magazyn energii elektrycznej przyłączony do sieci nn, SN oraz sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym musi spełnić następujące wymagania dotyczące stabilności częstotliwościowej. Dziennik Ustaw
\n
–61 – Poz. 919 7.1. Magazyn energii elektrycznej musi mieć zdolność do utrzymania się w pracy, przy prędkości zmian częstotliwości co najmniej df/dt = 2Hz/s.
\n
7.2. Magazyn energii elektrycznej o mocy maksymalnej 200 kW lub wyższej musi posiadać zdolność do automatycznego przełączenia trybów pracy:
\n
1)wyłączenia trybu ładowania, w czasie nie dłuższym niż 150 ms, przy spadku częstotliwości pracy sieci, w zakresie nastawczym częstotliwościowego progu przełączania od 49,8 Hz do 49,5 Hz, i załączenia trybu rozładowania z dotrzymaniem normalnych czasów załączenia, uwzględniając technologię magazynowania energii elektrycznej;
\n
2)wyłączenia trybu rozładowania, w czasie nie dłuższym niż 150 ms, przy wzroście częstotliwości pracy sieci w zakresie nastawczym częstotliwościowego progu przełączania od 50,2 Hz do 50,5 Hz, i załączenia trybu ładowania z dotrzymaniem normalnych czasów załączenia, uwzględniając technologię magazynowania energii elektrycznej;
\n
3)nastawy progów przełączania określa operator systemu przesyłowego.
\n
7.3. Wymagania dotyczące parametrów częstotliwości.
\n
Minimalne czasy pracy magazynu energii elektrycznej przy częstotliwościach odbiegających od wartości znamionowej zostały przedstawione w tabeli nr 3:
\n
Tabela nr 3 Zakres [Hz] Czas pracy [min] 47,5–48,5 30 48,5–49,0 30 49,0–51,0 nieograniczony 51,0–51,5 30 8. Warunki automatycznego przyłączania do sieci magazynów energii elektrycznej o mocy maksymalnej 200 kW lub wyższej.
\n
8.1. Magazyn energii elektrycznej może automatycznie przyłączać się do sieci w trybie rozładowania w przypadku, gdy będą spełnione łącznie następujące warunki w ramach zapewnienia zdolności do współpracy z nadrzędnym układem regulacji napięcia i mocy biernej:
\n
1)częstotliwość napięcia w sieci zawiera się w przedziale od 49,00 Hz do 50,02 Hz, oraz
\n
2)zwłoka czasowa (rozumiana jako okres od momentu, w którym wartość częstotliwości powraca do przedziału zdefiniowanego powyżej, do momentu załączenia modułu wytwarzania energii do sieci) wynosi co najmniej 60 s.
\n
8.2. Magazyn energii może automatycznie przyłączać się do sieci w trybie ładowania w przypadku, gdy będą spełnione łącznie warunki:
\n
1)częstotliwość napięcia w sieci zawiera się w przedziale od 49,98 Hz do 51,0 Hz, oraz
\n
2)zwłoka czasowa (rozumiana jako okres od momentu, w którym wartość częstotliwości powraca do przedziału zdefiniowanego powyżej, do momentu załączenia modułu wytwarzania energii do sieci) wynosi co najmniej 60 s.
\n
9.Wymagania dla układów regulacji napięcia i mocy biernej.
\n
9.1. Magazyn energii elektrycznej przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym musi posiadać układ regulacji napięcia i mocy biernej przystosowany do skoordynowanej pracy z nadrzędnym układem regulacji właściwego operatora systemu funkcjonującym na stacji, do której magazyn energii elektrycznej jest przyłączony. Dziennik Ustaw
\n
–62 – Poz. 919 9.2. Właściwy operator systemu, do którego sieci o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV magazyn energii elektrycznej jest przyłączony, ma prawo wymagać przystosowania układu regulacji napięcia i mocy biernej magazynu energii elektrycznej do skoordynowanej pracy z nadrzędnym układem regulacji.
\n
9.3. W ramach współpracy z nadrzędnym układem regulacji napięcia i mocy biernej magazyn energii elektrycznej musi posiadać zdolność do przyjmowania do realizacji oraz regulacji zgodnie z wypracowanymi przez nadrzędny układ regulacji wartościami zadanymi, przy wykorzystaniu dedykowanego kanału komunikacyjnego.
\n
–104 – układem regulacji napięcia i mocy biernej 9.4. Niezależnie od wymogu współpracy skoordynowanej z nadrzędnym magazyn energii elektrycznej przyłączony do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV musi posiadać:
\n
1)układ regulacji napięcia magazynu energiiwelektrycznej zdolny do pracy w trybach regulacji napięcia, współczynnika 10. Wymagania zakresie zwarć symetrycznych i niesymetrycznych: mocy cosφ oraz mocy biernej;
\n
1)
\n
2)magazyn energii elektrycznej przyłączony do sieci o napięciu znamionowym wyższym zdolność do zdalnej zmiany pracybyć regulacji napięciawi mocy biernej oraz wartości zadanych w czasie niżtrybów 1 kV musi wyposażony zabezpieczenia chroniące ten magazyn przedrzeczywiskutkami stym, o ile właściwy operator systemu będzie tego wymagać. prądów zwarciowych, napięć powrotnych po wyłączeniu zwarć w systemie innymi oddziaływaniami zakłóceń systemowych; nastawy tych 10. Wymagania w zakresieelektroenergetycznym zwarć symetrycznych ii niesymetrycznych: zabezpieczeń muszą uwzględniać wymagania dla pracy magazynu energii elektrycznej w
\n
1)magazyn energii elektrycznej przyłączony do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV musi być wyposażony w zabezpieczenia chroniące ten magazyn przed skutkami prądów zwarciowych, napięć powrotnych po wyłączeniu warunkach zakłóceniowych; zwarć w systemie elektroenergetycznym i innymi oddziaływaniami zakłóceń systemowych; nastawy tych zabezpie2) magazyn energii elektrycznej przyłączony do sieci ownapięciu znamionowym równym 110 czeń muszą uwzględniać wymagania dla pracy magazynu energii elektrycznej warunkach zakłóceniowych;
\n
2)magazyn energii elektrycznej przyłączony do sieci o napięciu znamionowym równym 110 kV lub wyższym musi podczas zwarcia, w trybiewrozładowania, napięciowym określonym spełniać wymogi dotyczące zdolności do pozostania pracy podczas zgodnie zwarcia, zw profilem trybie rozładowania, zgodnie z profilem napięciowym określonym poniżej:poniżej: kV lub wyższym musi spełniać wymogi dotyczące zdolności do pozostania w pracy Parametry napięcia [j.w.] Parametry czasu [s] Parametry napięcia Uret:[j.w.] 0,00 Uret:
\n
Uclear:0,00 0,00 tclear: trec1:
\n
0,15 0,15 Uclear:
\n
Urec1: 0,00 0,00 trec1: trec2:
\n
0,15 0,15 Urec1:
\n
Urec2:
\n
3)Urec2:
\n
0,00 0,85 0,85 Parametry czasu [s] tclear: trec2: trec3: trec3:
\n
0,15 0,15 2,5 2,5 magazyn energii elektrycznej przyłączony do sieci SN musi spełniać wymogi dotyczące zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia, w trybie rozładowania, zgodnie z profilem napięciowym określonym poniżej: Dziennik Ustaw
\n
3)
\n
–63 – Poz. 919 magazyn energii elektrycznej przyłączony do sieci SN musi spełniać
\n
–105 –wymogi dotyczące zdolności do pozostania w pracy podczas zwarcia, w trybie rozładowania, zgodnie z profilem napięciowym określonym poniżej:
\n
Parametry napięcia [j.w.] Uret:
\n
Parametry napięcia [j.w.] Uret:
\n
Uclear:
\n
Urec1:
\n
Urec2:
\n
0,05 Uclear:
\n
0,05 Urec1:
\n
0,05 Urec2:
\n
0,05 0,05 0,05 0,85 Parametry czasu [s] 0,85 tclear:czasu Parametry [s] tclear: trec1: trec2: trec3: trec1: trec2: trec3:
\n
0,15 0,15 0,15 0,15 2,5 0,15 0,15 2,5 Dziennik Ustaw
\n
–64 – Poz. 919 Załącznik nr 2 ZAKRES INFORMACJI PRZEKAZYWANYCH ODBIORCOM KOŃCOWYM O STRUKTURZE PALIW I INNYCH NOŚNIKÓW ENERGII PIERWOTNEJ ZUŻYWANYCH DO WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ SPRZEDANEJ W POPRZEDNIM ROKU ORAZ O MIEJSCU, W KTÓRYM SĄ DOSTĘPNE INFORMACJE O WPŁYWIE WYTWARZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA ŚRODOWISKO 1. Struktura paliw i innych nośników energii pierwotnej zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej w poprzednim roku.
\n
Lp.
\n
Źródło energii 1 Odnawialne źródła energii, w tym: biomasa biogaz geotermia energetyka wiatrowa energia słoneczna duża energetyka wodna mała energetyka wodna 2 Węgiel kamienny 3 Węgiel brunatny 4 Gaz ziemny 5 Energetyka jądrowa 6 Inne Udział procentowy [%] RAZEM 100 2. Wykres kołowy obrazujący graficznie strukturę paliw i innych nośników energii pierwotnej zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej, o której mowa w pkt 1.
\n
3.Informacje o miejscu, w którym są dostępne informacje o wpływie wytwarzania energii elektrycznej na środowisko w zakresie emisji dla poszczególnych paliw i innych nośników energii pierwotnej zużywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej w poprzednim roku.
\n
Lp.
\n
Miejsce, w którym dostępne są informacje o wpływie wytwarzania energii elektrycznej na środowisko Rodzaj paliwa 1 2 3 Razem CO2 SO2 NOx Pyły [Mg/MWh] Odpady radioaktywne