Rządowy projekt ustawy o zmianie ustawy - Prawo energetyczne oraz o zmianie innych ustaw

2) przystosowane do współpracy z nadrzędnymi układami regulacji.
2.3. Sieć o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym powinna pracować z bezpośrednio
uziemionym punktem neutralnym w taki sposób, aby we wszystkich stanach ruchowych
współczynnik zwarcia doziemnego, określony jako stosunek maksymalnej wartości
napięcia fazowego podczas zwarcia z ziemią do wartości znamionowej napięcia fazowego
w danym punkcie sieci, nie przekraczał poniższych wartości:
1) 1,3 w sieci o napięciu znamionowym 220 kV i 400 kV;
2) 1,4 w sieci o napięciu znamionowym 110 kV.
2.4. Wymagania
określone w pkt 2.3 są spełnione, gdy:
X
R
1) 1
0
≤
≤ 2 oraz 0 ≤ 0,5
X
X
1
1

w sieci o napięciu znamionowym 220 kV i 400 kV,
X
R
2) 1
0
≤
≤ 3 oraz 0 ≤ 1
X
X
1
1

w sieci o napięciu znamionowym 110 kV,
gdzie poszczególne symbole oznaczają:
X1 -
reaktancję zastępczą dla składowej symetrycznej zgodnej obwodu zwarcia
doziemnego,
X0 i R0 - odpowiednio reaktancję i rezystancję dla składowej symetrycznej zerowej
obwodu zwarcia doziemnego.
2.5.
W celu spełnienia wymagań, o których mowa w pkt 2.3 i 2.4, uzwojenia transformatorów
o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym powinny być połączone w gwiazdę z
punktem neutralnym, przystosowanym do uziemienia lub odziemienia.
2.6.
W celu dotrzymania wymaganych parametrów jakościowych energii elektrycznej do sieci
o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym należy przyłączać urządzenia eliminujące
wprowadzanie odkształceń napięcia i prądu.
2.7. Jeżeli do instalacji odbiorcy przyłączonej do sieci o napięciu znamionowym 110 kV i
wyższym przyłączane są jednostki wytwórcze, powinny one spełniać wymagania
techniczne, o których mowa w pkt 3.
3.
Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci wytwórców energii
elektrycznej
3.1.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych wykorzystujących do wytwarzania
energii elektrycznej paliwa stałe, gazowe lub ciekłe albo wodę
3.1.1. Jednostki wytwórcze nowe lub po modernizacji o mocy osiągalnej 50 MW i wyższej
powinny być wyposażone w:
1) regulator turbiny umożliwiający pracę w trybie regulacji obrotów zgodnie z
zamodelowaną charakterystyką statyczną;
2) regulatory
napięcia zdolne do współpracy z nadrzędnymi układami regulacji napięcia
i mocy biernej;
3) wyłączniki mocy po stronie napięcia generatorowego;
4) transformatory blokowe z możliwością zmiany przekładni pod obciążeniem.

30
3.1.2. Jednostki wytwórcze cieplne kondensacyjne o mocy osiągalnej 100 MW i wyższej
powinny być przystosowane do:
1) pracy w regulacji pierwotnej;
2) pracy w automatycznej regulacji wtórnej mocy i częstotliwości według zadawanego
zdalnie sygnału sterującego;
3) zdalnego zadawania obciążenia bazowego;
4) opanowywania zrzutów mocy do pracy na potrzeby własne (PPW).
Wytwórca dla każdej będącej w jego posiadaniu elektrowni lub elektrociepłowni, w skład
której wchodzą jednostki wytwórcze przyłączone do sieci o napięciu znamionowym 110
kV i wyższym, obowiązany jest do przystosowania swoich urządzeń i napędów
pomocniczych do utrzymania w pracy przynajmniej jednej jednostki wytwórczej w
warunkach całkowitej utraty połączenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub
całkowitego zaniku napięcia w tym systemie oraz do opracowania i przedstawienia
właściwemu operatorowi systemu elektroenergetycznego planu działań w warunkach
utraty połączenia z krajowym systemem elektroenergetycznym lub całkowitego zaniku
napięcia w tym systemie.
3.1.3. Jednostki wytwórcze, o których mowa w pkt 3.1.2, powinny być wyposażone w
urządzenia umożliwiające transmisję danych i sygnałów regulacyjnych zgodnie z
wymaganiami określonymi w pkt 4 niniejszego załącznika oraz instrukcji.
3.2.
Wymagania dla farm wiatrowych
3.2.1. Farma wiatrowa o mocy znamionowej większej niż 50 MW w miejscu przyłączenia
powinna być wyposażona w system sterowania i regulacji mocy umożliwiający:
1) redukcję wytwarzanej mocy elektrycznej w warunkach pracy farmy wiatrowej, przy
zachowaniu szczegółowych wymagań, w szczególności prędkości redukcji mocy,
określonych w instrukcji;
2) udział w regulacji parametrów systemu elektroenergetycznego w zakresie napięcia i
częstotliwości.
3.2.2. Farma wiatrowa powinna mieć zdolność do pracy ze współczynnikiem mocy w miejscu
przyłączenia, w sposób określony w instrukcji. Dla farm wiatrowych o mocy
znamionowej w miejscu przyłączenia równej 50 MW i wyższej należy zapewnić system
zdalnego sterowania napięciem farmy i mocą bierną z zachowaniem możliwości
współpracy z nadrzędnymi układami regulacji napięcia i mocy biernej.
3.2.3. Wymagania techniczne dla farm wiatrowych o mocy znamionowej w miejscu
przyłączenia większej niż 50 MW stosuje się także do farm wiatrowych o mocy
znamionowej w miejscu przyłączenia, równej i niższej niż 50 MW, w przypadku gdy
suma mocy znamionowych farm wiatrowych przyłączonych:
1) do jednej rozdzielni o napięciu znamionowym 110 kV poprzez transformatory
110/SN przekracza 50 MW;
2) do linii promieniowej o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym przekracza 50
MW;
3) do
ciągu liniowego o napięciu znamionowym 110 kV łączącego co najmniej dwie
stacje elektroenergetyczne przekracza 50 MW;
4) poprzez wydzielony transformator NN/110 kV przekracza 50 MW.
3.2.4. Farma wiatrowa powinna być wyposażona w zabezpieczenia chroniące farmę wiatrową
przed skutkami prądów zwarciowych, napięć powrotnych po wyłączeniu zwarć w
systemie elektroenergetycznym, pracy asynchronicznej tej farmy i innymi
oddziaływaniami zakłóceń systemowych. Nastawy tych zabezpieczeń powinny

31
uwzględniać wymagania dla pracy farmy wiatrowej w warunkach zakłóceniowych
określone w instrukcji.
3.2.5. Farma wiatrowa powinna być wyposażona w urządzenia umożliwiające transmisję
danych i monitorowanie stanu urządzeń, zgodnie z wymaganiami określonymi w pkt 4
niniejszego załącznika oraz w instrukcji.
4.
Wymagania techniczne dla systemów telekomunikacji i wymiany informacji
4.1. Urządzenia, instalacje i sieci podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu
znamionowym 110 kV i wyższym oraz sieci o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym
powinny być wyposażone w urządzenia telemechaniki i telekomunikacji niezbędne do
komunikacji z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego i operatorem
systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego właściwym dla miejsca przyłączenia, w
zakresie:
1) realizacji
łączności dyspozytorskiej;
2) nadawania i odbioru danych niezbędnych do kierowania ruchem sieci o napięciu
znamionowym 110 kV i wyższym, tj. sygnałów z/do układów telemechaniki w
zakresie telesygnalizacji, telemetrii i telesterowania oraz teleregulacji jednostek
wytwórczych;
3) transmisji
sygnałów układów telezabezpieczeń i automatyk systemowych;
4) przesyłania danych pomiarowych do celów rozliczeniowych, a także informacji
techniczno-handlowych;
5) zapewnienia
łączności ruchowej wewnątrz obiektów oraz ze służbami publicznymi.
4.2. Kanały telekomunikacyjne niezbędne do realizacji poszczególnych usług powinny
zapewniać transmisję sygnałów z wymaganym standardem szybkości i jakości
określonym przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego w instrukcji
oraz powinny mieć pełną, fizycznie niezależną rezerwację łączy telekomunikacyjnych.
4.3. Urządzenia telekomunikacyjne powinny spełniać wymagania dotyczące kompatybilności
elektromagnetycznej, określone w odrębnych przepisach, w zakresie:
1) odporności na obniżenia napięcia zasilającego;
2) dopuszczalnych poziomów emitowanych harmonicznych prądu;
3) odporności na wahania napięcia i prądu w sieci zasilającej;
4) emisji i odporności na zakłócenia elektromagnetyczne.
4.4. Urządzenia technologiczne systemów telekomunikacji powinny posiadać dopuszczenie do
instalowania i użytkowania na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej oraz certyfikaty
jakościowe w zakresie stosowania urządzeń i instalacji w obiektach
elektroenergetycznych.
4.5.
Systemy teleinformatyczne wykorzystywane do wymiany informacji wymaganych dla:
1)
bilansowania systemu pomiędzy operatorem systemu przesyłowego
elektroenergetycznego a podmiotami, które na podstawie umowy zawartej z tym
operatorem stały się uczestnikami centralnego mechanizmu bilansowania
handlowego,
2) prowadzenia ruchu sieciowego pomiędzy operatorem systemu przesyłowego
elektroenergetycznego a elektrowniami posiadającymi jednostki wytwórcze, o
których mowa w ust. 3 pkt 3.1.2 niniejszego załącznika
- powinny zapewnić wymagane bezpieczeństwo, poufność i niezawodność przekazywania
informacji.

32
4.6. Systemy teleinformatyczne wykorzystywane przez operatorów systemu
elektroenergetycznego do prowadzenia ruchu sieciowego powinny umożliwiać wzajemną
wymianę danych dotyczących prowadzenia ruchu sieci na podstawie protokołów
komunikacyjnych zgodnych z obowiązującymi standardami. Wymagania dotyczące
wymiany danych określa instrukcja.
4.7.
Systemy telekomunikacyjne i teleinformatyczne powinny być odporne na awarie sieci
elektroenergetycznej i zapewniać ciągłość pracy przez okres conajmniej 8 godzin po
wystąpieniu takiej awarii.
5. Wymagania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych energii
elektrycznej
5.1. Sieć o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym oraz urządzenia, instalacje i sieci
podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym powinny
być wyposażone w układy pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej realizujące co
najmniej funkcje pomiaru energii czynnej i biernej w dwóch kierunkach.
5.2.
Wymagania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej
określane są dla tych układów, dla których mierzone wielkości energii elektrycznej
stanowią podstawę do rozliczeń i potwierdzania ilości tej energii wytworzonej w
odnawialnych źródłach energii.
5.3. Rozwiązania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej
uzależnia się od wielkości mocy znamionowej przyłączanego urządzenia, instalacji lub
sieci. Układy te dzieli się na 3 kategorie:
1) kategoria 1 - dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia
30 MVA i wyższej;
2) kategoria 2 - dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia
zawartej w przedziale od 1 MVA do 30 MVA;
3) kategoria 3 - dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia
mniejszej niż 1 MVA.
5.4. Układy pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej kategorii 1 powinny spełniać
następujące wymagania:
1) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny
mieć dwa rdzenie i dwa uzwojenia pomiarowe o klasie dokładności 0,2 służące do
pomiaru energii elektrycznej;
2) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
klasę dokładności nie gorszą niż 0,2 dla energii czynnej i 1 dla energii biernej;
3) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemami
automatycznej rejestracji danych.
5.5. Układy pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej kategorii 2 powinny spełniać
następujące wymagania:
1) przekładniki prądowe i napięciowe powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż
0,5;
2) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
klasę dokładności nie gorszą niż 0,5 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej;
3) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemami
automatycznej rejestracji danych.
5.6. Układy pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej kategorii 3 powinny spełniać
następujące wymagania:

33
1) przekładniki prądowe i napięciowe powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż
0,5;
2) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
klasę dokładności nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej;
3) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z systemami
automatycznej rejestracji danych.
5.7. Dla
układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej kategorii 1 i 2 wymagane
są dwa równoważne układy pomiarowe: układ pomiarowo-rozliczeniowy energii
elektrycznej podstawowy i rezerwowy.
5.8. Rezerwowy
układ pomiarowo-rozliczeniowy energii elektrycznej określa się jako
równoważny, jeżeli:
1) dla kategorii 1 - liczniki energii elektrycznej w podstawowym i rezerwowym
układzie pomiarowo-rozliczeniowym energii elektrycznej są zasilane z oddzielnych
rdzeni/uzwojeń przekładników zainstalowanych w tym samym miejscu oraz układy
pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej podstawowy i rezerwowy spełniają
wymagania techniczne określone w pkt 5.4 niniejszego załącznika;
2) dla kategorii 2 - układy pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej podstawowy i
rezerwowy spełniają wymagania techniczne określone w pkt 5.5 niniejszego
załącznika.
5.9. Układy pomiarowo-rozliczeniowe przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się
przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej za pomocą sieci o napięciu
znamionowym 110 kV i wyższym oraz układy pomiarowo-rozliczeniowe energii
elektrycznej podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym 110 kV i
wyższym powinny być wyposażone w systemy automatycznej rejestracji danych.
5.10. Układy pomiarowo-rozliczeniowe energii elektrycznej powinny być zainstalowane:
1) po stronie górnego napięcia transformatorów blokowych i transformatorów potrzeb
ogólnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV i
wyższym;
2) po stronie 110 kV transformatorów NN/110 kV stanowiących miejsce przyłączenia
urządzeń, instalacji lub sieci innych podmiotów;
3) po stronie górnego napięcia transformatorów lub w polach liniowych o napięciu
znamionowym 110 kV i wyższym stanowiących miejsca przyłączenia odbiorców
końcowych;
4) w polach liniowych o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym linii stanowiących
połączenie krajowego systemu elektroenergetycznego z systemami
elektroenergetycznymi innych państw;
5) w polach liniowych o napięciu znamionowym 110 kV linii stanowiących połączenia
pomiędzy sieciami operatorów systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego;
6) na zaciskach generatorów jednostek wytwórczych świadczących usługi systemowe
oraz jednostek wytwórczych, dla których wymagane jest potwierdzenie przez
operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego ilości energii elektrycznej,
niezbędne do uzyskania świadectwa pochodzenia w rozumieniu ustawy.
6.
Wymagania techniczne dla systemów pomiarowo-rozliczeniowych
6.1.
Systemy pomiarowo-rozliczeniowe powinny realizować funkcje zdalnego odczytu danych
pomiarowych z systemów automatycznej rejestracji danych.

34