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

623 ROZPORZÑDZENIE MINISTRA GOSPODARKI1) z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegó∏owych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego2)

c) przy∏àczonà do koordynowanej sieci 110 kV in- sieci dystrybucyjnej do sieci przesy∏owej, wynà ni˝ okreÊlona w lit. b, którà operator systemu znaczonà na podstawie wskazaƒ uk∏adów poprzesy∏owego elektroenergetycznego dysponu- miarowo-rozliczeniowych, albo je na podstawie odr´bnych umów zawartych c) umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania enerz wytwórcà i operatorem systemu dystrybucyjgii elektrycznej, zawieranej pomi´dzy operatonego elektroenergetycznego, do którego sieci ta rem systemu przesy∏owego elektroenergetyczjednostka wytwórcza jest przy∏àczona; nego a operatorem systemu dystrybucyjnego 5) jednostka wytwórcza centralnie koordynowana elektroenergetycznego, dla miejsc dostarczania (JWCK) — jednostk´ wytwórczà o mocy osiàgal- energii elektrycznej nieb´dàcych miejscami nej równej 50 MW lub wy˝szej, przy∏àczonà do ko- przy∏àczenia sieci dystrybucyjnej elektroenergeordynowanej sieci 110 kV, nieb´dàcà jednostkà tycznej do sieci przesy∏owej elektroenergetyczwytwórczà centralnie dysponowanà (JWCD); nej, jako wartoÊç maksymalnà ze Êrednich wartoÊci tej mocy w okresie godziny; 6) mechanizm bilansowania — mechanizm rozliczeƒ 11) obiekt — obiekt budowlany w rozumieniu ustawy podmiotów odpowiedzialnych za rozliczanie niez dnia 7 lipca 1994 r. — Prawo budowlane zbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej (Dz. U. z 2006 r. Nr 156, poz. 1118 i Nr 170, i pobranej z systemu, z tytu∏u niezbilansowania

oraz z 2007 r. Nr 88, poz. 587); energii elektrycznej dostarczonej oraz pobranej przez u˝ytkowników systemu, dla których te pod- 12) oferta bilansujàca — ofert´ produkcyjno-cenowà mioty prowadzà rozliczanie niezbilansowania zwi´kszenia lub zmniejszenia wytwarzania energii energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z syselektrycznej albo poboru tej energii, zawierajàcà temu — wtym prowadzony przez operatora systedane handlowe i techniczne, sk∏adanà w ramach mu przesy∏owego w ramach bilansowania systemechanizmu bilansowania dla jednostki grafikomu; wej; 7) miejsce dostarczania energii elektrycznej — punkt 13) operator — operatora systemu przesy∏owego elekw sieci, do którego przedsi´biorstwo energetycz- troenergetycznego lub operatora systemu dystryne dostarcza energi´ elektrycznà, okreÊlony bucyjnego elektroenergetycznego, lub operatora w umowie o przy∏àczenie do sieci albo w umowie systemu po∏àczonego elektroenergetycznego; o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej, albo w umowie sprzeda˝y 14) podmiot odpowiedzialny za rozliczanie niezbilanenergii elektrycznej, albo w umowie komplekso- sowanej energii elektrycznej dostarczonej ipobrawej, b´dàcy jednoczeÊnie miejscem jej odbioru; nej z systemu — osob´ fizycznà lub prawnà, uczestniczàcà w mechanizmie bilansowania ener- 8) miejsce przy∏àczenia — punkt w sieci, w którym gii elektrycznej na podstawie umowy zawartej przy∏àcze ∏àczy si´ z siecià; z operatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego, zajmujàcà si´ rozliczaniem niezbilan- 9) moc przy∏àczeniowa — moc czynnà planowanà do sowania energii elektrycznej; pobierania lub wprowadzania do sieci, okreÊlonà w umowie o przy∏àczenie do sieci jako wartoÊç 15) przy∏àcze — odcinek lub element sieci s∏u˝àcy do maksymalnà wyznaczanà w ciàgu ka˝dej godziny po∏àczenia urzàdzeƒ, instalacji lub sieci podmiotu, okresu rozliczeniowego ze Êrednich wartoÊci tej o wymaganej przez niego mocy przy∏àczeniowej, mocy w okresach 15-minutowych, s∏u˝àcà do za- z pozosta∏à cz´Êcià sieci przedsi´biorstwa energeprojektowania przy∏àcza; tycznego Êwiadczàcego na rzecz podmiotu przy∏àczanego us∏ug´ przesy∏ania lub dystrybucji energii 10) moc umowna — moc czynnà pobieranà lub wpro- elektrycznej; wadzanà do sieci, okreÊlonà w: 16) rezerwa mocy — mo˝liwà do wykorzystania w daa) umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub nym okresie zdolnoÊç jednostek wytwórczych do dystrybucji energii elektrycznej, umowie sprze- wytwarzania energii elektrycznej i dostarczania jej da˝y energii elektrycznej albo umowie komplek- do sieci; sowej, jako wartoÊç maksymalnà, wyznaczanà w ciàgu ka˝dej godziny okresu rozliczeniowego 17) rozliczanie niezbilansowania energii elektrycznej ze Êrednich wartoÊci tej mocy rejestrowanych — dzia∏ania operatora systemu przesy∏owego oraz w okresach 15-minutowych, albo podmiotów odpowiedzialnych za rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej b) umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania ener- i pobranej z systemu, polegajàce na przekazywagii elektrycznej, zawieranej pomi´dzy operato- niu informacji o zawartych umowach sprzeda˝y rem systemu przesy∏owego elektroenergetycz- energii elektrycznej oraz okreÊleniu ró˝nic pomi´- nego a operatorem systemu dystrybucyjnego dzy iloÊcià energii elektrycznej wynikajàcà z tych elektroenergetycznego, jako Êrednià z maksy- umów a energià elektrycznà rzeczywiÊcie wytwomalnych ∏àcznych mocy Êredniogodzinnych po- rzonà lub pobranà z systemu dla ka˝dego godzinbieranych przez danego operatora systemu dys- nego okresu rozliczeniowego; trybucyjnego elektroenergetycznego w miejscach dostarczania energii elektrycznej z sieci 18) rzeczywiste miejsce dostarczania energii elektryczprzesy∏owej b´dàcych miejscami przy∏àczenia nej — miejsce dostarczania energii elektrycznej,

w którym jest realizowana dostawa tej energii po- 26) wy∏àczenie awaryjne — wy∏àczenie urzàdzeƒ, auwiàzana bezpoÊrednio z jej fizycznymi przep∏ywa- tomatyczne lub r´czne, w przypadku zagro˝enia mi, której iloÊç jest wyznaczana za pomocà uk∏adu bezpiecznej pracy urzàdzeƒ, instalacji i sieci albo pomiarowo-rozliczeniowego, b´dàce jednoczeÊ- zagro˝enia bezpieczeƒstwa osób, mienia lub Êronie rzeczywistym miejscem odbioru tej energii; dowiska; 19) standardowy profil zu˝ycia energii elektrycznej — 27) wytwórca — przedsi´biorstwo energetyczne zajzbiór danych o przeci´tnym zu˝yciu energii elek- mujàce si´ wytwarzaniem energii elektrycznej. trycznej w poszczególnych godzinach doby przez grup´ odbiorców koƒcowych: Rozdzia∏ 2 a) nieposiadajàcych urzàdzeƒ pomiarowo-rozli- Kryteria podzia∏u na grupy podmiotów ubiegajàcych czeniowych umo˝liwiajàcych rejestracj´ tych si´ o przy∏àczenie oraz warunki przy∏àczenia do sieci danych, b) ozbli˝onej charakterystyce poboru energii elek- § 3. 1. Podmioty ubiegajàce si´ o przy∏àczenie do trycznej zlokalizowanych na obszarze dzia∏ania sieci dzieli si´ na grupy, zwane dalej „grupami przy∏àdanego operatora systemu dystrybucyjnego czeniowymi”, wed∏ug nast´pujàcych kryteriów: elektroenergetycznego 1) grupa I— podmioty, których urzàdzenia, instalacje — opracowywany lub obliczany przez operatora i sieci sà przy∏àczane bezpoÊrednio do sieci o nasystemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego pi´ciu znamionowym wy˝szym ni˝ 110 kV; i wykorzystywany w bilansowaniu miejsc dostar- 2) grupa II — podmioty, których urzàdzenia, instalaczania energii elektrycznej dla odbiorców o mocy cje i sieci sà przy∏àczane bezpoÊrednio do sieci umownej nie wi´kszej ni˝ 40 kW, stanowiàcy zao napi´ciu znamionowym 110 kV; ∏àcznik do instrukcji, októrej mowa wart. 9gust. 1 ustawy zdnia 10 kwietnia 1997 r. — Prawo energe- 3) grupa III — podmioty, których urzàdzenia, instalatyczne; cje i sieci sà przy∏àczane bezpoÊrednio do sieci o napi´ciu znamionowym wy˝szym ni˝ 1 kV, lecz 20) swobodne bilansowanie — okreÊlenie, na podstani˝szym ni˝ 110 kV; wie ofert bilansujàcych, wielkoÊci energii elektrycznej niezb´dnej do zbilansowania zapotrzebo- 4) grupa IV— podmioty, których urzàdzenia, instalacje wania energii elektrycznej z jej dostawami bez isieci sà przy∏àczane bezpoÊrednio do sieci onapi´- uwzgl´dnienia ograniczeƒ sieciowych przesy∏ania ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝ 1 kV oraz mocy energii elektrycznej; przy∏àczeniowej wi´kszej ni˝ 40 kW lub pràdzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego 21) system pomiarowo-rozliczeniowy — teleinformawtorze pràdowym wi´kszym ni˝ 63 A; tyczny system pozyskiwania, przetwarzania i udost´pniania danych pomiarowych ipomiarowo-roz- 5) grupa V — podmioty, których urzàdzenia, instalaliczeniowych; cje i sieci sà przy∏àczane bezpoÊrednio do sieci o napi´ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝ 1 kV 22) uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy — liczniki i inne oraz mocy przy∏àczeniowej nie wi´kszej ni˝ 40 kW urzàdzenia pomiarowe lub pomiarowo-rozliczei pràdzie znamionowym zabezpieczenia przedliczniowe, w szczególnoÊci: liczniki energii czynnej, nikowego nie wi´kszym ni˝ 63 A; liczniki energii biernej oraz przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe, a tak˝e uk∏ady po∏àczeƒ mi´dzy ni- 6) grupa VI — podmioty, których urzàdzenia, instalami, s∏u˝àce bezpoÊrednio lub poÊrednio do pomia- cje i sieci sà przy∏àczane do sieci poprzez tymczarów energii elektrycznej i rozliczeƒ za t´ energi´; sowe przy∏àcze, które b´dzie, na zasadach okreÊlonych w umowie, zastàpione przy∏àczem docelo- 23) us∏ugi systemowe — us∏ugi Êwiadczone na rzecz wym, lub podmioty, których urzàdzenia, instalacje operatora systemu przesy∏owego elektroenergei sieci sà przy∏àczane do sieci na czas okreÊlony, tycznego niezb´dne do zapewnienia przez tego lecz nie d∏u˝szy ni˝ rok. operatora prawid∏owego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, niezawodnoÊci jego 2. Napi´cie znamionowe, o którym mowa w ust. 1, pracy i utrzymywania parametrów jakoÊciowych okreÊla si´ wmiejscu dostarczania energii elektrycznej. energii elektrycznej; § 4. Przy∏àczenie podmiotu do sieci nast´puje na 24) ustawa — ustaw´ zdnia 10 kwietnia 1997 r. — Prapodstawie umowy o przy∏àczenie do sieci, o której wo energetyczne; mowa w art. 7 ust. 1 ustawy, i po spe∏nieniu warun- 25) wirtualne miejsce dostarczania energii elektrycz- ków przy∏àczenia do sieci, zwanych dalej „warunkami nej — miejsce dostarczania energii elektrycznej, przy∏àczenia”. wktórym jest realizowana dostawa tej energii niepowiàzana bezpoÊrednio z jej fizycznymi przep∏y- § 5. Wymagania techniczne wzakresie przy∏àczania wami, której iloÊç jest wyznaczana za pomocà al- do sieci urzàdzeƒ wytwórczych, sieci dystrybucyjnych gorytmów na podstawie umowy sprzeda˝y ener- elektroenergetycznych, urzàdzeƒ odbiorców koƒcogii elektrycznej, b´dàce jednoczeÊnie wirtualnym wych, po∏àczeƒ mi´dzysystemowych oraz linii bezpomiejscem odbioru tej energii; Êrednich okreÊla za∏àcznik nr 1 do rozporzàdzenia.

§ 6. 1. Podmiot ubiegajàcy si´ o przy∏àczenie do 2) wielkoÊç planowanego zapotrzebowania na moc sieci, zwany dalej „wnioskodawcà”, sk∏ada wniosek ienergi´ elektrycznà wcelu pokrycia potrzeb w∏aso okreÊlenie warunków przy∏àczenia w przedsi´bior- nych wytwórcy; stwie energetycznym zajmujàcym si´ przesy∏aniem 3) stopieƒ skompensowania mocy biernej: lub dystrybucjà energii elektrycznej, do którego sieci ubiega si´ o przy∏àczenie. a) zwiàzanej z odbiorem energii elektrycznej czynnej na potrzeby w∏asne wytwórcy oraz 2. Wzór wniosku ookreÊlenie warunków przy∏àczeb) zwiàzanej z wprowadzaniem wyprodukowanej nia ustala oraz udost´pnia przedsi´biorstwo energeenergii elektrycznej do sieci. tyczne zajmujàce si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej; we wzorze wniosku dla podmiotu 3. Wniosek o okreÊlenie warunków przy∏àczenia zaliczanego do II grupy przy∏àczeniowej powinien byç farm wiatrowych powinien zawieraç dane iinformacje, okreÊlony co najmniej taki zakres informacji, jaki zaoktórych mowa wust. 1 i2, oraz: wiera wzór wniosku ustalony przez operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego. 1) specyfikacj´ technicznà turbiny wiatrowej; 2) charakterystyk´ mocy turbiny wiatrowej w funkcji 3. Przepisy ust. 1 i 2 stosuje si´ odpowiednio pr´dkoÊci wiatru. w przypadku zwi´kszenia, przez podmiot przy∏àczony do sieci, zapotrzebowania na moc przy∏àczeniowà lub 4. Wniosek ookreÊlenie warunków przy∏àczenia mozmiany dotychczasowych warunków i parametrów ˝e zawieraç tak˝e wymagania dotyczàce odmiennych technicznych pracy urzàdzeƒ, instalacji i sieci przy∏àod standardowych parametrów technicznych energii czonego podmiotu. elektrycznej lub parametrów jej dostarczania, wtym: § 7. 1. Wniosek o okreÊlenie warunków przy∏àcze- 1) dopuszczalnej zawartoÊci interharmonicznych iwy˝- nia powinien zawieraç: szych harmonicznych; 1) oznaczenie wnioskodawcy; 2) dopuszczalnej asymetrii napi´ç; 2) okreÊlenie mocy przy∏àczeniowej dla ka˝dego 3) dopuszczalnych odchyleƒ iwahaƒ napi´cia wmiejmiejsca dostarczania energii elektrycznej; scu dostarczania energii elektrycznej; 3) przewidywane roczne zu˝ycie energii elektrycznej; 4) dopuszczalnego czasu trwania przerwy w dostar- 4) przewidywany termin rozpocz´cia dostarczania czaniu energii elektrycznej. energii elektrycznej lub jej poboru; 5. Do wniosku o okreÊlenie warunków przy∏àcze- 5) parametry techniczne, charakterystyk´ ruchowà nia nale˝y do∏àczyç: ieksploatacyjnà przy∏àczanych urzàdzeƒ, instalacji lub sieci, w przypadku podmiotów zaliczanych do 1) dokument potwierdzajàcy tytu∏ prawny wnioskogrup przy∏àczeniowych I—IV; dawcy do korzystania z obiektu, w którym b´dà u˝ywane przy∏àczane urzàdzenia, instalacje lub 6) okreÊlenie minimalnej mocy wymaganej dla zasieci; pewnienia bezpieczeƒstwa osób i mienia, w przypadku wprowadzenia ograniczeƒ w dostarczaniu 2) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny okreÊlajàcy i poborze energii elektrycznej podmiotom zalicza- usytuowanie obiektu, w którym b´dà u˝ywane nym do grup przy∏àczeniowych I—III; przy∏àczane urzàdzenia, instalacje lub sieci, wzgl´- dem istniejàcej sieci oraz usytuowanie sàsiednich 7) informacje techniczne dotyczàce zak∏óceƒ wproobiektów; wadzanych przez urzàdzenia, instalacje i sieci wnioskodawcy oraz charakterystyk´ obcià˝eƒ, nie- 3) wyciàg ze sprawozdania z badaƒ jakoÊci energii zb´dne do okreÊlenia warunków przy∏àczenia, elektrycznej wytworzonej przez turbiny wiatrowe, w przypadku podmiotów zaliczanych do grup je˝eli wniosek dotyczy warunków przy∏àczenia przy∏àczeniowych I—IV. farm wiatrowych; 2. Wniosek o okreÊlenie warunków przy∏àczenia 4) ekspertyz´ wp∏ywu przy∏àczanych urzàdzeƒ, instadla wytwórców powinien zawieraç dane i informacje, lacji lub sieci na system elektroenergetyczny, wyo których mowa w ust. 1, oraz: konanà w zakresie i na warunkach uzgodnionych z operatorem, na którego obszarze dzia∏ania na- 1) okreÊlenie: stàpi przy∏àczenie, je˝eli wniosek sk∏adajà poda) maksymalnej rocznej iloÊci wytwarzania energii mioty zaliczane do Ialbo IIgrupy przy∏àczeniowej. elektrycznej i iloÊci tej energii dostarczanej do sieci, 6. Przepisu ust. 5 pkt 4 nie stosuje si´, je˝eli wniosek o okreÊlenie warunków przy∏àczenia sk∏ada: b) mocy zainstalowanej, osiàgalnej, dyspozycyjnej i pozornej jednostek wytwórczych, 1) wytwórca — dla jednostek wytwórczych o ∏àcznej c) zakresu dopuszczalnych zmian obcià˝eƒ jedno- mocy zainstalowanej nie wi´kszej ni˝ 2 MW; stek wytwórczych lub ich grup, 2) odbiorca koƒcowy — dla swoich urzàdzeƒ o ∏àczd) liczb´ przy∏àczanych jednostek wytwórczych; nej mocy przy∏àczeniowej nie wi´kszej ni˝ 5 MW.

§ 8. 1. Warunki przy∏àczenia okreÊlajà w szczegól- mowa w ust. 1, oraz wymagany stopieƒ skompensonoÊci: wania mocy biernej podczas wprowadzania przez wytwórc´ do sieci wyprodukowanej energii elektrycznej 1) miejsce przy∏àczenia; czynnej. 2) miejsce dostarczania energii elektrycznej; 3. Warunki przy∏àczenia do sieci dystrybucyjnej oraz zakres i warunki wykonania ekspertyzy, o której 3) moc przy∏àczeniowà; mowa w§ 7 ust. 5 pkt 4, wymagajà uzgodnienia zope- 4) rodzaj przy∏àcza; ratorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w przypadku: 5) zakres niezb´dnych zmian w sieci zwiàzanych 1) urzàdzeƒ, instalacji i sieci nale˝àcych do podmioz przy∏àczeniem; tów zaliczanych do II grupy przy∏àczeniowej; 6) dane znamionowe urzàdzeƒ, instalacji i sieci oraz 2) po∏àczeƒ sieci krajowych i mi´dzynarodowych dopuszczalne graniczne parametry ich pracy; o napi´ciu znamionowym 110 kV. 7) dopuszczalny poziom zmiennoÊci parametrów 4. Przedsi´biorstwo energetyczne nieb´dàce opetechnicznych energii elektrycznej; ratorem, przed wydaniem warunków przy∏àczenia dla 8) miejsce zainstalowania uk∏adu pomiarowo-rozli- podmiotu zaliczanego do I lub II grupy przy∏àczenioczeniowego; wej, uzgadnia je zoperatorem, do którego sieci przedsi´biorstwo to jest przy∏àczone. 9) wymagania dotyczàce uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego i systemu pomiarowo-rozliczeniowego; 5. Operatorzy dokonujà uzgodnieƒ, o których mowa w ust. 3 i 4, w terminie nieprzekraczajàcym 60 dni 10) rodzaj i usytuowanie zabezpieczenia g∏ównego, od dnia z∏o˝enia dokumentacji dotyczàcej warunków dane znamionowe oraz niezb´dne wymagania przy∏àczenia albo warunków po∏àczenia sieci. wzakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i systemowej; 6. Warunki przy∏àczenia sà przekazywane wnioskodawcy wraz zprojektem umowy oprzy∏àczenie do sieci. 11) dane umo˝liwiajàce okreÊlenie w miejscu przy∏àczenia wartoÊci pràdów: 7. Warunki przy∏àczenia sà wa˝ne dwa lata od dnia ich okreÊlenia. a) zwarç wielofazowych i czasów ich wy∏àczenia, b) zwarcia doziemnego i czasów ich wy∏àczenia § 9. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce si´ lub trwania; przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej wydaje warunki przy∏àczenia w terminie: 12) wymagany stopieƒ skompensowania mocy biernej; 1) 14 dni od dnia z∏o˝enia kompletnego wniosku 13) wymagania w zakresie: przez wnioskodawc´ zaliczonego do IV, V lub VI grupy przy∏àczeniowej, przy∏àczanego do sieci a) dostosowania przy∏àczanych urzàdzeƒ, instalao napi´ciu nie wy˝szym ni˝ 1 kV; cji lub sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego, 2) 30 dni od dnia z∏o˝enia kompletnego wniosku przez wnioskodawc´ zaliczonego do III lub VI grub) przystosowania uk∏adu pomiarowo-rozliczeniopy przy∏àczeniowej, przy∏àczanego do sieci o nawego do systemów zdalnego odczytu danych pi´ciu powy˝ej 1 kV; pomiarowych, 3) 3 miesi´cy od dnia z∏o˝enia kompletnego wniosku c) zabezpieczenia sieci przed zak∏óceniami elekprzez wnioskodawc´ zaliczonego do I lub II grupy trycznymi powodowanymi przez urzàdzenia, inprzy∏àczeniowej. stalacje lub sieci wnioskodawcy, § 10. 1. Warunki po∏àczenia koordynowanej sieci d) wyposa˝enia urzàdzeƒ, instalacji lub sieci, nie- 110 kV pomi´dzy operatorami systemów dystrybucyjzb´dnego do wspó∏pracy z siecià, do której ma nych elektroenergetycznych oraz warunki po∏àczenia nastàpiç przy∏àczenie; sieci pomi´dzy operatorem systemu dystrybucyjnego 14) mo˝liwoÊci dostarczania energii elektrycznej wwa- elektroenergetycznego a operatorem zagranicznym runkach odmiennych od standardowych; okreÊla umowa; warunki te wymagajà uzgodnienia z operatorem systemu przesy∏owego elektroenerge- 15) dane i informacje dotyczàce sieci niezb´dne w ce- tycznego. lu doboru systemu ochrony przed pora˝eniami w instalacji lub sieci podmiotu, którego instalacje 2. Warunki po∏àczenia sieci pomi´dzy przedsi´- lub sieci b´dà przy∏àczane. biorstwami energetycznymi zajmujàcymi si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej nieb´dàcy- 2. Warunki przy∏àczenia wytwórcy jako odbiorcy mi operatorami okreÊla umowa; warunki te wymagamocy i energii czynnej na potrzeby w∏asne powinny jà uzgodnienia z operatorem lub operatorami prowaokreÊlaç: wymagania, dane i informacje, o których dzàcymi ruch tych sieci.

3. Uzgodnienia, októrych mowa wust. 1 i2, sà do- 4. Przedsi´biorstwo energetyczne Êwiadczàce us∏ukonywane w terminie nieprzekraczajàcym 60 dni od g´ przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej: dnia z∏o˝enia dokumentów dotyczàcych po∏àczenia 1) dostarcza energi´ elektrycznà zgodnie z obowiàsieci, okreÊlonych w umowie. zujàcymi parametrami jakoÊciowymi, o których mowa w§ 38, ina warunkach okreÊlonych wumo- Rozdzia∏ 3 wie oÊwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej albo na podstawie umowy Sposób prowadzenia obrotu energià elektrycznà kompleksowej; § 11. Przedsi´biorstwo energetyczne prowadzi ob- 2) instaluje, na w∏asny koszt, uk∏ad pomiarowo-rozlirót energià elektrycznà na warunkach okreÊlonych czeniowy w miejscu przygotowanym przez odw ustawie, koncesji, taryfie i umowie sprzeda˝y enerbiorc´ oraz system pomiarowo-rozliczeniowy, gii elektrycznej. w przypadku podmiotów zaliczonych do grup przy∏àczeniowych IV—VI, zasilanych z sieci o na- § 12. W przypadku zmiany sprzedawcy przez odpi´ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝ 1 kV, z wybiorc´ koƒcowego: ∏àczeniem wytwórców; 1) nowy sprzedawca informuje poprzedniego sprze- 3) powiadamia odbiorców o terminach i czasie pladawc´ iprzedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce nowanych przerw w dostarczaniu energii eleksi´ dystrybucjà energii elektrycznej o dniu rozpo- trycznej w formie, o której mowa w § 42 pkt 4; cz´cia przez niego sprzeda˝y energii elektrycznej oraz wskazuje miejsce przekazywania danych po- 4) niezw∏ocznie przyst´puje do likwidacji awarii iusumiarowych, nie póêniej ni˝ przed dniem rozpocz´- wania zak∏óceƒ wdostarczaniu energii elektrycznej; cia sprzeda˝y tej energii; 5) przekazuje dane pomiarowe odbiorcy, sprzedawcy oraz podmiotowi, o którym mowa w § 14, od- 2) zmiana tego sprzedawcy nast´puje w ostatnim powiedzialnemu za rozliczanie niezbilansowania dniu okresu rozliczeniowego lub w ka˝dy inny energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z sysdzieƒ okreÊlony wumowie sprzeda˝y energii elektemu; trycznej, wktórym dokonany zostanie odczyt uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych oraz nastàpi roz- 6) umo˝liwia wglàd do wskazaƒ uk∏adu pomiarowopocz´cie dostarczania energii elektrycznej przez -rozliczeniowego oraz dokumentów stanowiàcych nowego sprzedawc´. podstaw´ do rozliczeƒ za dostarczonà energi´ elektrycznà, atak˝e do wyników kontroli prawid∏o- Rozdzia∏ 4 woÊci wskazaƒ tych uk∏adów. Warunki Êwiadczenia us∏ug przesy∏ania, 5. Przedsi´biorstwo energetyczne Êwiadczàce dystrybucji energii elektrycznej, prowadzenia us∏ug´ dystrybucji energii elektrycznej: ruchu sieciowego, eksploatacji sieci oraz korzystania z systemu elektroenergetycznego 1) opracowuje, aktualizuje iudost´pnia odbiorcom ich i po∏àczeƒ mi´dzysystemowych standardowe profile zu˝ycia energii elektrycznej; 2) opracowuje iwdra˝a procedury zmiany sprzedawcy. § 13. 1. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej § 14. Odbiorca, wytwórca lub podmiot przez niego Êwiadczy us∏ugi przesy∏ania lub dystrybucji tej energii upowa˝niony, zawierajàc umow´ oÊwiadczenie us∏ug na warunkach okreÊlonych w koncesji, w taryfie, przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej, powiwumowie oÊwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrynien okreÊliç w tej umowie podmiot odpowiedzialny bucji energii elektrycznej lub w umowie kompleksoza rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej wej oraz w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 dostarczonej i pobranej z systemu. ustawy. § 15. 1. OkreÊlone wumowie, októrej mowa wart. 5 2. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce si´ ust. 2 pkt 2 ustawy, postanowienia dotyczàce iloÊci przeprzesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej zasy∏anej energii elektrycznej powinny uwzgl´dniaç: wiera z odbiorcà przy∏àczonym do jego sieci umow´ o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji ener- 1) sposób okreÊlania i rozliczania niezbilansowanej gii elektrycznej przed rozwiàzaniem umowy komplekenergii elektrycznej dostarczonej i pobranej z syssowej. temu: 3. Us∏uga przesy∏ania lub dystrybucji energii elek- a) na podstawie informacji o nabytej lub sprzedatrycznej obejmujàca korzystanie z krajowego systemu nej energii elektrycznej, przedstawiajàcych elektroenergetycznego polega na utrzymywaniu: zbiór danych okreÊlajàcy iloÊci energii elektrycznej — oddzielnie dla poszczególnych okresów 1) ciàg∏oÊci dostarczania i odbioru energii elektrycz- rozliczeniowych albo nej w krajowym systemie elektroenergetycznym oraz niezawodnoÊci jej dostarczania; b) wed∏ug standardowego profilu zu˝ycia energii elektrycznej oraz rzeczywiÊcie pobranej energii 2) parametrów jakoÊciowych energii elektrycznej. elektrycznej;

2) sposób zg∏aszania informacji oumowach sprzeda- § 17. Plany remontów iwy∏àczeƒ zruchu urzàdzeƒ, ˝y energii elektrycznej; instalacji i sieci w zakresie, w jakim majà wp∏yw na ruch ieksploatacj´ sieci, do której sà przy∏àczone, wy- 3) w przypadku gdy umowa ta jest zawierana: magajà uzgodnienia zoperatorem prowadzàcym ruch a) z wytwórcà — obowiàzki stron wynikajàce z re- i eksploatacj´ tej sieci. alizacji us∏ugi przesy∏ania lub dystrybucji energii elektrycznej w zakresie, o którym mowa w § 13 § 18. Operator systemu przesy∏owego elektroenerust. 3, getycznego zapewnia dost´p do po∏àczeƒ mi´dzysystemowych, w zakresie posiadanych zdolnoÊci przesy∏ob) pomi´dzy operatorem a przedsi´biorstwem wych, na warunkach uzgodnionych z operatorami sysenergetycznym posiadajàcym koncesj´ na przetemów przesy∏owych krajów sàsiadujàcych z terytosy∏anie lub dystrybucj´ energii elektrycznej nierium Rzeczypospolitej Polskiej, z wykorzystaniem meb´dàcym operatorem — warunki Êwiadczenia chanizmu udost´pniania zdolnoÊci przesy∏owych spe∏- us∏ugi przesy∏ania lub dystrybucji energii elekniajàcego wymagania niedyskryminacji i przejrzystrycznej dla odbiorców przy∏àczonych do sieci toÊci. tego przedsi´biorstwa, w zakresie, o którym mowa w § 13 ust. 3, Rozdzia∏ 5 c) pomi´dzy operatorem systemu przesy∏owego a operatorem systemu dystrybucyjnego — wa- Zakres, warunki i sposób bilansowania systemu runki Êwiadczenia us∏ug przesy∏ania energii elektroenergetycznego oraz prowadzenia elektrycznej dla odbiorców znajdujàcych si´ na z u˝ytkownikami tego systemu rozliczeƒ obszarze dzia∏ania operatora systemu dystrybu- wynikajàcych z niezbilansowania energii cyjnego elektroenergetycznego, w zakresie, elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu o którym mowa w § 13 ust. 3, § 19. 1. Operator systemu przesy∏owego elektrod) pomi´dzy operatorem a wytwórcà — zasady energetycznego, bilansujàc system elektroenergetyczkorzystania, w zakresie niezb´dnym, przez openy, bierze pod uwag´ zrównowa˝enie zapotrzebowaratora zsieci, instalacji iurzàdzeƒ nale˝àcych do nia na energi´ elektrycznà i jej wytwarzanie, ograniwytwórcy oraz miejsca rozgraniczania w∏asnoÊczenia sieciowe dostarczania energii elektrycznej, paci tych urzàdzeƒ. rametry techniczne jednostek wytwórczych oraz z∏o˝one oferty bilansujàce. 2. Rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej ipobranej zsystemu prowadzi si´ dla 2. Oferty bilansujàce przekazywane operatorowi odbiorców zaliczanych do grupy przy∏àczeniowej: systemu przesy∏owego elektroenergetycznego przez wytwórców posiadajàcych jednostki wytwórcze cen- 1) I—IV — na podstawie informacji, o których mowa tralnie dysponowane (JWCD) dotyczà ka˝dej godziny w ust. 1 pkt 1 lit. a; doby, na którà jest przygotowywany plan pracy tego 2) V — na podstawie informacji, o których mowa systemu. w ust. 1 pkt 1 lit. b; § 20. 1. Rozliczenia wynikajàce z niezbilansowania 3) V— gdy odbiorca posiada urzàdzenia pomiarowo- energii elektrycznej dostarczonej ipobranej zsystemu -rozliczeniowe umo˝liwiajàce rejestracj´ danych sà realizowane przez: z wykorzystaniem uk∏adów do transmisji danych, 1) operatora systemu przesy∏owego elektroenergezgodnym z systemem akwizycji i przetwarzania tycznego wsieci przesy∏owej elektroenergetycznej danych stosowanym przez operatora systemu oraz dystrybucyjnego elektroenergetycznego, do którego sieci jest przy∏àczony odbiorca, lub innego spo- 2) operatora systemu dystrybucyjnego elektroenersobu przekazywania danych pomiarowych, w tym getycznego w sieci dystrybucyjnej elektroenergeokresowych odczytów, okreÊlonego w umowie tycznej. o Êwiadczenie us∏ug dystrybucji energii elektrycznej — na podstawie informacji, o których mowa 2. Dla prowadzenia rozliczeƒ, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lit. a; w ust. 1, miejscem dostarczenia energii elektrycznej mo˝e byç fizyczny punkt przy∏àczenia wyposa˝ony 4) VI — na podstawie informacji, o których mowa w uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy lub suma tych wust. 1 pkt 1 lit. a, zwyjàtkiem odbiorców przy∏à- punktów. czonych do sieci o napi´ciu znamionowym nie wy˝szym ni˝ 1 kV, nieposiadajàcych urzàdzeƒ po- 3. Rozliczenia wynikajàce z niezbilansowania enermiarowo-rozliczeniowych umo˝liwiajàcych reje- gii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu dla stracj´ danych, którzy sà rozliczani na podstawie ka˝dego miejsca jej dostarczania dokonuje jeden podinformacji, o których mowa w ust. 1 pkt 1 lit. b. miot odpowiedzialny za rozliczanie niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej ipobranej zsystemu. § 16. Ruch sieciowy i eksploatacja sieci powinny odbywaç si´ zgodnie z instrukcjà, o której mowa 4. Podmiot odpowiedzialny za rozliczanie niezbiw art. 9g ust. 1 ustawy, opracowanà i udost´pnianà lansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobraprzez w∏aÊciwego operatora. nej z systemu przekazuje operatorowi systemu prze-

sy∏owego elektroenergetycznego informacje o umo- § 22. 1. Operator systemu przesy∏owego elektrowach sprzeda˝y energii elektrycznej oraz iloÊci energii energetycznego umo˝liwia tworzenie jednostek grafielektrycznej rzeczywiÊcie dostarczonej i pobranej z te- kowych dla êróde∏ lub grup êróde∏ energii elektrycznej go systemu. wykorzystujàcych energi´ wiatru i prowadzi rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostarczonej § 21. 1. Rozliczenia wynikajàce z niezbilansowania i pobranej z systemu dla wszystkich tych jednostek. energii elektrycznej dostarczanej ipobranej zsystemu dokonuje si´ na podstawie: 2. Mechanizm bilansowania, w zakresie bilansowania êróde∏ energii elektrycznej wykorzystujàcych 1) przekazanych informacji o umowach sprzeda˝y energi´ wiatru, umo˝liwia korekt´ planowanej iloÊci energii elektrycznej; energii elektrycznej dostarczanej do sieci, nie póêniej ni˝ na 2 godziny przed godzinowym okresem jej wy- 2) zmierzonych iloÊci energii elektrycznej rzeczywiÊtworzenia. cie wytworzonej lub pobranej zsystemu przesy∏owego elektroenergetycznego; § 23. 1. Bilansowanie systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego polega na bilansowaniu mocy 3) informacji o wykorzystaniu ofert bilansujàcych. czynnej i biernej z uwzgl´dnieniem warunków technicznych pracy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycz- 2. W przypadku gdy bilansowania systemu dokonej ijej wspó∏pracy zsiecià przesy∏owà elektroenergenuje operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznà. tycznego, w rozliczeniach wynikajàcych z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej i pobranej 2. Tworzàc obszar dla systemu dystrybucyjnego, z systemu cen´ za t´ energi´ ustala si´ jako: w którym realizuje si´ bilansowanie, o którym mowa 1) sum´ ceny swobodnego bilansowania i sk∏adnika wust. 1, dokonuje si´ zmiany konfiguracji sieci dystrybilansujàcego — w przypadku energii elektrycznej bucyjnych elektroenergetycznych w zakresie niezb´dpobranej z systemu przesy∏owego elektroenerge- nym dla prawid∏owego funkcjonowania tego obszaru tycznego; i realizacji bilansowania systemu. 2) ró˝nic´ mi´dzy cenà swobodnego bilansowania 3. Obszar bilansowania, o którym mowa w ust. 2, a sk∏adnikiem bilansujàcym — w przypadku ener- jest zarzàdzany przez operatora tego obszaru zuwzgl´dgii elektrycznej dostarczonej do systemu przesy∏o- nieniem: wego elektroenergetycznego. 1) zbilansowania zapotrzebowania i wytwarzania 3. Cen´ swobodnego bilansowania, októrej mowa mocy czynnej i biernej; w ust. 2, okreÊla si´ jako cen´ kraƒcowà wyznaczonà 2) parametrów jakoÊciowych energii elektrycznej, dla ka˝dej godziny doby na podstawie ofert bilansujào których mowa w § 38; cych dla swobodnego bilansowania. 3) technicznych warunków wspó∏pracy sieci dystry- 4. WartoÊç sk∏adnika bilansujàcego, o którym mobucyjnej elektroenergetycznej z siecià przesy∏owà wa w ust. 2, okreÊla si´ na podstawie rzeczywistych elektroenergetycznà. kosztów równowa˝enia zapotrzebowania na energi´ elektrycznà i wytwarzania tej energii przez opera- 4. Do rozliczenia niezbilansowania energii elektrycztora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego, nej wobszarze bilansowania, októrym mowa wust. 2, uwzgl´dniajàc prognozowany przez wytwórc´ koszt stosuje si´ przepisy § 19 i20 oraz § 21 ust. 1—3 i5. zakupu rezerwy godzinowej i odtworzeniowej w przeliczeniu na prognozowanà wielkoÊç energii elektrycz- Rozdzia∏ 6 nej niezb´dnej do zbilansowania, bez uwzgl´dnienia kosztów wynikajàcych ztechnicznych ograniczeƒ prze- Zakres, warunki i sposób zarzàdzania sy∏ania energii elektrycznej. ograniczeniami systemowymi 5. W przypadku gdy praca jednostki wytwórczej § 24. 1. Operator systemu przesy∏owego elektrocentralnie dysponowanej (JWCD) wynika zograniczeƒ energetycznego, identyfikujàc ograniczenia systemosieciowych lub jest wykonywana na polecenie operawe wyst´pujàce w sieci przesy∏owej elektroenergetora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego, tycznej oraz koordynowanej sieci 110 kV w zakresie do rozliczeƒ wytworzonej przez nià energii elektryczdostarczania energii elektrycznej, wykonuje analizy nej stosuje si´ ceny w wysokoÊci okreÊlonej w umosystemowe, zuwzgl´dnieniem wymagaƒ dotyczàcych wie oÊwiadczenie us∏ug przesy∏ania energii elektryczparametrów jakoÊciowych energii elektrycznej iniezanej, uwzgl´dniajàc aktualny stan gotowoÊci do pracy wodnoÊci pracy sieci. Na podstawie wykonanych anatej jednostki oraz czas jej pracy po jej uruchomieniu. liz systemowych: 6. W zakresie energii elektrycznej wytworzonej 1) sporzàdza informacje o minimalnej wymaganej wjednostkach wytwórczych centralnie dysponowanych i maksymalnie mo˝liwej generacji w poszczegól- (JWCD) rozliczenia, októrych mowa wust. 1, dokonuje nych w´z∏ach sieci lub grupach tych w´z∏ów. Inforsi´ na podstawie cen swobodnego bilansowania, zwy- macje te udost´pnia podmiotom, których dotyczà ∏àczeniem przypadku, októrym mowa wust. 2 i5. ograniczenia systemowe;

2) okreÊla i podaje do publicznej wiadomoÊci ograni- zawarte w rocznym planie koordynacyjnym, a w razie czenia systemowe wpostaci technicznych zdolnoÊ- potrzeby uaktualniajà je w okresach miesi´cznych. ci wymiany energii elektrycznej w liniach wymiany mi´dzysystemowej. 2. Plany, októrych mowa wust. 1, zawierajà wykaz ograniczeƒ sieciowych wraz z przyczynami ich wyst´- 2. Identyfikacji ograniczeƒ systemowych, o któ- powania. rych mowa w ust. 1, dokonuje si´ ka˝dego dnia oraz w okresach miesi´cznym i rocznym. § 26. 1. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego na dwa dni przed dniem dostarczenia 3. Zg∏oszenia umów sprzeda˝y dla jednostek wyenergii elektrycznej odbiorcom przy∏àczonym do jego twórczych centralnie dysponowanych (JWCD) uwzgl´dsieci, nie póêniej jednak ni˝ do godziny 800, podaje do niajà ograniczenia systemowe dostarczania energii publicznej wiadomoÊci informacje o stanie systemu elektrycznej, wtym: przesy∏owego elektroenergetycznego dotyczàce: 1) okreÊlone przez wytwórc´ ograniczenia wynikajà- 1) prognozowanego zapotrzebowania na energi´ ce z technicznych parametrów pracy jednostek elektrycznà w krajowym systemie elektroenergewytwórczych oraz warunków pracy elektrowni; tycznym; 2) okreÊlone przez operatora systemu przesy∏owego, 2) prognozowanego wytwarzania energii elektrycznej z co najmniej miesi´cznym wyprzedzeniem, ograprzez poszczególne grupy wytwórców tej energii; niczenia wzakresie maksymalnych mo˝liwoÊci generacji w poszczególnych w´z∏ach lub grupach 3) prognozowanej mocy dyspozycyjnej w krajowym w´z∏ów sieciowych, wynikajàce z warunków techsystemie elektroenergetycznym; nicznych pracy sieci elektroenergetycznej; 4) przewidywanej wymiany mi´dzysystemowej; 3) okreÊlone przez operatora systemu przesy∏owego, wdobie n-2, ograniczenia wzakresie minimalnych 5) planowanych remontów i odstawieƒ jednostek i maksymalnych mo˝liwoÊci generacji w poszcze- wytwórczych; gólnych w´z∏ach lub grupach w´z∏ów sieciowych, wynikajàce z warunków technicznych pracy sieci 6) prognozowanych ograniczeƒ w przesy∏aniu enerelektroenergetycznej, przy czym do ograniczeƒ gii elektrycznej oraz w´z∏ów, których te ograniczetych stosuje si´ wytwórca tylko w takim zakresie, nia dotyczà, wraz ze wskazaniem mocy oraz liczby na jaki pozwala sumaryczna iloÊç energii w zg∏o- jednostek wytwórczych niezb´dnych do pracy; szonych umowach sprzeda˝y dla jednostek wy- 7) planowanych wielkoÊci rezerw mocy. twórczych centralnie dysponowanych (JWCD) dla danego podmiotu odpowiedzialnego za rozliczanie niezbilansowanej energii elektrycznej dostar- 2. Operator systemu przesy∏owego elektroenergeczonej i pobranej z systemu; tycznego w dniu poprzedzajàcym dzieƒ dostarczenia energii elektrycznej odbiorcom przy∏àczonym do jego 4) zakres udost´pnionej operatorowi systemu prze- sieci, nie póêniej ni˝ do godziny 1600, podaje do pusy∏owego rezerwy okreÊlony zgodnie z § 27 ust.1. blicznej wiadomoÊci informacje o stanie systemu przesy∏owego elektroenergetycznego dotyczàce: 4. Programy obcià˝enia sk∏adane dla jednostek wytwórczych centralnie koordynowanych (JWCK) 1) prognozowanego wytwarzania energii elektryczuwzgl´dniajà ograniczenia systemowe dostarczania nej przez: energii elektrycznej, w tym okreÊlone przez: a) poszczególne grupy wytwórców, 1) wytwórc´ ograniczenia wynikajàce z technicznych b) jednostki wytwórcze, dla których operator ten parametrów pracy jednostek wytwórczych oraz przygotowuje plany ich pracy; warunków pracy elektrowni; 2) zaktualizowanej prognozy zapotrzebowania na 2) operatora systemu przesy∏owego, z co najmniej energi´ elektrycznà; miesi´cznym wyprzedzeniem, ograniczenia w zakresie maksymalnych mo˝liwoÊci generacji w po- 3) wytwórców, których jednostki wytwórcze sà plaszczególnych w´z∏ach lub grupach w´z∏ów siecio- nowane do Êwiadczenia us∏ug rezerw mocy; wych, wynikajàce z warunków technicznych pracy sieci elektroenergetycznej. 4) prognozowanych cen rozliczeniowych bilansowania systemu, w poszczególnych godzinach doby 5. Ograniczenia wynikajàce z technicznych para- oraz ich wielkoÊci podczas wzrostu i spadku zapometrów pracy jednostek wytwórczych usuwane sà trzebowania na energi´ elektrycznà o 5 %. przez wytwórców. 3. Operator systemu przesy∏owego elektroenerge- § 25. 1. Operatorzy systemu przesy∏owego elektro- tycznego nie póêniej ni˝ w okresie dwóch dni nast´- energetycznego i systemu dystrybucyjnego elektro- pujàcych po dniu, w którym dostarczono energi´ energetycznego podajà do publicznej wiadomoÊci in- elektrycznà, podaje do publicznej wiadomoÊci inforformacje o technicznych warunkach pracy tych sieci, macje o stanie systemu przesy∏owego elektroenerge-

tycznego wdniu dostarczania energii elektrycznej do- sady rozliczeƒ za energi´ elektrycznà wzwiàzku zpoletyczàce: conà przez operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego pracà interwencyjnà tej elektrowni. 1) zapotrzebowania na energi´ elektrycznà w krajowym systemie elektroenergetycznym; 3. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego zawiera z wytwórcà, którego jednostki wy- 2) wytwarzania energii elektrycznej przez poszczególtwórcze sà zdolne do uruchomienia bez zasilania zzene grupy wytwórców tej energii; wnàtrz, umow´ oÊwiadczenie us∏ugi odbudowy krajowego systemu elektroenergetycznego. Umowa ta po- 3) mocy dyspozycyjnej w krajowym systemie elekwinna okreÊlaç warunki korzystania z us∏ugi odbudotroenergetycznym; wy krajowego systemu elektroenergetycznego, wyso- 4) wymiany mi´dzysystemowej; koÊç op∏aty za czas gotowoÊci do Êwiadczenia tej us∏ugi oraz zasady rozliczeƒ za energi´ elektrycznà wytwo- 5) wyst´pujàcych ograniczeƒ w przesy∏aniu energii rzonà w zwiàzku z poleconà przez operatora systemu elektrycznej oraz w´z∏ów, których te ograniczenia przesy∏owego elektroenergetycznego pracà. dotyczà, wraz ze wskazaniem mocy oraz liczby jednostek wytwórczych niezb´dnych do pracy; Rozdzia∏ 7 6) cen bilansowania systemu. Sposób koordynacji planowania rozwoju systemu elektroenergetycznego § 27. 1. Obowiàzek, októrym mowa wart. 9c ust. 2 pkt 8 ustawy, operator systemu przesy∏owego elektro- § 29. 1. Operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego realizuje, w szczególnoÊci dokonujàc energetycznego wspó∏pracuje z operatorami systezakupu rezerw mocy: sekundowej w ramach regulacji mów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz pierwotnej iminutowej wramach regulacji wtórnej. wytwórcami i odbiorcami koƒcowymi, których urzàdzenia, instalacje lub sieci sà przy∏àczone do sieci 2. Operator systemu przesy∏owego elektroenerge- przesy∏owej elektroenergetycznej, w celu koordynacji tycznego zawiera zwytwórcà posiadajàcym jednostk´ planowania rozwoju tej sieci i sieci 110 kV. wytwórczà centralnie dysponowanà (JWCD) umow´ dotyczàcà wykorzystania rezerw mocy sekundowej 2. Operator systemu dystrybucyjnego elektroeneri minutowej. getycznego wspó∏pracuje zinnymi operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz po- 3. O planowanym wykorzystaniu jednostek wy- zosta∏ymi przedsi´biorstwami energetycznymi i odtwórczych centralnie dysponowanych (JWCD) do re- biorcami koƒcowymi, których urzàdzenia, instalacje gulacji pierwotnej lub wtórnej operator systemu prze- lub sieci sà przy∏àczone do sieci dystrybucyjnej eleksy∏owego elektroenergetycznego informuje wytwórc´ troenergetycznej, w celu koordynacji planowania rozi podmioty odpowiedzialne za rozliczanie niezbilanso- woju tej sieci. wanej energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu, z dwudniowym wyprzedzeniem. § 30. 1. W celu skoordynowania rozwoju systemów elektroenergetycznych oraz opracowania przez 4. Dobór jednostek wytwórczych centralnie dyspo- przedsi´biorstwa energetyczne zajmujàce si´ przesynowanych (JWCD) wykorzystywanych do regulacji ∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej planów pierwotnej lub wtórnej odbywa si´ na podstawie ran- rozwoju tych systemów operatorzy systemów dystrykingu cenowego ofert. bucyjnych elektroenergetycznych oraz wytwórcy i odbiorcy koƒcowi, których urzàdzenia, instalacje lub sie- 5. Operator systemu przesy∏owego elektroenerge- ci sà przy∏àczone do sieci przesy∏owej elektroenergetycznego uzyskuje wymagany poziom ca∏kowitej ope- tycznej, przekazujà: racyjnej rezerwy mocy, korzystajàc z ofert bilansujà- 1) do operatora systemu przesy∏owego elektroenercych. getycznego dane i informacje niezb´dne do opracowania przez niego planu rozwoju oraz skoordy- § 28. 1. Operator systemu przesy∏owego elektronowania rozwoju sieci przesy∏owej elektroenergeenergetycznego, zarzàdzajàc ograniczeniami systemotycznej i sieci 110 kV; wymi, mo˝e na postawie umowy wykorzystaç energi´ elektrycznà pochodzàcà z pracy interwencyjnej elek- 2) w∏aÊciwemu operatorowi systemu dystrybucyjnetrowni pompowo-szczytowej lub gazowej w przypad- go elektroenergetycznego dane i informacje niekach uzasadnionych warunkami technicznymi pracy zb´dne do opracowania przez niego planu rozwokrajowego systemu elektroenergetycznego. ju oraz skoordynowania rozwoju sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej. 2. Umow´, októrej mowa wust. 1, operator systemu przesy∏owego elektroenergetycznego zawiera 2. W celu skoordynowania rozwoju systemów z wytwórcà, którego jednostki wytwórcze sà przewi- elektroenergetycznych oraz opracowania planów rozdziane do pracy interwencyjnej. Umowa ta powinna woju przez przedsi´biorstwa energetyczne zajmujàce okreÊlaç warunki korzystania z pracy interwencyjnej si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej elektrowni szczytowo-pompowej lub gazowej, wyso- operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergekoÊç op∏aty za czas jej gotowoÊci do tej pracy oraz za- tycznych uzgadniajà z operatorem systemu przesy∏o-

wego elektroenergetycznego plan przedsi´wzi´ç in- b) funkcjonowania systemów transmisji danych westycyjnych: dla koordynowanej sieci 110 kV i wymagaƒ technicznych dla tych systemów, 1) w sieci 110 kV, które wymagajà skoordynowanych dzia∏aƒ inwestycyjnych w sieci przesy∏owej elek- c) stosowania uk∏adów elektroenergetycznej autotroenergetycznej i sieci 110 kV; matyki zabezpieczeniowej i automatyki systemowej dla koordynowanej sieci 110 kV i jedno- 2) wymagajàcych skoordynowanych dzia∏aƒ inwe- stek wytwórczych przy∏àczonych do tej sieci. stycyjnych w sieciach dystrybucyjnych elektroenergetycznych. § 33. Operatorzy systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych wspó∏pracujà z operatorem syste- § 31. 1. Operator systemu dystrybucyjnego elekmu przesy∏owego elektroenergetycznego wcelu okreÊtroenergetycznego, przedsi´biorstwo energetyczne lenia: nieb´dàce operatorem oraz odbiorcy koƒcowi, których urzàdzenia, instalacje i sieci sà przy∏àczone do 1) uk∏adów pracy sieci dystrybucyjnej oraz wspó∏prasieci operatora systemu przesy∏owego elektroenerge- cy w zakresie planowania i prowadzenia ruchu tej tycznego, przesy∏ajà w∏aÊciwemu operatorowi nie- sieci; zb´dne informacje idane do opracowania planów roz- 2) planów: woju ikoordynowania rozwoju sieci przesy∏owej idystrybucyjnej elektroenergetycznej dotyczàce: a) technicznych w zakresie mo˝liwoÊci pokrycia zapotrzebowania na energi´ elektrycznà w sys- 1) mocy i energii elektrycznej — w zakresie ich zu˝y- temie dystrybucyjnym elektroenergetycznym cia i zapotrzebowania na nie; oraz realizacji zawartych umów sprzeda˝y energii elektrycznej, 2) przedsi´wzi´ç — w zakresie zarzàdzania popytem na energi´ elektrycznà; b) zapobiegania awariom i zagro˝eniom bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego elektro- 3) charakterystyk: energetycznego, a) stacji i linii elektroenergetycznych, c) usuwania awarii lub zagro˝eƒ w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym oraz planów b) jednostek wytwórczych. odbudowy systemu elektroenergetycznego, 2. Dane iinformacje, októrych mowa wust. 1, do- d) rozwoju sieci oraz planów, o których mowa tyczà stanu istniejàcego i prognozowanego. w art. 16 ust. 1 ustawy; Rozdzia∏ 8 3) zakresu i sposobu przekazywania danych o sieci; 4) sposobów stosowania uk∏adów elektroenergetycz- Warunki wspó∏pracy pomi´dzy operatorami nej automatyki zabezpieczeniowej. systemów elektroenergetycznych, w tym z innymi przedsi´biorstwami § 34. Wspó∏praca operatora systemu przesy∏oweenergetycznymi, w zakresie prowadzenia go elektroenergetycznego z wytwórcami w zakresie ruchu sieciowego, zarzàdzania przep∏ywami posiadanych przez nich jednostek wytwórczych ceni dysponowania mocà jednostek wytwórczych tralnie dysponowanych (JWCD) oraz, za poÊrednicoraz post´powania w sytuacjach awaryjnych twem operatora systemu dystrybucyjnego elektro- § 32. Operator systemu przesy∏owego elektroener- energetycznego, z pozosta∏ymi wytwórcami, których getycznego wspó∏pracuje z operatorami systemów jednostki wytwórcze sà przy∏àczone do koordynowadystrybucyjnych elektroenergetycznych w zakresie: nej sieci 110 kV w zakresie niezb´dnym dla bezpiecznego funkcjonowania tego systemu i zapewnienia 1) uk∏adu pracy sieci koordynowanej 110 kV wzakremocy êróde∏ energii elektrycznej, polega na okreÊlesie planowania i prowadzenia ruchu w tej sieci; niu: 2) planowania technicznych mo˝liwoÊci pokrycia za- 1) wymagaƒ: potrzebowania na energi´ elektrycznà w systemie elektroenergetycznym; a) technicznych dla jednostek wytwórczych, októrych mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy, 3) opracowywania planów zapobiegania i usuwania awarii lub zagro˝eƒ bezpiecznej pracy systemu b) dotyczàcych wytwarzania energii elektrycznej elektroenergetycznego oraz planów odbudowy te- w zwiàzku z ograniczeniami sieciowymi; go systemu; 2) sposobu: 4) planowania rozwoju sieci oraz sporzàdzania planów a) zg∏aszania nowych lub zmienionych paramerozwoju, októrych mowa wart. 16 ust. 1 ustawy; trów technicznych jednostek wytwórczych, 5) sposobu: o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy, a) planowania i dysponowania mocà jednostek b) uzgadniania planowych postojów zwiàzanych wytwórczych przy∏àczonych do koordynowanej z remontem jednostek wytwórczych, o których sieci 110 kV, a tak˝e koordynacji likwidowania mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy, oraz zg∏aawarii w tej sieci, szania ubytków mocy,

c) wspó∏pracy w zakresie opracowywania planów wytwórczymi centralnie dysponowanymi (JWCD), zapobiegania i usuwania awarii oraz zagro˝eƒ przy∏àczonych do sieci 110 kV, stosownie do zidenbezpiecznej pracy systemu przesy∏owego elek- tyfikowanych zagro˝eƒ, o których mowa w ust. 1 troenergetycznego obejmujàcego sieç 400 kV, pkt 2; 220 kV i 110 kV, a tak˝e sporzàdzania projektów odbudowy tego systemu, 7) mo˝liwoÊci techniczne wy∏àczenia urzàdzeƒ nale- ˝àcych do odbiorców w celu ograniczenia awarii d) funkcjonowania systemów transmisji danych w krajowym systemie elektroenergetycznym. dla sieci przesy∏owej elektroenergetycznej i koordynowanej sieci 110 kV oraz wymagaƒ tech- 3. Procedury, októrych mowa wust. 1 pkt 2, opranicznych dla tych systemów; cowane przez operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego podlegajà uzgodnieniu z ope- 3) zasad: ratorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznea) dysponowania mocà jednostek wytwórczych, go. Uzgodnieniom podlegajà tak˝e aktualizacje tych o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 ustawy, procedur. b) synchronizacji i odstawiania jednostek wytwór- 4. Procedury post´powania w przypadku wystàczych, o których mowa w art. 9c ust. 2 pkt 6 pienia zagro˝enia lub awarii w krajowym systemie ustawy; elektroenergetycznym lub jego cz´Êci powinni opracowaç i je aktualizowaç: 4) zakresu i sposobu przekazywania danych o sieci przesy∏owej elektroenergetycznej i urzàdzeniach 1) wytwórcy — w zakresie wynikajàcym z opracowawytwórcy. nych przez operatorów planów zapobiegania i usuwania awarii oraz zapewnienia gotowoÊci § 35. 1. Operatorzy systemu elektroenergetyczne- swoich urzàdzeƒ do udzia∏u w odbudowie systego opracowujà i aktualizujà: mu elektroenergetycznego; 1) plany dzia∏ania majàce zastosowanie wprzypadku 2) odbiorcy koƒcowi przy∏àczeni do sieci o napi´ciu wystàpienia awarii w krajowym systemie elektro- znamionowym wy˝szym ni˝ 110 kV; energetycznym; 3) odbiorcy nieb´dàcy odbiorcami koƒcowymi, je˝eli 2) procedury post´powania s∏u˝b dyspozytorskich uczestniczà w odbudowie krajowego systemu w przypadku zagro˝enia wystàpienia lub wystà- elektroenergetycznego lub jego cz´Êci, po wystàpienia awarii wkrajowym systemie elektroenerge- pieniu awarii w tym systemie. tycznym oraz odbudowy tego systemu po wystàpieniu tej awarii. 5. Procedury, o których mowa w ust. 4, uzgadnia si´ z operatorem: 2. Procedury, o których mowa w ust. 1 pkt 2, po- 1) systemu przesy∏owego elektroenergetycznego — winny okreÊlaç w szczególnoÊci: w przypadku wytwórców, których urzàdzenia sà 1) podzia∏ kompetencji pomi´dzy poszczególnymi przy∏àczone do sieci przesy∏owej elektroenerges∏u˝bami dyspozytorskimi; tycznej, iodbiorców, októrych mowa wust. 4 pkt 2; 2) systemu przesy∏owego i dystrybucyjnego elektro- 2) rodzaje dzia∏aƒ ruchowych wykonywanych w poenergetycznego — w przypadku wytwórców, któszczególnych fazach wyst´powania awarii w krarych urzàdzenia sà przy∏àczone do koordynowanej jowym systemie elektroenergetycznym i odbudosieci 110 kV, iodbiorców, októrych mowa wust. 4 wy tego systemu lub jego cz´Êci po wystàpieniu pkt 3, których urzàdzenia lub instalacje sà przy∏àtej awarii; czone do sieci koordynowanej 110 kV; uzgodnieƒ 3) sposób zbierania danych technicznych niezb´d- z operatorem systemu przesy∏owego elektroenernych do odbudowy krajowego systemu elektro- getycznego dokonuje operator systemu dystrybuenergetycznego lub jego cz´Êci po wystàpieniu cyjnego elektroenergetycznego w∏aÊciwy dla miejawarii w krajowym systemie elektroenergetycz- sca przy∏àczenia do sieci urzàdzeƒ lub instalacji nym; danego odbiorcy; 3) systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego 4) sposób wprowadzania okresowych ograniczeƒ do- — wprzypadku wytwórców iodbiorców, októrych puszczalnych obcià˝eƒ mocà czynnà pracujàcych mowa w ust. 4 pkt 3. jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych (JWCD); 6. W przypadku wystàpienia awarii lub zagro˝eƒ, 5) koniecznoÊç za∏àczania, przez przedsi´biorstwa o których mowa w ust. 1, oraz stanu zagro˝enia bezenergetyczne zajmujàce si´ dystrybucjà energii pieczeƒstwa systemu elektroenergetycznego operator elektrycznej, uk∏adów do kompensacji mocy bier- mo˝e dokonaç awaryjnych wy∏àczeƒ urzàdzeƒ, instanej i dotrzymywania wartoÊci tg ϕ; lacji i sieci, w trybie okreÊlonym w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy, niezale˝nie od czasu 6) sposób zapewnienia dyspozycyjnoÊci niezb´dnych trwania przerw lub wy∏àczeƒ awaryjnych, o których jednostek wytwórczych nieb´dàcych jednostkami mowa w § 40 ust. 1 i 2.

§ 36. 1. W celu zapewnienia prawid∏owego funk- SCO i automatyka samoczynnego napi´ciowego cjonowania systemu elektroenergetycznego oraz nie- odcià˝ania SNO powinny dzia∏aç zgodnie z zasazawodnej pracy tego systemu podmioty, których urzà- dami i standardami okreÊlonymi przez operatora dzenia lub instalacje sà przy∏àczone do sieci: systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w instrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 1) utrzymujà nale˝àce do nich sieci i wewn´trzne in- ustawy. stalacje zasilajàce i odbiorcze w nale˝ytym stanie technicznym; Rozdzia∏ 9 2) dostosowujà swoje instalacje do zmienionych wa- Zakres i sposób przekazywania odbiorcom runków funkcjonowania sieci, októrych zostali po- przez sprzedawc´ informacji o strukturze paliw wiadomieni zgodnie z § 42 pkt 5; zu˝ywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez sprzedawc´ w poprzednim roku 3) niezw∏ocznie informujà w∏aÊciwe przedsi´biorstwo energetyczne o zauwa˝onych wadach lub § 37. 1. Sprzedawca energii elektrycznej przekazuusterkach w pracy sieci i w uk∏adach pomiarowoje odbiorcom informacje o: -rozliczeniowych o powsta∏ych przerwach w dostarczaniu energii elektrycznej lub niew∏aÊciwych 1) strukturze paliw i innych noÊników energii pierjej parametrach. wotnej zu˝ywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez niego w poprzednim ro- 2. W zakresie automatyki samoczynnego cz´stotliku kalendarzowym, woÊciowego odcià˝ania SCO oraz automatyki samoczynnego napi´ciowego odcià˝ania SNO: 2) miejscu, wktórym sà dost´pne informacje owp∏ywie wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej 1) urzàdzenia i instalacje odbiorców przy∏àczonych w poprzednim roku kalendarzowym na Êrodowido sieci o napi´ciu znamionowym 6 kV lub wy˝- sko, w zakresie emisji dwutlenku w´gla, dwutlenszym powinny mieç zainstalowanà automatyk´ ku siarki, tlenków azotu, py∏ów i radioaktywnych samoczynnego cz´stotliwoÊciowego odcià˝ania odpadów SCO i automatyk´ samoczynnego napi´ciowego odcià˝ania SNO, dzia∏ajàce zgodnie z zasadami — w terminie do dnia 31 marca. i standardami okreÊlonymi przez operatora systemu przesy∏owego elektroenergetycznego w in- 2. Informacje, októrych mowa wust. 1, sà przekastrukcji, o której mowa w art. 9g ust. 1 ustawy; zywane wraz zfakturà za energi´ elektrycznà, wmateria∏ach promocyjnych oraz sà umieszczane na stro- 2) odbiorcy przekazujà do w∏aÊciwego operatora systemu elektroenergetycznego informacje ozainsta- nach internetowych sprzedawcy. lowanej automatyce samoczynnego cz´stotliwoÊciowego odcià˝ania SCO i automatyce samoczyn- 3. Zakres informacji, o których mowa w ust. 1, nego napi´ciowego odcià˝ania SNO; okreÊla za∏àcznik nr 2 do rozporzàdzenia. 3) operator systemu przesy∏owego elektroenerge- Rozdzia∏ 10 tycznego w odniesieniu do odbiorców przy∏àczonych bezpoÊrednio do sieci przesy∏owej elektro- Parametry jakoÊciowe energii elektrycznej energetycznej oraz operator systemu dystrybucyj- i standardy jakoÊciowe obs∏ugi odbiorców nego elektroenergetycznego wodniesieniu do od- oraz sposób za∏atwiania reklamacji biorców przy∏àczonych do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej onapi´ciu znamionowym od § 38. 1. Dla podmiotów zaliczanych do grup przy- 6 kV do 110 kV mogà dokonaç kontroli stanu reali- ∏àczeniowych IiIIustala si´ nast´pujàce parametry jazacji wymagaƒ dotyczàcych automatyki samokoÊciowe energii elektrycznej w przypadku sieci funkczynnego cz´stotliwoÊciowego odcià˝ania SCO cjonujàcej bez zak∏óceƒ: i automatyki samoczynnego napi´ciowego odcià- ˝ania SNO; 1) wartoÊç Êrednia cz´stotliwoÊci mierzonej przez 10 sekund wmiejscach przy∏àczenia powinna byç 4) operator systemu przesy∏owego elektroenergezawarta w przedziale: tycznego w odniesieniu do odbiorców przy∏àczonych bezpoÊrednio do sieci przesy∏owej elektro- a) 50 Hz ±1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5% energetycznej oraz operator systemu dystrybu- tygodnia, cyjnego elektroenergetycznego w odniesieniu do odbiorców przy∏àczonych do sieci dystrybucyjnej b) 50 Hz +4% / –6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% elektroenergetycznej o napi´ciu znamionowym tygodnia; od 6 kV do 110 kV opracowujà plany wy∏àczeƒ za pomocà automatyki samoczynnego cz´stotliwoÊ- 2) w ka˝dym tygodniu 95% ze zbioru 10-minutociowego odcià˝ania SCO i automatyki samoczyn- wych Êrednich wartoÊci skutecznych napi´cia zanego napi´ciowego odcià˝ania SNO. Automatyka silajàcego powinno mieÊciç si´ w przedziale odsamoczynnego cz´stotliwoÊciowego odcià˝ania chyleƒ:

a) ±10% napi´cia znamionowego dla sieci o na- 4) wciàgu ka˝dego tygodnia 95% ze zbioru 10-minupi´ciu znamionowym 110 kV i 220 kV, towych Êrednich wartoÊci skutecznych: a) sk∏adowej symetrycznej kolejnoÊci przeciwnej b) +5%/–10% napi´cia znamionowego dla sieci napi´cia zasilajàcego powinno mieÊciç si´ o napi´ciu znamionowym 400 kV; w przedziale od 0% do 1% wartoÊci sk∏adowej kolejnoÊci zgodnej, 3) przez 95 % czasu ka˝dego tygodnia, wskaênik d∏ugookresowego migotania Êwiat∏a P spowodowa- b) dla ka˝dej harmonicznej napi´cia zasilajàcego lt nego wahaniami napi´cia zasilajàcego nie powi- powinno byç mniejsze lub równe wartoÊciom nien byç wi´kszy od 0,8; okreÊlonym w poni˝szej tabeli:

5) wspó∏czynnik odkszta∏cenia wy˝szymi harmonicz- a) 50 Hz ±1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5% nymi napi´cia zasilajàcego THD, uwzgl´dniajàcy tygodnia, wy˝sze harmoniczne do rz´du 40, powinien byç mniejszy lub równy 3%; b) 50 Hz +4% / –6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% tygodnia; 6) warunkiem utrzymania parametrów napi´cia zasilajàcego w granicach okreÊlonych w pkt 1—5 jest 2) wka˝dym tygodniu 95% ze zbioru 10-minutowych pobieranie przez odbiorc´ mocy czynnej nie wi´k- Êrednich wartoÊci skutecznych napi´cia zasilajàceszej od mocy umownej, przy wspó∏czynniku tgϕ go powinno mieÊciç si´ w przedziale odchyleƒ nie wi´kszym ni˝ 0,4. ±10% napi´cia znamionowego; 2. Dla podmiotów zaliczanych do grup przy∏àcze- 3) przez 95% czasu ka˝dego tygodnia wskaênik d∏uniowych I i II parametry jakoÊciowe energii elektrycz- gookresowego migotania Êwiat∏a P spowodowalt nej dostarczanej zsieci, októrych mowa wust. 1, mo- nego wahaniami napi´cia zasilajàcego nie powigà byç zastàpione wca∏oÊci lub wcz´Êci innymi para- nien byç wi´kszy od 1; metrami jakoÊciowymi tej energii okreÊlonymi przez strony w umowie sprzeda˝y energii elektrycznej albo 4) wciàgu ka˝dego tygodnia 95 % ze zbioru 10-minuw umowie o Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dys- towych Êrednich wartoÊci skutecznych: trybucji energii elektrycznej. a) sk∏adowej symetrycznej kolejnoÊci przeciwnej 3. Dla podmiotów zaliczanych do grup przy∏àcze- napi´cia zasilajàcego powinno mieÊciç si´ niowych III—V ustala si´ nast´pujàce parametry jako- w przedziale od 0% do 2% wartoÊci sk∏adowej Êciowe energii elektrycznej — wprzypadku sieci funk- kolejnoÊci zgodnej, cjonujàcej bez zak∏óceƒ: b) dla ka˝dej harmonicznej napi´cia zasilajàcego 1) wartoÊç Êrednia cz´stotliwoÊci mierzonej przez powinno byç mniejsze lub równe wartoÊciom 10 sekund powinna byç zawarta w przedziale: okreÊlonym w poni˝szej tabeli:

5) wspó∏czynnik odkszta∏cenia wy˝szymi harmonicz- gdzie poszczególne symbole oznaczajà: nymi napi´cia zasilajàcego THD uwzgl´dniajàcy THD — wspó∏czynnik odkszta∏cenia harmonicznymi wy˝sze harmoniczne do rz´du 40, powinien byç napi´cia zasilajàcego, mniejszy lub równy 8%; u — wartoÊç wzgl´dnà napi´cia wprocentach sk∏ah 6) warunkiem utrzymania parametrów napi´cia zasi- dowej podstawowej, lajàcego w granicach okreÊlonych w pkt 1—5 jest h — rzàd wy˝szej harmonicznej. pobieranie przez odbiorc´ mocy nie wi´kszej od mocy umownej, przy wspó∏czynniku tg ϕnie wi´k- 2. Przez wskaênik d∏ugookresowego migotania szym ni˝ 0,4. Êwiat∏a P , o którym mowa w § 38, nale˝y rozumieç lt wskaênik obliczany na podstawie sekwencji 12 kolej- 4. Przedsi´biorstwo energetyczne, do którego sieci nych wartoÊci wskaêników krótkookresowego migotasà przy∏àczeni odbiorcy, mo˝e ustaliç, dla poszczególnia Êwiat∏a P (mierzonych przez 10 minut) wyst´punych grup przy∏àczeniowych, dopuszczalne poziomy st jàcych w okresie 2 godzin, wed∏ug wzoru: zaburzeƒ parametrów jakoÊciowych energii elektrycznej niepowodujàcych pogorszenia parametrów okreÊlonych wust. 1 i3 albo ustalonych wumowie sprzeda- ˝y energii elektrycznej lub umowie przesy∏owej. 5. Napi´cie znamionowe sieci niskiego napi´cia gdzie poszczególne symbole oznaczajà: odpowiada wartoÊci 230/400V. P — wskaênik d∏ugookresowego migotania Êwiat∏a, lt 6. Dla grupy przy∏àczeniowej VI parametry jakoÊ- P — wskaênik krótkookresowego migotania Êwiat∏a. ciowe energii elektrycznej dostarczanej z sieci okreÊla st umowa oÊwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybu- § 40. 1. Ustala si´ nast´pujàce rodzaje przerw cji albo umowa kompleksowa. w dostarczaniu energii elektrycznej: 7. Podmioty przy∏àczone do sieci o napi´ciu zna- 1) planowane — wynikajàce zprogramu prac eksplomionowym 110 kV i wy˝szym powinny wprowadzaç atacyjnych sieci elektroenergetycznej; czas trwado tej sieci lub pobieraç z tej sieci moc biernà przy nia tej przerwy jest liczony od momentu otwarcia wspó∏czynniku tg ϕ mniejszym ni˝ 0,4. wy∏àcznika do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej; § 39. 1. Przez wspó∏czynnik odkszta∏cenia wy˝szymi harmonicznymi napi´cia zasilajàcego THD, o któ- 2) nieplanowane — spowodowane wystàpieniem rym mowa w § 38, nale˝y rozumieç wspó∏czynnik awarii w sieci elektroenergetycznej, przy czym okreÊlajàcy ∏àcznie wy˝sze harmoniczne napi´cia (u ), czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu h obliczany wed∏ug wzoru: uzyskania przez przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej informacji o jej wystàpieniu do czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej.

2. Przerwy wdostarczaniu energii elektrycznej wza- czonej wskutek przerwy iczasu trwania tej przerwy, le˝noÊci od czasu ich trwania dzieli si´ na przerwy: obejmujàcy przerwy krótkie, d∏ugie ibardzo d∏ugie; 1) przemijajàce (mikroprzerwy), trwajàce krócej ni˝ 2) wskaênik Êredniego czasu przerwy w systemie 1 sekund´, przesy∏owym elektroenergetycznym (AIT), stanowiàcy iloczyn liczby 60 i wskaênika energii niedo- 2) krótkie, trwajàce nie krócej ni˝ 1 sekund´ inie d∏ustarczonej do systemu przesy∏owego elektroener- ˝ej ni˝ 3 minuty, getycznego (ENS) podzielony przez Êrednià moc 3) d∏ugie, trwajàce nie krócej ni˝ 3 minuty inie d∏u˝ej dostarczanà przez system przesy∏owy elektroenerni˝ 12 godzin, getyczny wyra˝onà w MW. Ârednia moc dostarczana przez system przesy∏owy elektroenergetycz- 4) bardzo d∏ugie, trwajàce nie krócej ni˝ 12 godzin ny stanowi energi´ elektrycznà dostarczonà przez i nie d∏u˝ej ni˝ 24 godziny, system przesy∏owy elektroenergetyczny w ciàgu roku wyra˝onà wMWh podzielonà przez liczb´ go- 5) katastrofalne, trwajàce d∏u˝ej ni˝ 24 godziny. dzin w ciàgu roku (8760 h). 3. Przerwa planowana, októrej odbiorca nie zosta∏ 2. Operator systemu dystrybucyjnego elektroenerpowiadomiony w formie, o której mowa w § 42 pkt 4, getycznego podaje do publicznej wiadomoÊci na swojest traktowana jako przerwa nieplanowana. jej stronie internetowej nast´pujàce wskaêniki doty- 4. Dla podmiotów zaliczanych do grup przy∏àcze- czàce czasu trwania przerw w dostarczaniu energii niowych I—III i VI dopuszczalny czas trwania jednora- elektrycznej: zowej przerwy planowanej i nieplanowanej w dostar- 1) wskaênik przeci´tnego systemowego czasu trwaczaniu energii elektrycznej oraz dopuszczalny ∏àczny nia przerwy d∏ugiej (SAIDI), stanowiàcy sum´ iloczas trwania w ciàgu roku kalendarzowego wy∏àczeƒ czynów czasu jej trwania i liczby odbiorców naraplanowanych i nieplanowanych okreÊla umowa ˝onych na skutki tej przerwy wciàgu roku, podzieo Êwiadczenie us∏ug przesy∏ania lub dystrybucji albo lonà przez ∏àcznà liczb´ obs∏ugiwanych odbiorców, umowa kompleksowa. 2) wskaênik przeci´tnej systemowej cz´stoÊci przerw 5. Dla podmiotów zaliczanych do grup przy∏àczed∏ugich (SAIFI), stanowiàcy liczb´ wszystkich tych niowych IV i V dopuszczalny czas trwania: przerw w ciàgu roku, podzielonà przez ∏àcznà licz- 1) jednorazowej przerwy wdostarczaniu energii elek- b´ obs∏ugiwanych odbiorców trycznej nie mo˝e przekroczyç w przypadku: — wyznaczone oddzielnie dla przerw planowanych a) przerwy planowanej — 16 godzin, i nieplanowanych; b) przerwy nieplanowanej — 24 godzin; 3) wskaênik przeci´tnej cz´stoÊci przerw krótkich (MAIFI), stanowiàcy liczb´ wszystkich przerw krót- 2) przerw w ciàgu roku stanowiàcy sum´ czasów kich w ciàgu roku, podzielonà przez ∏àcznà liczb´ trwania przerw jednorazowych d∏ugich i bardzo obs∏ugiwanych odbiorców. d∏ugich nie mo˝e przekroczyç w przypadku: § 42. Przedsi´biorstwo energetyczne w zakresie a) przerw planowanych — 35 godzin, standardów jakoÊciowych obs∏ugi odbiorców: b) przerw nieplanowanych — 48 godzin. 1) przyjmuje od odbiorców przez ca∏à dob´ zg∏osze- 6. Przedsi´biorstwo energetyczne dokonuje po- nia i reklamacje dotyczàce dostarczania energii miaru przekroczenia mocy umownej jako maksymal- elektrycznej z sieci; nej wielkoÊci nadwy˝ek mocy ponad moc umownà re- 2) bezzw∏ocznie przyst´puje do usuwania zak∏óceƒ jestrowanà w cyklach godzinowych lub jako maksyw dostarczaniu energii elektrycznej spowodowamalnà wielkoÊç nadwy˝ki mocy ponad moc umownà nych nieprawid∏owà pracà sieci; wyznaczonà w okresie rozliczeniowym, o ile uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe nie pozwalajà na rejestracje 3) udziela odbiorcom, na ich ˝àdanie, informacji w cyklu godzinowym. o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego zpowodu 7. Mierzona moc czynna pobierana lub wprowadza- awarii w sieci; na do sieci przez podmiot przy∏àczony jest okreÊlona ja- 4) powiadamia zco najmniej pi´ciodniowym wyprzeko wartoÊç maksymalna wyznaczana w ciàgu ka˝dej dzeniem oterminach iczasie planowanych przerw godziny okresu rozliczeniowego ze Êrednich wartoÊci w dostarczaniu energii elektrycznej w formie: tej mocy rejestrowanych wokresach 15-minutowych. a) og∏oszeƒ prasowych, internetowych, komunika- § 41. 1. Operator systemu przesy∏owego elektro- tów radiowych lub telewizyjnych lub w inny energetycznego podaje do publicznej wiadomoÊci na sposób zwyczajowo przyj´ty na danym terenie swojej stronie internetowej nast´pujàce wskaêniki do- — odbiorców zasilanych z sieci o napi´ciu znatyczàce czasu trwania przerw w dostarczaniu energii mionowym nie wy˝szym ni˝ 1 kV, elektrycznej: b) indywidualnych zawiadomieƒ pisemnych, tele- 1) wskaênik energii elektrycznej niedostarczonej do fonicznych lub za pomocà innego Êrodka komusystemu przesy∏owego elektroenergetycznego nikowania si´ — odbiorców zasilanych z sieci (ENS), stanowiàcy sum´ iloczynów mocy niedostar- o napi´ciu znamionowym wy˝szym ni˝ 1 kV;

5) informuje na piÊmie z co najmniej: pomiarowo-rozliczeniowego; badanie laboratoryjne przeprowadza si´ w ciàgu 14 dni od dnia zg∏oszenia a) tygodniowym wyprzedzeniem — odbiorców za- ˝àdania. silanych z sieci o napi´ciu znamionowym wy˝- szym ni˝ 1 kV o zamierzonej zmianie nastawieƒ 3. Podmiot nieb´dàcy w∏aÊcicielem uk∏adu pomiawautomatyce zabezpieczeniowej iinnych pararowo-rozliczeniowego pokrywa koszty sprawdzenia metrach majàcych wp∏yw na wspó∏prac´ ruchoprawid∏owoÊci dzia∏ania tego uk∏adu oraz badania lawà z siecià, boratoryjnego tylko wprzypadku, gdy nie stwierdzono b) rocznym wyprzedzeniem — odbiorców zasila- nieprawid∏owoÊci w dzia∏aniu elementów uk∏adu ponych z sieci o napi´ciu znamionowym nie wy˝- miarowo-rozliczeniowego. szym ni˝ 1 kV o koniecznoÊci dostosowania urzàdzeƒ i instalacji do zmienionego napi´cia 4. W ciàgu 30 dni od dnia otrzymania wyniku baznamionowego, podwy˝szonego poziomu prà- dania laboratoryjnego, o którym mowa w ust. 3, oddów zwarcia, zmiany rodzaju przy∏àcza lub in- biorca mo˝e zleciç wykonanie dodatkowej ekspertyzy nych warunków funkcjonowania sieci, badanego uprzednio uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego; przedsi´biorstwo energetyczne umo˝liwia przec) 3-letnim wyprzedzeniem — odbiorców zasilaprowadzenie takiej ekspertyzy. nych zsieci onapi´ciu znamionowym wy˝szym ni˝ 1 kV o koniecznoÊci dostosowania urzàdzeƒ 5. Koszty ekspertyzy, o której mowa w ust. 4, poi instalacji do zmienionego napi´cia znamiono- krywa odbiorca. wego, podwy˝szonego poziomu pràdów zwarcia lub zmianie innych warunków funkcjonowa- 6. W przypadku stwierdzenia nieprawid∏owoÊci nia sieci; wdzia∏aniu uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego, zwy- ∏àczeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej, 6) odp∏atnie podejmuje stosowne czynnoÊci w sieci przedsi´biorstwo energetyczne zwraca koszty, o któw celu umo˝liwienia bezpiecznego wykonania, rych mowa w ust. 3 i 5, a tak˝e dokonuje korekty naprzez odbiorc´ lub inny podmiot, prac w obszarze le˝noÊci za dostarczonà energi´ elektrycznà. oddzia∏ywania tej sieci; 7) nieodp∏atnie udziela informacji w sprawie zasad 7. Wprzypadku wymiany uk∏adu pomiarowo-rozlirozliczeƒ oraz aktualnych taryf; czeniowego w trakcie dostarczania energii elektrycznej, a tak˝e po zakoƒczeniu jej dostarczania przedsi´- 8) rozpatruje wnioski lub reklamacje odbiorcy biorstwo energetyczne wydaje odbiorcy dokument zaw sprawie rozliczeƒ i udziela odpowiedzi nie póêwierajàcy dane identyfikujàce uk∏ad pomiarowo-rozliniej ni˝ wterminie 14 dni od dnia z∏o˝enia wniosku czeniowy i stan wskazaƒ licznika w chwili demonta˝u. lub zg∏oszenia reklamacji, chyba ˝e w umowie mi´dzy stronami okreÊlono inny termin, z wy∏à- Rozdzia∏ 11 czeniem spraw okreÊlonych w pkt 9, które sà rozpatrywane w terminie 14 dni od zakoƒczenia sto- Przepisy przejÊciowe i koƒcowe sownych kontroli i pomiarów; 9) na wniosek odbiorcy, w miar´ mo˝liwoÊci tech- § 44. Warunki przy∏àczenia okreÊlone przed dniem nicznych iorganizacyjnych, dokonuje sprawdzenia wejÊcia w ˝ycie rozporzàdzenia zachowujà wa˝noÊç dotrzymania parametrów jakoÊciowych energii przez okres w nich oznaczony. elektrycznej dostarczanej z sieci okreÊlonych w § 38 ust. 1 i 3 lub w umowie, poprzez wykona- § 45. Do dnia 31 grudnia 2007 r. dopuszcza si´ stonie odpowiednich pomiarów. W przypadku zgod- sowanie zakresu, warunków i sposobu bilansowania noÊci zmierzonych parametrów ze standardami systemu elektroenergetycznego oraz prowadzenia okreÊlonymi w § 38 ust. 1 i 3 lub w umowie kosz- zu˝ytkownikami tego systemu rozliczeƒ wynikajàcych ty sprawdzenia ipomiarów ponosi odbiorca na za- z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej sadach okreÊlonych w taryfie przedsi´biorstwa i pobranej z tego systemu, obowiàzujàcych przed energetycznego; dniem wejÊcia w ˝ycie niniejszego rozporzàdzenia. 10) na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu § 46. Do dnia 31 grudnia 2008 r. dopuszcza si´, aby i uznaniu jego zasadnoÊci, udziela bonifikaty w wy- wartoÊç napi´cia w sieci niskiego napi´cia zasilajàcesokoÊci okreÊlonej wtaryfie za niedotrzymanie para- go mieÊci∏a si´ w przedziale 230/400 V +6 % / –10 %, metrów jakoÊciowych energii elektrycznej, októrych a od dnia 1 stycznia 2009 r. 230/400 V +10 % / –10 %. mowa w § 38 ust. 1 i 3 lub które okreÊlono w umowie. § 47. Traci moc rozporzàdzenie Ministra Gospodarki iPracy zdnia 20 grudnia 2004 r. wsprawie szczegó- § 43. 1. Przedsi´biorstwo energetyczne zajmujàce ∏owych warunków przy∏àczenia podmiotów do sieci si´ przesy∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej, elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci na ˝àdanie odbiorcy, dokonuje sprawdzenia prawid∏o- (Dz. U. z 2005 r. Nr 2, poz. 6). woÊci dzia∏ania uk∏adu pomiarowo-rozliczeniowego nie póêniej ni˝ wciàgu 14 dni od dnia zg∏oszenia ˝àdania. § 48. Rozporzàdzenie wchodzi w ˝ycie po up∏ywie 14 dni od dnia og∏oszenia, z wyjàtkiem § 23, który 2. Odbiorca lub operator systemu dystrybucyjne- wchodzi w ˝ycie z dniem 1 stycznia 2008 r. go elektroenergetycznego ma prawo ˝àdaç laboratoryjnego sprawdzenia prawid∏owoÊci dzia∏ania uk∏adu Minister Gospodarki: P. G. Woêniak

Za∏àczniki do rozporzàdzenia Ministra Gospodarki zdnia 4 maja 2007 r. (poz. 623) Za∏àcznik nr 1 I. Wymagania techniczne w zakresie przy∏à- powinny byç przystosowane do warunków czania do sieci urzàdzeƒ wytwórczych, sie- zwarciowych w miejscu ich przy∏àczenia oraz ci dystrybucyjnych elektroenergetycznych, wyposa˝one w aparatur´ zapewniajàcà likwidaurzàdzeƒ odbiorców koƒcowych, po∏àczeƒ cj´ zwarç, w czasie nieprzekraczajàcym: mi´dzysystemowych oraz linii bezpoÊred- 1) 120 ms w przypadku zwarç powsta∏ych w sienich podmiotów zaliczanych do I i II grupy ci onapi´ciu znamionowym 220 kV lub 400 kV; przy∏àczeniowej 2) 150 ms wprzypadku zwarç powsta∏ych wsie- 1. Zagadnienia ogólne ci o napi´ciu znamionowym 110 kV. 1.1. OkreÊla si´ wymagania techniczne w zakresie 2.2. Transformatory przy∏àczone do sieci o napi´ciu przy∏àczania do sieci: znamionowym 110 kV i wy˝szym, poprzez które zasilane sà urzàdzenia, instalacje i sieci odbior- 1) urzàdzeƒ, instalacji i sieci odbiorców energii ców, powinny byç: elektrycznej; 1) wyposa˝one w regulacj´ zaczepowà dzia∏ajà- 2) urzàdzeƒ, instalacji i sieci wytwórców energii cà pod obcià˝eniem; elektrycznej; 2) przystosowane do wspó∏pracy znadrz´dnymi 3) systemów telekomunikacji i wymiany inforuk∏adami regulacji. macji; 2.3. Sieç onapi´ciu znamionowym 110 kV iwy˝szym 4) uk∏adów pomiarowych energii elektrycznej; powinna pracowaç z bezpoÊrednio uziemionym 5) systemów pomiarowo-rozliczeniowych; punktem neutralnym w taki sposób, aby we 6) uk∏adów elektroenergetycznej automatyki za- wszystkich stanach ruchowych wspó∏czynnik bezpieczeniowej iurzàdzeƒ wspó∏pracujàcych. zwarcia doziemnego, okreÊlony jako stosunek maksymalnej wartoÊci napi´cia fazowego pod- 1.2. Wymagania techniczne obowiàzujà przedsi´- czas zwarcia z ziemià do wartoÊci znamionowej biorstwa energetyczne zajmujàce si´ przesy∏anapi´cia fazowego w danym punkcie sieci, nie niem lub dystrybucjà energii elektrycznej za poprzekracza∏ poni˝szych wartoÊci: mocà sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV iwy˝szym oraz podmioty przy∏àczone lub wyst´- 1) 1,3 w sieci o napi´ciu znamionowym 220 kV pujàce zwnioskiem ookreÊlenie warunków przy- i 400 kV; ∏àczenia do sieci, w zakresie nowobudowanych 2) 1,4 w sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV. lub modernizowanych urzàdzeƒ, instalacji isieci. 2.4. Wymagania okreÊlone w pkt 2.3 sà spe∏nione, 1.3. Przy∏àczenie do sieci urzàdzeƒ, instalacji i sieci gdy: nowych podmiotów lub modernizacja urzàdzeƒ, X R instalacji i sieci podmiotów ju˝ przy∏àczonych 1) 1 ≤ —0- ≤ 2 oraz —0- ≤ 0,5 nie mo˝e powodowaç przekroczenia dopuszczal- X X 1 1 nych granicznych parametrów jakoÊciowych wsieci onapi´ciu znamionowym 220 kV i400 kV, energii elektrycznej w w´z∏ach przy∏àczenia do X R sieci dla pozosta∏ych podmiotów. 2) 1 ≤ —0- ≤ 3 oraz —0- ≤ 1 X X 1.4. Wymagania techniczne dotyczàce urzàdzeƒ, in- 1 1 w sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV, stalacji i sieci podmiotów zaliczanych do II grupy przy∏àczeniowej, które nie sà lub nie b´dà gdzie poszczególne symbole oznaczajà: przy∏àczone do sieci koordynowanej 110 kV, mogà byç zmienione wumowach oprzy∏àczenie do X — reaktancj´ zast´pczà dla sk∏adowej sy- 1 sieci, umowach oÊwiadczenie us∏ug dystrybucji metrycznej zgodnej obwodu zwarcia energii elektrycznej albo w umowach komplek- doziemnego, sowych. Dokonanie zmiany wymagaƒ technicz- X i R — odpowiednio reaktancj´ i rezystancj´ nych wymaga uzgodnienia z operatorem syste- 0 0 dla sk∏adowej symetrycznej zerowej mu dystrybucyjnego elektroenergetycznego obwodu zwarcia doziemnego. w∏aÊciwym dla miejsca przy∏àczenia. 2.5. W celu spe∏nienia wymagaƒ, o których mowa 1.5. Szczegó∏owe wymagania techniczne okreÊla opew pkt 2.3 i 2.4, uzwojenia transformatorów o narator systemu w instrukcji, opracowanej na podpi´ciu znamionowym 110 kV iwy˝szym powinny stawie art. 9g ustawy, zwanej dalej „instrukcjà”. byç po∏àczone wgwiazd´ zpunktem neutralnym, 2. Wymagania techniczne dla urzàdzeƒ, instalacji przystosowanym do uziemienia lub odziemienia. i sieci odbiorców energii elektrycznej 2.6. W celu dotrzymania wymaganych parametrów 2.1. Urzàdzenia, instalacje i sieci przy∏àczane do sie- jakoÊciowych energii elektrycznej do sieci o naci o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym pi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym nale˝y

przy∏àczaç urzàdzenia eliminujàce wprowadza- 3.2. Wymagania dla farm wiatrowych nie odkszta∏ceƒ napi´cia i pràdu. 3.2.1.Farma wiatrowa o mocy znamionowej wi´kszej ni˝ 50 MW w miejscu przy∏àczenia powinna byç 2.7. Je˝eli do instalacji odbiorcy przy∏àczonej do siewyposa˝ona w system sterowania i regulacji ci o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym mocy umo˝liwiajàcy: przy∏àczane sà jednostki wytwórcze, powinny one spe∏niaç wymagania techniczne, o których 1) redukcj´ wytwarzanej mocy elektrycznej mowa w pkt 3. w warunkach pracy farmy wiatrowej, przy zachowaniu szczegó∏owych wymagaƒ, w szcze- 3. Wymagania techniczne dla urzàdzeƒ, instalacji gólnoÊci pr´dkoÊci redukcji mocy, okreÊloi sieci wytwórców energii elektrycznej nych w instrukcji; 3.1. Wymagania techniczne dla jednostek 2) udzia∏ w regulacji parametrów systemu elekwytwórczych wykorzystujàcych do wy- troenergetycznego w zakresie napi´cia i cz´- twarzania energii elektrycznej paliwa stotliwoÊci. sta∏e, gazowe lub ciek∏e albo wod´ 3.2.2.Farma wiatrowa powinna mieç zdolnoÊç do pracy ze wspó∏czynnikiem mocy w miejscu przy∏à- 3.1.1.Jednostki wytwórcze nowe lub po modernizacji czenia, w sposób okreÊlony w instrukcji. Dla omocy osiàgalnej 50 MW iwy˝szej powinny byç farm wiatrowych o mocy znamionowej w miejwyposa˝one w: scu przy∏àczenia równej 50 MW iwy˝szej nale˝y 1) regulator turbiny umo˝liwiajàcy prac´ w try- zapewniç system zdalnego sterowania napi´- bie regulacji obrotów zgodnie z zamodelowa- ciem farmy imocà biernà zzachowaniem mo˝linà charakterystykà statycznà; woÊci wspó∏pracy z nadrz´dnymi uk∏adami re- 2) regulatory napi´cia zdolne do wspó∏pracy gulacji napi´cia i mocy biernej. z nadrz´dnymi uk∏adami regulacji napi´cia 3.2.3.Wymagania techniczne dla farm wiatrowych i mocy biernej; o mocy znamionowej w miejscu przy∏àczenia wi´kszej ni˝ 50 MW stosuje si´ tak˝e do farm 3) wy∏àczniki mocy po stronie napi´cia generawiatrowych o mocy znamionowej w miejscu torowego; przy∏àczenia, równej ini˝szej ni˝ 50 MW, wprzy- 4) transformatory blokowe z mo˝liwoÊcià zmiapadku gdy suma mocy znamionowych farm wiany przek∏adni pod obcià˝eniem. trowych przy∏àczonych: 3.1.2.Jednostki wytwórcze cieplne kondensacyjne 1) do jednej rozdzielni onapi´ciu znamionowym o mocy osiàgalnej 100 MW i wy˝szej powinny 110 kV poprzez transformatory 110/SN przebyç przystosowane do: kracza 50 MW; 1) pracy w regulacji pierwotnej; 2) do linii promieniowej o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝szym przekracza 50 MW; 2) pracy w automatycznej regulacji wtórnej mocy i cz´stotliwoÊci wed∏ug zadawanego zdal- 3) do ciàgu liniowego onapi´ciu znamionowym nie sygna∏u sterujàcego; 110 kV ∏àczàcego co najmniej dwie stacje elektroenergetyczne przekracza 50 MW; 3) zdalnego zadawania obcià˝enia bazowego; 4) poprzez wydzielony transformator NN/110 kV 4) opanowywania zrzutów mocy do pracy na poprzekracza 50 MW. trzeby w∏asne (PPW). 3.2.4.Farma wiatrowa powinna byç wyposa˝ona w za- Wytwórca dla ka˝dej b´dàcej wjego posiadaniu bezpieczenia chroniàce farm´ wiatrowà przed elektrowni lub elektrociep∏owni, w sk∏ad której skutkami pràdów zwarciowych, napi´ç powrotwchodzà jednostki wytwórcze przy∏àczone do nych po wy∏àczeniu zwarç w systemie elektrosieci o napi´ciu znamionowym 110 kV i wy˝- energetycznym, pracy asynchronicznej tej farmy szym, obowiàzany jest do przystosowania swo- iinnymi oddzia∏ywaniami zak∏óceƒ systemowych. ich urzàdzeƒ inap´dów pomocniczych do utrzy- Nastawy tych zabezpieczeƒ powinny uwzgl´dniaç mania w pracy przynajmniej jednej jednostki wymagania dla pracy farmy wiatrowej w warunwytwórczej wwarunkach ca∏kowitej utraty po∏à- kach zak∏óceniowych okreÊlone winstrukcji. czenia zkrajowym systemem elektroenergetycz- 3.2.5.Farma wiatrowa powinna byç wyposa˝ona nym lub ca∏kowitego zaniku napi´cia wtym sysw urzàdzenia umo˝liwiajàce transmisj´ danych temie oraz do opracowania i przedstawienia i monitorowanie stanu urzàdzeƒ, zgodnie z wyw∏aÊciwemu operatorowi systemu elektroenermaganiami okreÊlonymi w pkt 4 niniejszego zagetycznego planu dzia∏aƒ w warunkach utraty ∏àcznika oraz w instrukcji. po∏àczenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub ca∏kowitego zaniku napi´cia 4. Wymagania techniczne dla systemów telekow tym systemie. munikacji i wymiany informacji 3.1.3.Jednostki wytwórcze, októrych mowa wpkt 3.1.2, 4.1. Urzàdzenia, instalacje isieci podmiotów przy∏àczopowinny byç wyposa˝one w urzàdzenia umo˝li- nych do sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV wiajàce transmisj´ danych i sygna∏ów regulacyj- i wy˝szym oraz sieci o napi´ciu znamionowym nych zgodnie zwymaganiami okreÊlonymi wpkt 4 110kV i wy˝szym powinny byç wyposa˝one niniejszego za∏àcznika oraz instrukcji. w urzàdzenia telemechaniki i telekomunikacji nie-

zb´dne do komunikacji z operatorem systemu 4.6. Systemy teleinformatyczne wykorzystywane przesy∏owego elektroenergetycznego ioperatorem przez operatorów systemu elektroenergetycznesystemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego go do prowadzenia ruchu sieciowego powinny w∏aÊciwym dla miejsca przy∏àczenia, wzakresie: umo˝liwiaç wzajemnà wymian´ danych dotyczàcych prowadzenia ruchu sieci na podstawie 1) realizacji ∏àcznoÊci dyspozytorskiej; protoko∏ów komunikacyjnych zgodnych z obo- 2) nadawania i odbioru danych niezb´dnych do wiàzujàcymi standardami. Wymagania dotyczàkierowania ruchem sieci o napi´ciu znamioce wymiany danych okreÊla instrukcja. nowym 110 kV i wy˝szym, tj. sygna∏ów z/do uk∏adów telemechaniki w zakresie telesygna- 4.7. Systemy telekomunikacyjne i teleinformatyczne lizacji, telemetrii i telesterowania oraz telere- powinny byç odporne na awarie sieci elektrogulacji jednostek wytwórczych; energetycznej i zapewniaç ciàg∏oÊç pracy przez 3) transmisji sygna∏ów uk∏adów telezabezpie- okres conajmniej 8 godzin po wystàpieniu takiej czeƒ i automatyk systemowych; awarii. 4) przesy∏ania danych pomiarowych do celów 5. Wymagania techniczne dla uk∏adów pomiarorozliczeniowych, a tak˝e informacji techniczwo-rozliczeniowych energii elektrycznej no-handlowych; 5) zapewnienia ∏àcznoÊci ruchowej wewnàtrz 5.1. Sieç onapi´ciu znamionowym 110 kV iwy˝szym obiektów oraz ze s∏u˝bami publicznymi. oraz urzàdzenia, instalacje i sieci podmiotów przy∏àczonych do sieci o napi´ciu znamiono- 4.2. Kana∏y telekomunikacyjne niezb´dne do realizawym 110 kV i wy˝szym powinny byç wyposa˝ocji poszczególnych us∏ug powinny zapewniaç ne w uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii transmisj´ sygna∏ów z wymaganym standarelektrycznej realizujàce co najmniej funkcje podem szybkoÊci ijakoÊci okreÊlonym przez operamiaru energii czynnej i biernej w dwóch kieruntora systemu przesy∏owego elektroenergetyczkach. nego w instrukcji oraz powinny mieç pe∏nà, fizycznie niezale˝nà rezerwacj´ ∏àczy telekomuni- 5.2. Wymagania techniczne dla uk∏adów pomiarokacyjnych. wo-rozliczeniowych energii elektrycznej okre- 4.3. Urzàdzenia telekomunikacyjne powinny spe∏- Êlane sà dla tych uk∏adów, dla których mierzoniaç wymagania dotyczàce kompatybilnoÊci ne wielkoÊci energii elektrycznej stanowià podelektromagnetycznej, okreÊlone w odr´bnych staw´ do rozliczeƒ i potwierdzania iloÊci tej przepisach, w zakresie: energii wytworzonej w odnawialnych êród∏ach energii. 1) odpornoÊci na obni˝enia napi´cia zasilajàcego; 2) dopuszczalnych poziomów emitowanych har- 5.3. Rozwiàzania techniczne dla uk∏adów pomiaromonicznych pràdu; wo-rozliczeniowych energii elektrycznej uzale˝- nia si´ od wielkoÊci mocy znamionowej przy∏à- 3) odpornoÊci na wahania napi´cia i pràdu czanego urzàdzenia, instalacji lub sieci. Uk∏ady w sieci zasilajàcej; te dzieli si´ na 3 kategorie: 4) emisji i odpornoÊci na zak∏ócenia elektromagnetyczne. 1) kategoria 1 — dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urzàdzenia 30 MVA 4.4. Urzàdzenia technologiczne systemów telekomuiwy˝szej; nikacji powinny posiadaç dopuszczenie do instalowania i u˝ytkowania na terytorium Rzeczypo- 2) kategoria 2 — dla pomiarów energii elektryczspolitej Polskiej oraz certyfikaty jakoÊciowe nej przy mocy znamionowej urzàdzenia zaw zakresie stosowania urzàdzeƒ i instalacji wartej w przedziale od 1 MVA do 30 MVA; w obiektach elektroenergetycznych. 3) kategoria 3 — dla pomiarów energii elektrycz- 4.5. Systemy teleinformatyczne wykorzystywane do nej przy mocy znamionowej urzàdzenia wymiany informacji wymaganych dla: mniejszej ni˝ 1 MVA. 1) bilansowania systemu pomi´dzy operatorem 5.4. Uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii eleksystemu przesy∏owego elektroenergetycznetrycznej kategorii 1 powinny spe∏niaç nast´pujàgo apodmiotami, które na podstawie umowy ce wymagania: zawartej z tym operatorem sta∏y si´ uczestnikami mechanizmu bilansowania, 1) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny 2) prowadzenia ruchu sieciowego pomi´dzy mieç dwa rdzenie i dwa uzwojenia pomiarooperatorem systemu przesy∏owego elektroenergetycznego aelektrowniami posiadajàcy- we oklasie dok∏adnoÊci 0,2 s∏u˝àce do pomiami jednostki wytwórcze, o których mowa ru energii elektrycznej; w ust. 3 pkt 3.1.2 niniejszego za∏àcznika 2) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach po- — powinny zapewniç wymagane bezpieczeƒ- miarowo-rozliczeniowych powinny mieç klastwo, poufnoÊç i niezawodnoÊç przekazywania s´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,2 dla energii informacji. czynnej i 1 dla energii biernej;

3) liczniki energii elektrycznej powinny umo˝li- 5.10. Uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii elekwiaç wspó∏prac´ z systemami automatycznej trycznej powinny byç zainstalowane: rejestracji danych. 1) po stronie górnego napi´cia transformatorów 5.5. Uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii elek- blokowych i transformatorów potrzeb ogóltrycznej kategorii 2 powinny spe∏niaç nast´pujà- nych jednostek wytwórczych przy∏àczonych ce wymagania: do sieci o napi´ciu 110 kV i wy˝szym; 1) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe powinny 2) po stronie 110 kV transformatorów NN/110 kV mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5; stanowiàcych miejsce przy∏àczenia urzàdzeƒ, instalacji lub sieci innych podmiotów; 2) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieç kla- 3) po stronie górnego napi´cia transformatorów s´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5 dla energii lub w polach liniowych o napi´ciu znamionoczynnej i 3 dla energii biernej; wym 110 kV iwy˝szym stanowiàcych miejsca przy∏àczenia odbiorców koƒcowych; 3) liczniki energii elektrycznej powinny umo˝liwiaç wspó∏prac´ z systemami automatycznej 4) wpolach liniowych onapi´ciu znamionowym rejestracji danych. 110 kV i wy˝szym linii stanowiàcych po∏àczenie krajowego systemu elektroenergetyczne- 5.6. Uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe energii elekgo z systemami elektroenergetycznymi intrycznej kategorii 3 powinny spe∏niaç nast´pujànych paƒstw; ce wymagania: 5) wpolach liniowych onapi´ciu znamionowym 1) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe powinny 110 kV linii stanowiàcych po∏àczenia pomi´- mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5; dzy sieciami operatorów systemu dystrybu- 2) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pocyjnego elektroenergetycznego; miarowo-rozliczeniowych powinny mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 1 dla energii 6) na zaciskach generatorów jednostek wytwórczynnej i 3 dla energii biernej; czych Êwiadczàcych us∏ugi systemowe oraz jednostek wytwórczych, dla których wymaga- 3) liczniki energii elektrycznej powinny umo˝line jest potwierdzenie przez operatora systewiaç wspó∏prac´ z systemami automatycznej mu przesy∏owego elektroenergetycznego ilorejestracji danych. Êci energii elektrycznej, niezb´dne do uzyska- 5.7. Dla uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych ener- nia Êwiadectwa pochodzenia w rozumieniu gii elektrycznej kategorii 1 i2 wymagane sà dwa ustawy. równowa˝ne uk∏ady pomiarowe: uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy energii elektrycznej podsta- 6. Wymagania techniczne dla systemów pomiarowowy i rezerwowy. wo-rozliczeniowych 5.8. Rezerwowy uk∏ad pomiarowo-rozliczeniowy 6.1. Systemy pomiarowo-rozliczeniowe powinny reenergii elektrycznej okreÊla si´ jako równowa˝- alizowaç funkcje zdalnego odczytu danych pony, je˝eli: miarowych z systemów automatycznej rejestracji danych. 1) dla kategorii 1 — liczniki energii elektrycznej w podstawowym i rezerwowym uk∏adzie po- 6.2. Funkcja zdalnego odczytu danych pomiarowych miarowo-rozliczeniowym energii elektrycz- z systemu automatycznej rejestracji danych ponej sà zasilane z oddzielnych rdzeni/uzwojeƒ winna zapewniaç pozyskiwanie danych pomiaprzek∏adników zainstalowanych w tym sa- rowych z uk∏adów pomiarowych wyposa˝onych mym miejscu oraz uk∏ady pomiarowo-rozli- w system automatycznej rejestracji danych poczeniowe energii elektrycznej podstawowy przez kana∏y telekomunikacyjne spe∏niajàce wyi rezerwowy spe∏niajà wymagania technicz- magania okreÊlone w pkt 4.2 niniejszego za∏àczne okreÊlone w pkt 5.4 niniejszego za∏àczni- nika. ka; 6.3. Dane pomiarowe powinny byç pozyskiwane 2) dla kategorii 2 — uk∏ady pomiarowo-rozlicze- wraz ze znacznikami jakoÊci nadawanymi przez niowe energii elektrycznej podstawowy i re- system automatycznej rejestracji danych na pozerwowy spe∏niajà wymagania techniczne trzeby weryfikacji danych pomiarowych. okreÊlone w pkt 5.5 niniejszego za∏àcznika. 6.4. Dane pomiarowe pochodzàce z podstawowych 5.9. Uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe przedsi´- uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych energii biorstw energetycznych zajmujàcych si´ przesy- elektrycznej dla: ∏aniem lub dystrybucjà energii elektrycznej za 1) obszaru sieci o napi´ciu znamionowym wy˝- pomocà sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV szym ni˝ 110 kV, w∏àcznie z transformatorami i wy˝szym oraz uk∏ady pomiarowo-rozliczeniosprz´gajàcymi z sieciami innych napi´ç znawe energii elektrycznej podmiotów przy∏àczomionowych, nych do sieci o napi´ciu znamionowym 110 kV iwy˝szym powinny byç wyposa˝one wsystemy 2) jednostek wytwórczych, o których mowa automatycznej rejestracji danych. w pkt 3.1.2 niniejszego za∏àcznika,

3) po∏àczeƒ krajowego systemu elektroenerge- 7.4. Ogólne wymagania techniczne dla uk∏adów tycznego z systemami elektroenergetycznymi elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeinnych paƒstw na napi´ciu znamionowym niowej podyktowane wzgl´dami niezawodno- 110 kV i wy˝szym Êciowymi sà nast´pujàce: — sà pozyskiwane bezpoÊrednio zsystemów au- 1) zabezpieczenia i automatyki poszczególnych tomatycznej rejestracji danych. elementów sieci i elementów do niej przy∏àczonych nale˝y dostosowaç do sposobu ich 7. Wymagania techniczne dla uk∏adów elektro- pracy i parametrów; energetycznej automatyki zabezpieczeniowej 2) nastawienia automatyk i uk∏adów EAZ, urzài urzàdzeƒ wspó∏pracujàcych dzeƒ iinstalacji podmiotów przy∏àczonych do 7.1. Wymagania techniczne i zalecenia dla uk∏adów sieci ogórnym napi´ciu 750, 400, 220 i110 kV elektroenergetycznej automatyki zabezpiecze- muszà byç skoordynowane i liczone przez niowej obowiàzujà operatora systemu przesy∏o- operatora sieci przesy∏owej; wego elektroenergetycznego lub w∏aÊciwego 3) poszczególne elementy sieci przesy∏owej pooperatora systemu dystrybucyjnego elektro- winny byç wyposa˝one w przynajmniej dwa energetycznego oraz podmioty zaliczane niezale˝ne zestawy urzàdzeƒ EAZ; do I lub II grupy przy∏àczeniowej. Szczegó∏owe 4) dla zwi´kszenia pewnoÊci likwidacji zak∏óceƒ wymagania techniczne i zalecenia dla uk∏adów przez uk∏ady i urzàdzenia EAZ, uwzgl´dniajàc elektroenergetycznej automatyki zabezpieczemo˝liwoÊç zawiedzenia elementów tych uk∏aniowej i urzàdzeƒ wspó∏pracujàcych okreÊla indów, nale˝y stosowaç rezerwowanie urzàdzeƒ strukcja opracowana przez operatora systemu EAZ; przesy∏owego elektroenergetycznego lub operatora systemu dystrybucyjnego elektroenerge- 5) wcelu zapewnienia niezale˝noÊci poszczególtycznego. nych zestawów urzàdzeƒ EAZ ka˝de znich ma wspó∏pracowaç zoddzielnymi: obwodami po- 7.2. Poszczególne elementy sieci (linie napowietrzmiarowymi pràdowymi i napi´ciowymi, obne i kablowe, linie odbiorców energii elektryczwodami napi´cia pomocniczego (sterowninej, transformatory, d∏awiki, ∏àczniki szyn i szyczymi) oraz obwodami wy∏àczajàcymi (cewny zbiorcze) powinny byç wyposa˝one wuk∏ady kami wy∏àczajàcymi); elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i urzàdzenia wspó∏pracujàce, zwane da- 6) obwody sterownicze napi´cia pomocniczego lej „uk∏adami i urzàdzeniami EAZ”, niezb´dne poszczególnych obwodów urzàdzeƒ EAZ podo: winny byç zasilane z ró˝nych sekcji rozdzielni pràdu sta∏ego wspó∏pracujàcych z oddzielny- 1) samoczynnej selektywnej likwidacji zak∏óceƒ mi bateriami akumulatorowymi; sieciowych; 7) dla zapewnienia wysokiej dyspozycyjnoÊci 2) regulacji rozp∏ywów mocy biernej i poziourzàdzeniom EAZ zasadne jest stosowanie mów napi´cia; urzàdzeƒ zuk∏adami ciàg∏ej kontroli, testowa- 3) prowadzenia ruchu stacji o górnym napi´ciu nia; 750, 400, 220 i 110 kV z u˝yciem Êrodków ste- 8) zapewnienie wzajemnego bezpieczeƒstwa rowniczych, lokalnych urzàdzeƒ pomiarów obwodów wtórnych przez stosowanie: elei sygnalizacji; mentów o odpowiedniej izolacji, w∏aÊciwej 4) odtworzenia przebiegu zak∏óceƒ z u˝yciem re- ochrony przeciwprzepi´ciowej, wysokiej jakojestratorów zak∏óceƒ i zdarzeƒ. Êci osprz´tu instalacyjnego (zacisków, wtyków, z∏àcz itp.) inarz´dzi instalacyjnych, urzà- 7.3. Uk∏ady i urzàdzenia EAZ powinny reagowaç na dzeƒ odpornych na zak∏ócenia (kompatybilzak∏ócenia wpracy elementów sieci elektroenernoÊç elektromagnetyczna) wobwodach wtórgetycznej oraz jednostek wytwórczych, urzàdzeƒ nych stacji oraz zapewnienie przejrzystej ari sieci podmiotów przy∏àczonych do sieci elekchitektury obwodów wtórnych; troenergetycznych, takie jak: 9) wyposa˝enie urzàdzeƒ EAZ podstawowych 1) zwarcia doziemne i mi´dzyfazowe; w uk∏ady kontroli ciàg∏oÊci obwodów wy∏à- 2) zwarcia metaliczne i wysokooporowe; czania; 3) zwarcia przemijajàce i trwa∏e; 10) uszkodzenie jednego z zabezpieczeƒ przezna- 4) zwarcia rozwijajàce; czonych do zabezpieczenia elementu sieciowego w stacjach o górnym napi´ciu 400 i 220 kV 5) zak∏ócenia o charakterze technologicznym wa˝nych systemowo iprzyelektrownianych nie w urzàdzeniach; powinno stwarzaç koniecznoÊci odstawienia 6) nieprawid∏owe dzia∏anie wy∏àcznika; pola zruchu, ajedynie powinno stanowiç pod- 7) niebezpieczny wzrost napi´cia na liniach elek- staw´ do planowania czynnoÊci naprawczych. troenergetycznych; 7.5. Wymagania techniczne dla uk∏adów EAZ w za- 8) zagro˝enie utraty równowagi systemu elek- kresie zapewnienia w krótkim czasie likwidacji troenergetycznego. zak∏óceƒ powinny dotyczyç:

1) zachowania warunków równowagi dynamicz- 7.8. Linie przesy∏owe 220 kV wyposa˝a si´ alternanej sieci; tywnie w nast´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia wspó∏pracujàce: 2) zmniejszenia zakresu zniszczeƒ w miejscach powsta∏ych zak∏óceƒ; 1) zabezpieczenie odcinkowe (pod warunkiem dost´pnoÊci odpowiedniej jakoÊci ∏àcza), 3) zapobiegania starzeniu si´ urzàdzeƒ siecioumo˝liwiajàce wy∏àczenia 1- i 3-fazowe; wych i elektrownianych; 2) w liniach odchodzàcych z rozdzielni wa˝nych 4) zmniejszenia zak∏óceƒ technologicznych odsystemowo i przyelektrownianych nale˝y stobiorców koƒcowych; sowaç zabezpieczenia jak dla linii 400 kV; 5) poprawy warunków bezpieczeƒstwa ludzi 3) wpozosta∏ych liniach dopuszcza si´ stosowai urzàdzeƒ w obiektach sieci. nie jednego zabezpieczenia odleg∏oÊciowego; 7.6. Uzyskanie wymaganych krótkich czasów zwarç 4) uk∏ady samoczynnego ponownego za∏àczania oraz zapewnienia selektywnych wy∏àczeƒ wy- (SPZ) umo˝liwiajàce dokonywanie 1- i 3-fazomaga zastosowania: wego cyklu samoczynnego ponownego za∏à- 1) zabezpieczeƒ podstawowych o czasie ich czania (SPZ); dzia∏ania krótszym od 30 ms; 5) lokalizator miejsca zwarcia; 2) wy∏àczników o czasie ich wy∏àczania nieprze- 6) uk∏ad kontroli napi´cia i synchronizacji. kraczajàcym 40 ms (z mo˝liwoÊcià odst´pstwa w uzasadnionych przypadkach); 7.9. Linie onapi´ciu 110 kV wyposa˝a si´ wnast´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia wspó∏pracujàce: 3) ∏àcz do wspó∏pracy z urzàdzeniami teleauto- 1) jedno zabezpieczenie podstawowe — odlematyki o czasie przekazywania sygna∏ów nieg∏oÊciowe lub odcinkowe. W przypadku linii przekraczajàcym 20 ms — dla sygna∏ów bikablowych lub napowietrznych o d∏ugoÊci do narnych oraz nieprzekraczajàcym 5 ms — dla 2 km nale˝y stosowaç zabezpieczenia odcinsygna∏ów analogowych; kowe; 4) uk∏adów lokalnego rezerwowania wy∏àczników 2) jedno zabezpieczenie rezerwowe — odleg∏oz dwoma kryteriami otwarcia wy∏àcznika: prà- Êciowe lub ziemnozwarciowe, a dla linii prodowym wykorzystujàcym przekaêniki pràdowe mieniowych — pràdowe; o szybkim dzia∏aniu i powrocie (do 20 ms) dla ka˝dej fazy oraz wy∏àcznikowym wykorzystujà- 3) urzàdzenia automatyki 3-fazowego samocym styki sygna∏owe wy∏àcznika; czynnego ponownego za∏àczania (SPZ); 5) mo˝liwie najmniejszej liczby przekaêników 4) po˝àdany wliniach odu˝ej liczbie zak∏óceƒ lopoÊredniczàcych; kalizator miejsca zwarcia. 6) zabezpieczeƒ szyn zbiorczych o czasie dzia∏a- 7.10. Linie blokowe powinny byç wyposa˝one w nania nieprzekraczajàcym 20 ms; st´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia wspó∏pracujàce (wszystkie zabezpieczenia linii blokowej po- 7) zabezpieczeƒ odcinkowych. winny dzia∏aç na 3-fazowe wy∏àczenie wy∏àczni- 7.7. Linie przesy∏owe 400 kV powinny byç wyposa- ka blokowego): ˝one w nast´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia 1) dwa zabezpieczenia podstawowe umo˝liwiawspó∏pracujàce: jàce wy∏àczenia 3-fazowe; 1) zabezpieczenie odcinkowe (pod warunkiem 2) zabezpieczenie rezerwowe reagujàce na niedost´pnoÊci odpowiedniej jakoÊci ∏àcza), symetryczne zwarcia zziemià wlinii blokowej umo˝liwiajàce wy∏àczenia 1- i 3-fazowe; i sieci zewn´trznej; 2) dwa zabezpieczenia odleg∏oÊciowe (od ró˝- 3) elementy uk∏adów automatyki zapobiegajàcej nych producentów lub o innym algorytmie ko∏ysaniom mocy oraz przecià˝eniom eledzia∏ania wprzypadku produktów od jednego mentów sieci (APKO); producenta) z pami´cià napi´ciowà, blokadà od ko∏ysaƒ mocy, umo˝liwiajàce wy∏àczenia 4) uk∏ad bezwarunkowego wy∏àczenia wy∏àcznika blokowego od sygna∏u przes∏anego z na- 1- i 3-fazowe; stawni blokowej. 3) zabezpieczenie ziemnozwarciowe kierunkowe dwustopniowe; 7.11. Transformatory ogórnym napi´ciu 400 kV i220 kV powinny byç wyposa˝one w nast´pujàce uk∏ady 4) uk∏ady samoczynnego ponownego za∏àczania EAZ iurzàdzenia wspó∏pracujàce: (SPZ) umo˝liwiajàce dokonywanie 1- i 3-fazowego cyklu samoczynnego ponownego za∏à- 1) dwa zabezpieczenia podstawowe (ró˝nicowe) czania (SPZ); reagujàce na zwarcia zlokalizowane w transformatorze, z wyjàtkiem zwarç zwojowych; 5) lokalizator miejsca zwarcia; 2) po dwa zabezpieczenia rezerwowe (zabezpie- 6) uk∏ad kontroli napi´cia i synchronizacji; czenie odleg∏oÊciowe, zabezpieczenie ziem- 7) automatyki od wzrostu napi´cia (jeÊli jest nie- nozwarciowe) po ka˝dej stronie uzwojenia zb´dna z powodów systemowych). górnego i dolnego napi´cia transformatora;

3) zabezpieczenie w punkcie gwiazdowym; 7.15. Jednostki wytwórcze muszà byç wyposa˝one wsynchronizatory umo˝liwiajàce synchroniczne 4) zabezpieczenia producenta: zabezpieczenie ∏àczenie z siecià. przep∏ywowo-gazowe, modele cieplne oraz czujniki temperaturowe; 7.16. W miejscu przy∏àczenia do sieci zamkni´tej jed- 5) uk∏ad sygnalizujàcy przecià˝enie transforma- nostek wytwórczych oraz na liniach w wa˝nych tora pràdem. w´z∏ach tej sieci mo˝e byç wymagane zainstalowanie synchronizatorów dla potrzeb odbudowy 7.12. Transformatory mocy dwu- i wielouzwojeniowe systemu. 110 kV/SN/SN powinny byç wyposa˝one wnast´- 7.17. Systemy sterowania i nadzoru nad pracà obiekpujàce uk∏ady EAZ iurzàdzenia wspó∏pracujàce: tów elektroenergetycznych przy∏àczonych bez- 1) zabezpieczenia podstawowe reagujàce na poÊrednio do stacji o górnym napi´ciu 400 kV zwarcie w transformatorze — zwarciowo-prài 220 kV powinny byç przystosowane do wspó∏- dowe, a dla transformatorów powy˝ej 5 MVA pracy zsystemem sterowania inadzoru operato- — ró˝nicowe; ra systemu przesy∏owego. 2) ka˝da strona transformatora powinna byç wy- 7.18. Szyny zbiorcze rozdzielni 400, 220, 110 kV nale˝y posa˝ona w zabezpieczenia nadpràdowowyposa˝yç w jeden zespó∏ zabezpieczenia szyn, -zw∏oczne; zapewniajàcy wy∏àczenie systemów (sekcji) szyn 3) ka˝da strona transformatora powinna byç wy- zbiorczych, w tym tak˝e zwarç zlokalizowanych posa˝ona w zabezpieczenia przecià˝eniowe mi´dzy wy∏àcznikiem a przek∏adnikiem pràdo- (transformatory dwuuzwojeniowe zabezpie- wym w polach ∏àczników szyn. cza si´ tylko po jednej stronie); 7.19. W stacjach uproszczonych 110 kV typu „H” do- 4) zaleca si´, aby ka˝da ze stron Êredniego na- puszcza si´ mo˝liwoÊç rozwiàzania automatyki pi´cia (SN) transformatora by∏a wyposa˝ona szyn w oparciu o wsteczne strefy zabezpieczeƒ w zabezpieczenia umo˝liwiajàce skracanie odleg∏oÊciowych pól liniowych. czasu zwarcia na szynach Êredniego napi´cia 7.20. Nowo budowane, przebudowywane i remonto- (SN); wane rozdzielnie 110 kV nale˝y wyposa˝aç 5) zabezpieczenia fabryczne transformatorów: w niezale˝ne uk∏ady zabezpieczenia szyn. temperaturowe oraz gazowo-przep∏ywowe kadzi i gazowo-podmuchowe prze∏àcznika za- 7.21. W rozdzielniach 1,5- i 2-wy∏àcznikowych nale˝y czepów; stosowaç uproszczone zabezpieczenie szyn zbiorczych, niewykorzystujàce informacji o sta- 6) zabezpieczenia transformatora reagujàce na nie po∏o˝enia od∏àczników szynowych. zwarcia wewn´trzne i zewn´trzne powinny dzia∏aç na wy∏àczenie. 7.22. Wszystkie rozdzielnie sieci nale˝y wyposa˝aç w uk∏ady lokalnej rezerwy wy∏àcznikowej nieza- 7.13. Wszystkie rodzaje ∏àczników szyn nale˝y wypole˝ne od uk∏adów zabezpieczeƒ szyn zbiorczych, sa˝yç w nast´pujàce uk∏ady EAZ i urzàdzenia przy czym za zgodà operatora systemu przesy∏owspó∏pracujàce: wego dopuszcza si´ stosowanie uk∏adów lokal- 1) jedno zabezpieczenie podstawowe pracujàce nej rezerwy wy∏àcznikowej zintegrowanych zzaw trybie na rozcinanie spi´tych szyn zbior- bezpieczeniem szyn zbiorczych. Przed wy∏àczeczych dzia∏ajàce na wy∏àczenie 3-fazowe w∏a- niem odpowiedniego systemu szyn powinno snego wy∏àcznika; byç dokonane sterowanie uzupe∏niajàce przez element uk∏adu lokalnej rezerwy wy∏àcznikowej 2) pola ∏àczników szyn zast´pujàcych pola linii przypisany polu, w którym nie zadzia∏a∏ wy∏àczprzesy∏owych, transformatorów, a tak˝e linii nik. blokowych nale˝y wyposa˝yç w dodatkowy zestaw urzàdzeƒ EAZ umo˝liwiajàcy realizacj´ 7.23. Wszystkie rozdzielnie sieci nale˝y wyposa˝yç, wszystkich funkcji zabezpieczeniowych, nie- w zale˝noÊci od uk∏adu pracy rozdzielni, w uk∏azb´dnych przy u˝yciu pola ∏àcznika szyn do dy zdalnego rezerwowania wy∏àczników — zastàpienia innego pola, w tym uk∏ad umo˝li- w przypadku dzia∏ania EAZ szyn zbiorczych. wiajàcy wspó∏prac´ ∏àcznika szyn z zabezpie- Uk∏ady zdalnego rezerwowania wy∏àczników czeniami technologicznymi transformatora powinny, gdy nie zadzia∏a wy∏àcznik: oraz bloku elektrowni; 1) wpolu linii przesy∏owej — przes∏aç sygna∏ na 3) dopuszcza si´ stosowanie jednego zamiast jej drugi koniec; dwóch zabezpieczeƒ podstawowych oraz nie- 2) wpolu linii blokowej — przes∏aç sygna∏ wy∏àstosowanie lokalizatora miejsca zwarcia. czajàcy transformator po stronie dolnego napi´cia lub sygna∏ odwzbudzenia generatora 7.14. Dla zapewnienia synchronicznego ∏àczenia linii — gdy nie ma wy∏àcznika generatorowego; itransformatorów do sieci zamkni´tej niezb´dne jest wyposa˝enie tych elementów sieci wuk∏ady 3) w przypadku niezadzia∏ania wy∏àcznika w pokontroli synchronizacji. Wymaganie to stosuje lu transformatora o górnym napi´ciu 400 lub si´ do pola ∏àcznika szyn zbiorczych s∏u˝àcego 220 kV — przes∏aç sygna∏ wy∏àczajàcy transdo zast´powania tych pól. formator po stronie dolnego napi´cia;

4) w polu ∏àcznika szyn sprz´gajàcego systemy 1) w ka˝dym polu 3 napi´cia i 3 pràdy fazowe — wy∏àczyç obydwa systemy szyn po∏àczone oraz napi´cie 3U i pràd 3I ; 0 0 tym wy∏àcznikiem. 2) sygna∏y opobudzeniu zabezpieczeƒ podstawo- Uk∏ady zdalnego rezerwowania wy∏àczników wych, wszystkie sygna∏y ozadzia∏aniu zabezpiepowinny tak˝e, gdy nie zadzia∏a dowolny wy- czeƒ lub automatyk na wy∏àczenie, wszystkie ∏àcznik wy∏àczany przez uk∏ady iurzàdzenia EAZ sygna∏y telezabezpieczeniowe (nadawanie iodszyn zbiorczych, zrealizowaç prób´ bezzw∏ocz- biór) oraz sygna∏y za∏àczajàce od uk∏adów SPZ; nego powtórnego wy∏àczenia uszkodzonego 3) przebiegi wolnozmienne; wy∏àcznika. 4) zapis w zalecanym formacie. 7.24. ¸àcza w uk∏adach i urzàdzeniach wspó∏pracujà- Powinien byç ∏atwy dost´p do rejestratora zak∏ócych EAZ powinny zapewniç dla linii przesy∏oceƒ sieciowych — lokalnego w miejscu jego zawych elektroenergetycznych przesy∏anie nast´- instalowania oraz zdalnego. pujàcych sygna∏ów: 1) od pierwszego zabezpieczenia odleg∏oÊciowe- 7.31. Przekaêniki poÊredniczàce powinny spe∏niaç nago; st´pujàce wymagania: 2) od drugiego zabezpieczenia odleg∏oÊciowego; 1) zaleca si´ stosowanie w zabezpieczeniach przekaêników wyjÊciowych (wy∏àczajàcych) — 3) dla zabezpieczenia odcinkowego; zestyków ozdolnoÊci wy∏àczalnej dostosowa- 4) od zabezpieczeƒ ziemnozwarciowych; nej do wielkoÊci poboru mocy cewek wy∏àczajàcych wy∏àczników oraz wyposa˝onych 5) od uk∏adu automatyki, od nadmiernego wzrowuk∏ady ograniczajàce przepi´cia powstajàce stu napi´cia; przy roz∏àczaniu obwodu cewki wy∏àczajàcej; 6) od uk∏adu zdalnego rezerwowania wy∏àczni- 2) wuk∏adach sterowania powinny byç stosowaków na bezwarunkowe wy∏àczenie elementu ne wysokiej jakoÊci przekaêniki dwustanowe. systemu linii na drugim jej koƒcu; 7) topologie pól przeciwleg∏ych dla automatyki 7.32. W uk∏adach EAZ stosuje si´ nast´pujàce przeprzeciwko∏ysaniowo-odcià˝ajàcej. k∏adniki pràdowe: 1) wolno stojàce, pi´ciordzeniowe zainstalowa- 7.25. Wskazane jest, aby jednoczeÊnie wykorzystaç do ne w polach elementów sieci przesy∏owej przesy∏ania sygna∏ów, októrych mowa wpkt 7.24, elektroenergetycznej, w których rdzenie 3, 4 dwa niezale˝ne ∏àcza, w tym co najmniej jedno i 5 sà rdzeniami zabezpieczeniowymi klasy przeznaczone wy∏àcznie dla uk∏adu EAZ. 5P20 omocy odpowiedniej dla danych obwo- 7.26. Wymaga si´ dla sygna∏ów bezwarunkowego dów i zasilanych uk∏adów i urzàdzeƒ EAZ; wy∏àczania drugiego koƒca linii zapewnienia 2) kombinowane; dwóch niezale˝nych ∏àcz (dwa ∏àcza, sygna∏y kodowane). 3) zainstalowane w przepustach transformatorów — przewiduje si´ wykorzystywanie dla 7.27. Zabezpieczenie odcinkowe linii przesy∏owych uk∏adów i urzàdzeƒ EAZ nie mniej ni˝ dwóch elektroenergetycznych powinno byç wyposa˝o- rdzeni o odpowiednich parametrach; ne we w∏asne ∏àcze, wykorzystane tylko do 4) zainstalowane w przewodach uziemiajàcych sprz´gania obydwu pó∏kompletów. W przypadpunkt gwiazdowy transformatorów. ku ∏àcza Êwiat∏owodowego wykorzystuje si´ wydzielone ˝y∏y z wiàzki Êwiat∏owodu zainstalowa- 7.33. W polach elementów sieci przesy∏owej elektronego na linii. energetycznej stosuje si´ przek∏adniki napi´ciowe pojemnoÊciowe, indukcyjne i kombinowane, po- 7.28. Przesy∏anie sygna∏ów od zabezpieczeƒ linii przesiadajàce trzy uzwojenia wtórne, przy czym trzecie sy∏owych elektroenergetycznych powinno si´ po∏àczone jest wuk∏ad otwartego trójkàta. Uzwoodbywaç wpierwszej kolejnoÊci zzachowaniem jenia nr II i III wspó∏pracujà z uk∏adami i urzàdzewysokiej niezawodnoÊci ich przekazywania, niami EAZ (uzwojenie nr II klasy 3P, uzwojenie szczególnie wwypadkach bezwarunkowego wynr III klasy 6P o mocach odpowiednich dla kon- ∏àczania drugiego koƒca linii (dwa ∏àcza, sygnakretnych obwodów izasilanych urzàdzeƒ EAZ). ∏y kodowane). 7.34. Dobór pojemnoÊciowych i indukcyjnych prze- 7.29. Konstrukcja, zasada dzia∏ania i sposób eksplok∏adników napi´ciowych oraz przek∏adników atacji urzàdzenia zabezpieczeƒ linii przesy∏owych pràdowych musi zapewniç sprawdzonà prawii wspó∏pracujàce z nimi ∏àcza powinny byç trakd∏owà wspó∏prac´ z uk∏adami i urzàdzeniami towane jako jeden niepodzielny zespó∏ urzàdzeƒ. EAZ w miejscu ich zainstalowania. 7.30. Rejestratory zak∏óceƒ sieciowych przeznaczone 7.35. Wy∏àczniki 750, 400 i220 kV powinny byç wypodo wykonywania analiz przebiegu zak∏óceƒ sa˝one: i dzia∏ania uk∏adów EAZ oraz wy∏àczników powinny byç instalowane we wszystkich czynnych 1) z kolumnami niesprz´˝onymi mechanicznie, polach rozdzielni przesy∏owych. Rejestratory za- w zabezpieczenie od niezgodnoÊci po∏o˝enia k∏óceƒ sieciowych powinny rejestrowaç: jego kolumn,

2) w blokad´, która po wy∏àczeniu wy∏àcznika 1.2. Protoko∏y transmisji danych pomiarowych zliczuniemo˝liwia jego za∏àczenie od ewentualne- ników elektronicznych i rejestratorów energii go trwa∏ego impulsu za∏àczajàcego, elektrycznej powinny byç ogólnie dost´pne, 3) w komplet zestyków pomocniczych w iloÊci a format danych udost´pnianych na wyjÊciach ikonfiguracji dostosowanej do potrzeb obwo- uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych — zgodny dów wtórnych pola z wymaganiami okreÊlonymi przez operatora systemu dystrybucyjnego w instrukcji. — oraz umo˝liwiaç realizacj´ funkcji samoczynnego ponownego za∏àczania. 2. Wymagania dla uk∏adów pomiarowo-rozlicze- 7.36. Od∏àczniki powinny byç wyposa˝one w komplet niowych oraz pomiarowo-kontrolnych sà nast´- zestyków, w liczbie i konfiguracji dostosowanej pujàce: do potrzeb uk∏adów sterowania, sygnalizacji, za- 1) dla odbiorców o mocy pobieranej nie mniejbezpieczeƒ szyn zbiorczych i uk∏adu lokalnej re- szej ni˝ 30 MW lub rocznym zu˝yciu energii zerwy wy∏àcznikowej. Uk∏ady i urzàdzenia EAZ nie mniejszym ni˝ 200 GWh: powinny spe∏niaç szczegó∏owe wymagania okrea) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏a- Êlone przez operatora systemu przesy∏owego dach pomiarowo-rozliczeniowych powinny elektroenergetycznego lub odpowiedniego opemieç rdzenie uzwojenia pomiarowego oklaratora systemu dystrybucyjnego elektroenergesie dok∏adnoÊci nie gorszej ni˝ 0,5 (zalecana tycznego. Dotyczy to zarówno urzàdzeƒ czynklasa 0,2) s∏u˝àce do pomiaru energii czynnych, jak i nowo projektowanych. Uk∏ady i urzànej, dzenia EAZ nowo projektowane powinny byç na etapie projektów wst´pnych techniczno-monta- b) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏a- ˝owych uzgadniane i zatwierdzane przez opera- dach pomiarowo-kontrolnych powinny tora systemu przesy∏owego elektroenergetycz- mieç klas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5, nego lub operatora systemu dystrybucyjnego c) dopuszcza si´ zabudowanie przek∏adników elektroenergetycznego. z dwoma uzwojeniami pomiarowymi na 7.37. Urzàdzenia, uk∏ady i urzàdzenia EAZ, aparaty, jednym rdzeniu, osprz´t instalacyjny oraz ich elementy powinny d) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach poposiadaç certyfikaty jakoÊci i Êwiadectwa domiarowo-rozliczeniowych powinny mieç klapuszczajàce zastosowanie ich w obiektach sieci s´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5 dla energii przesy∏owej elektroenergetycznej. Dotyczy to czynnej inie gorszà ni˝ 1 dla energii biernej, w szczególnoÊci: 1) Êwiadectw jakoÊci i protoko∏ów z wynikami e) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pobadaƒ laboratoriów potwierdzajàcych zgod- miarowo-kontrolnych powinny mieç klas´ noÊç wykonania urzàdzeƒ z wymaganiami dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 1 dla energii norm mi´dzynarodowych i europejskich; czynnej inie gorszà ni˝ 2 dla energii biernej, 2) Êwiadectw jakoÊci i protoko∏ów z wynikami f) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny badaƒ przeprowadzonych przez jednostki ba- umo˝liwiaç rejestrowanie i przechowywadawcze; nie w pami´ci pomiarów mocy czynnej 3) aktualnego certyfikatu dopuszczajàcego do w okresach od 15 do 60 minut przez czas stosowania w sieci. okreÊlony przez operatora systemu dystrybucyjnego, nie d∏u˝ej jednak ni˝ dwa okresy II. Wymagania techniczne w zakresie przy∏à- rozliczeniowe; uk∏ady te powinny tak˝e auczenia do sieci urzàdzeƒ wytwórczych, tomatycznie zamykaç okres rozliczeniowy, sieci dystrybucyjnych, urzàdzeƒ odbiorg) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny ców koƒcowych, po∏àczeƒ mi´dzysystemomieç uk∏ady synchronizacji czasu rzeczywiwych oraz linii bezpoÊrednich podmiotów stego co najmniej raz na dob´ oraz podzaliczanych do III, IV, V i VI grupy przy∏àtrzymanie zasilania êród∏ami zewn´trznyczeniowej. mi, 1. Urzàdzenia wchodzàce w sk∏ad ka˝dego uk∏adu h) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny pomiarowo-rozliczeniowego muszà posiadaç leumo˝liwiaç transmisj´ danych pomiarogalizacj´ lub homologacj´ zgodnà zwymaganiami okreÊlonymi dla danego urzàdzenia. wych nie cz´Êciej ni˝ 4 razy na dob´. Rezerwowa droga transmisji danych pomiaro- 1.1. W przypadku urzàdzeƒ, dla których nie jest wywych powinna obejmowaç tylko uk∏ad podmagana legalizacja lub homologacja, urzàdzenie stawowy, dopuszczajàc wykorzystanie urzàmusi posiadaç odpowiednie Êwiadectwo podzeƒ teleinformatycznych odbiorcy (np. potwierdzajàce poprawnoÊç pomiaru (Êwiadectwo przez wystawianie danych pomiarowych na wzorcowania). Okres pomi´dzy kolejnymi wzorserwer ftp lub przekazywane w formie cowniami tych urzàdzeƒ (z wyjàtkiem przek∏ade-maila). Nie jest wymagane dostarczanie ników pomiarowych pràdowych inapi´ciowych, danych omocy pobieranej ienergii biernej; które podlegajà legalizacji pierwotnej) nie powinien przekraczaç okresu legalizacji licznika ener- 2) dla odbiorców o mocy pobieranej nie mniejgii czynnej zainstalowanego wtym samym uk∏a- szej ni˝ 5 MW i nie wi´kszej ni˝ 30 MW (wydzie pomiarowo-rozliczeniowym. ∏àcznie) lub rocznym zu˝yciu energii elektrycz-

nej nie mniejszym ni˝ 30 GWh inie wi´kszym ˝ej jednak ni˝ dwa okresy rozliczeniowe. ni˝ 200 GWh (wy∏àcznie): Uk∏ady te powinny tak˝e automatycznie zamykaç okres rozliczeniowy, a) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych powinny d) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny mieç rdzenie uzwojenia pomiarowego okla- posiadaç uk∏ady synchronizacji czasu rzeczysie dok∏adnoÊci nie gorszej ni˝ 0,5 (zalecana wistego co najmniej raz na dob´ oraz podklasa 0,2) s∏u˝àce do pomiaru energii czyn- trzymywaç zasilanie êróde∏ zewn´trznych, nej, e) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny b) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach po- umo˝liwiaç transmisj´ danych pomiaromiarowo-rozliczeniowych oraz pomiaro- wych nie cz´Êciej ni˝ raz na dob´. Nie wywo-kontrolnych przy∏àcza si´ do jednego maga si´ dostarczania danych o mocy pouzwojenia przek∏adnika, bieranej i energii biernej; c) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach po- 4) dla odbiorców o mocy pobieranej nie mniejmiarowo-rozliczeniowych powinny mieç kla- szej ni˝ 40 kW i nie wi´kszej ni˝ 800 kW (wys´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5 dla energii ∏àcznie) lub rocznym zu˝yciu energii elektryczczynnej inie gorszà ni˝ 1 dla energii biernej, nej nie mniejszym ni˝ 200 MWh i nie wi´kszym ni˝ 4 GWh (wy∏àcznie): d) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomiarowo-kontrolnych powinny mieç klas´ a) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏adok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 1 dla energii dach pomiarowo-rozliczeniowych powinny czynnej inie gorszà ni˝ 2 dla energii biernej, mieç rdzenie uzwojenia pomiarowego oklasie dok∏adnoÊci nie gorszej ni˝ 1 (zalecana e) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny klasa 0,5) s∏u˝àce do pomiaru energii czynumo˝liwiaç rejestrowanie i przechowywanej, nie w pami´ci pomiarów mocy czynnej b) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pow okresach od 15 do 60 minut, w czasie miarowo-rozliczeniowych powinny mieç klaokreÊlonym przez operatora systemu dyss´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 1 dla energii trybucyjnego elektroenergetycznego, nie czynnej inie gorszà ni˝ 2 dla energii biernej, d∏u˝ej jednak ni˝ przez dwa okresy rozliczeniowe; uk∏ady te powinny tak˝e automa- c) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny tycznie zamykaç okres rozliczeniowy, umo˝liwiaç rejestrowanie i przechowywanie w pami´ci pomiarów mocy czynnej f) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny w okresach od 15 do 60 minut w czasie posiadaç uk∏ady synchronizacji czasu rzeczyokreÊlonym przez operatora systemu dyswistego co najmniej raz na dob´ oraz podtrybucyjnego elektroenergetycznego, nie trzymywaç zasilanie ze êróde∏ zewn´trznych, d∏u˝ej jednak ni˝ przez dwa okresy rozliczeg) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny niowe. Uk∏ady te powinny tak˝e automaumo˝liwiaç transmisj´ danych pomiaro- tycznie zamykaç okres rozliczeniowy, wych nie cz´Êciej ni˝ raz na dob´. Nie wyd) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny maga si´ dostarczania danych o mocy pomieç uk∏ady synchronizacji czasu rzeczywibieranej i energii biernej; stego co najmniej raz na dob´, 3) dla odbiorców o mocy pobieranej nie mniej- e) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny szej ni˝ 800 kW i nie wi´kszej ni˝ 5 MW (wy- umo˝liwiaç transmisj´ danych pomiaro- ∏àcznie) lub rocznym zu˝yciu energii elektrycz- wych nie cz´Êciej ni˝ raz na dob´. Nie wynej nie mniejszym ni˝ 4 GWh i nie wi´kszym maga si´ dostarczania danych o mocy poni˝ 30 GWh (wy∏àcznie): bieranej i energii biernej; a) przek∏adniki pràdowe i napi´ciowe w uk∏a- 5) dla odbiorców niewymienionych wppkt 1—4: dach pomiarowo-rozliczeniowych powinny a) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pomieç rdzenie uzwojenia pomiarowego miarowo-rozliczeniowych powinny mieç klao klasie dok∏adnoÊci nie gorszej ni˝ 0,5 (zas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 2 dla energii lecana klasa 0,2) s∏u˝àce do pomiaru enerczynnej inie gorszà ni˝ 3 dla energii biernej, gii czynnej, b) w przypadkach okreÊlonych przez operatob) liczniki energii elektrycznej w uk∏adach pora systemu dystrybucyjnego elektroenermiarowo-rozliczeniowych powinny mieç getycznego w instrukcji, uk∏ady pomiaroklas´ dok∏adnoÊci nie gorszà ni˝ 0,5 dla wo-rozliczeniowe powinny umo˝liwiaç reenergii czynnej i nie gorszà ni˝ 1 dla enerjestrowanie i przechowywanie w pami´ci gii biernej, pomiarów mocy czynnej w okresach c) uk∏ady pomiarowo-rozliczeniowe powinny od 15 do 60 minut w czasie okreÊlonym umo˝liwiaç rejestrowanie i przechowywa- przez operatora systemu dystrybucyjnego nie w pami´ci pomiarów mocy czynnej elektroenergetycznego, nie d∏u˝ej jednak w okresach od 15 do 60 minut przez czas ni˝ przez dwa okresy rozliczeniowe. Uk∏ady okreÊlony przez operatora systemu dystry- te powinny tak˝e automatycznie zamykaç bucyjnego elektroenergetycznego, nie d∏u- okres rozliczeniowy,

c) w przypadkach okreÊlonych przez opera- 4. Do uzwojenia wtórnego przek∏adników pràdotora systemu dystrybucyjnego elektro- wych w uk∏adach pomiarowo-rozliczeniowych energetycznego w instrukcji, uk∏ady po- na Êrednim napi´ciu nie nale˝y przy∏àczaç inmiarowo-rozliczeniowe powinny umo˝li- nych przyrzàdów poza licznikami energii elekwiaç transmisj´ danych pomiarowych nie trycznej i rezystorami docià˝ajàcymi. cz´Êciej ni˝ raz na dob´ (zaleca si´ raz na 5. Dla VI grupy przy∏àczeniowej wymagania dotymiesiàc). Nie wymaga si´ dostarczania czàce uk∏adów pomiarowo-rozliczeniowych modanych o mocy pobieranej i energii biergà byç przedmiotem uzgodnieƒ pomi´dzy openej. ratorem systemu dystrybucyjnego elektroener- 3. Dodatkowe wymagania w zakresie uk∏adów po- getycznego i odbiorcà. Wymagania te nie mogà miarowo-rozliczeniowych powinna okreÊlaç in- byç bardziej ucià˝liwe ni˝ okreÊlone w niniejstrukcja. szym za∏àczniku do rozporzàdzenia. Za∏àcznik nr 2 ZAKRES INFORMACJI PRZEKAZYWANEJ ODBIORCOM KO¡COWYM O STRUKTURZE PALIW I INNYCH NOÂ- NIKÓW ENERGII PIERWOTNEJ ZU˚YWANYCH DO WYTWORZENIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ SPRZEDANEJ W POPRZEDNIM ROKU KALENDARZOWYM ORAZ O MIEJSCU, W KTÓRYM SÑ DOST¢PNE INFORMACJE O WP¸YWIE WYTWORZENIA TEJ ENERGII ELEKTRYCZNEJ NA ÂRODOWISKO 1. Struktura paliw i innych noÊników energii pierwotnej zu˝ywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez sprzedawc´ w roku ......... .

2. Wykres ko∏owy obrazujàcy graficznie struktur´ paliw i innych noÊników energii pierwotnej zu˝ywanych do wytworzenia energii elektrycznej, o której mowa w pkt 1. 3. Informacje omiejscu, wktórym dost´pne sà informacje owp∏ywie wytworzenia energii elektrycznej na Êrodowisko wzakresie wielkoÊci emisji dla poszczególnych paliw iinnych noÊników energii pierwotnej zu˝ywanych do wytwarzania energii elektrycznej sprzedanej przez sprzedawc´ w roku ......... .