Dziennik Ustaw - rok 2022 poz. 1257

Na podstawie art. 83 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych (Dz. U. z 2022 r. poz. 1050) zarządza się, co następuje:

1) minimalny operacyjny czas życia zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy;

2) minimalną dostępność i maksymalną utratę mocy zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz szczegółowy sposób wyznaczania tej minimalnej dostępności;

3) wymagania dla elementów stacji elektroenergetycznych, w tym wymagania budowlane;

4) wymagania dla kablowej linii eksportowej służącej do wyprowadzenia mocy z morskich farm wiatrowych;

5) wymagania dla urządzeń i układów obwodów wtórnych oraz urządzeń i układów współpracujących z nimi;

6) wymagania dla urządzeń i systemów telekomunikacyjnych;

7) wymagania w zakresie ochrony urządzeń obwodów wtórnych, urządzeń współpracujących z nimi oraz urządzeń telekomunikacyjnych przed czynnikami środowiskowymi;

8) minimalny zakres ocen, analiz i raportów, o których mowa w art. 82 ust. 5 ustawy z dnia 17 grudnia 2020 r. o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych, zwanej dalej "ustawą", oraz terminy ich sporządzania i przekazywania operatorowi systemu przesyłowego;

9) wymagania w zakresie zabiegów eksploatacyjnych i przeglądów.

2. W przypadku stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu dopuszcza się, aby w pomieszczeniu, w którym jest umieszczona rozdzielnica GIS, były umieszczone systemy sterowania i automatyki zabezpieczeniowej, pod warunkiem spełnienia wymagań, o których mowa w rozdziale 8.

1) minimalizujący zakres koniecznych wyłączeń w przypadku przeprowadzania zabiegów eksploatacyjnych lub serwisowych;

2) uniemożliwiający ubytek gazu w każdym module tej rozdzielnicy powyżej 0,5% objętości gazu na rok;

3) zapewniający zastępowalność między modułami pełniącymi tę samą funkcję w rozdzielnicy GIS - jako jednolite dla całej rozdzielnicy GIS.

2. W każdym przedziale gazowym rozdzielnicy GIS instaluje się układy do monitorowania gęstości gazu.

2. Odstąpienie od wymagania, o którym mowa w ust. 1, jest możliwe w przypadku, gdy operator systemu przesyłowego zaakceptuje przedstawione przez wytwórcę, o którym mowa w art. 3 pkt 12 ustawy, analizy potwierdzające możliwości łączeniowe wyłącznika bez układu kontrolowanego łączenia biegunów, w szczególności analizy potwierdzające, że zastosowanie wyłączników bez układu kontrolowanego łączenia biegunów nie pogorszy warunków pracy innych elementów systemu elektroenergetycznego w porównaniu z warunkami dla wyłączników wyposażonych w układ kontrolowanego łączenia biegunów.

1) przeprowadza się analizy możliwości łączenia obciążeń indukcyjnych, analizy stanów dynamicznych oraz analizy przepięciowe;

2) wyznacza się charakterystyki możliwych napięć powrotnych.

1) wyników analiz rozpływu mocy i rozkładu napięć determinujących poziom kompensacji w stacjach, o których mowa w § 11;

2) parametrów i charakterystyki pracy kablowych linii eksportowych zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy i morskiej farmy wiatrowej;

3) parametrów i charakterystyki pracy filtrów, o których mowa w § 10.

2. Zakres analiz, o których mowa w ust. 1 pkt 1, obejmuje co najmniej zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, morską farmę wiatrową i sieć przesyłową w pobliżu miejsca przyłączenia morskiej farmy wiatrowej.

2. Przez dostępność zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy rozumie się zdolność tego zespołu urządzeń do wyprowadzania mocy z morskiej farmy wiatrowej na poziomie równym mocy przyłączeniowej tej morskiej farmy wiatrowej.

2. W przypadku zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy z jednym połączeniem między morską farmą wiatrową a punktem przyłączenia zapewnia się uzyskanie minimalnej dostępności operacyjnej w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej na poziomie nie niższym niż 98%, przy czym w całym okresie minimalnego operacyjnego czasu życia tego zespołu urządzeń dostępność operacyjna w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej dwukrotnie może być na poziomie niższym niż 98%, jednak nie niższym niż 83%.

1) dostępność operacyjna w odniesieniu do mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

D_r - wartość dostępności operacyjnej w odniesieniu do mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej, wyrażoną w %,

P_MFW - wartość mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej, wyrażoną w MW,

P_x - wartość mocy, której nie można wyprowadzić z morskiej farmy wiatrowej do miejsca rozgraniczenia własności określonego w umowie o przyłączenie, w kwadransie x roku, z powodu niedostępności urządzenia lub urządzeń wchodzących w skład zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, wyrażoną w MW,

k - liczbę kwadransów w roku, dla których w rocznym planie dostępności zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, o którym mowa w § 22, uzgodniono dostępność operacyjną tego zespołu urządzeń na poziomie równym mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej,

x - kolejne kwadranse roku, liczone od pierwszego kwadransa roku do kwadransa k;

2) dostępność operacyjna w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej:

gdzie poszczególne symbole oznaczają:

D_p - wartość dostępności operacyjnej w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej, wyrażoną w %,

EW_x - wartość energii czynnej wyprowadzonej z morskiej farmy wiatrowej, wyrażoną w MWh, zmierzoną w punkcie rozgraniczenia własności określonym w umowie o przyłączenie w kwadransie x roku,

EP_x - prognozowaną wartość energii czynnej, wyrażoną w MWh, możliwą do wytworzenia w morskiej farmie wiatrowej w kwadransie x roku, dla zmierzonych warunków wietrzności występujących w tym okresie, bez uwzględnienia ograniczeń związanych z serwisowaniem, uszkodzeniami lub awariami limitującymi wartość mocy możliwej do wyprowadzenia z morskiej farmy wiatrowej przez zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, wyliczaną dla punktu rozgraniczenia własności określonego w umowie o przyłączenie.

2. Wytwórca, który nie jest właścicielem zespołu urządzeń, przekazuje właścicielowi zespołu urządzeń informacje o prognozowanym wytwarzaniu energii czynnej dla danego roku kalendarzowego, wyrażonej w MWh, możliwej do wytworzenia w morskiej farmie wiatrowej, niezbędne do wyznaczenia parametru EP_x, o którym mowa w § 21 ust. 1 pkt 2, w terminie umożliwiającym właścicielowi zespołu urządzeń wykonanie obliczeń na potrzeby raportu, o którym mowa w § 23.

3. W obliczeniach dostępności operacyjnej nie uwzględnia się ograniczeń w wyprowadzaniu mocy albo braku możliwości wprowadzenia mocy przez wytwórcę do systemu przesyłowego będących skutkiem:

1) zdarzeń będących następstwem siły wyższej, rozumianej jako zdarzenia nagłe, nieprzewidywalne i niezależne od woli wytwórcy lub właściciela zespołu urządzeń, których skutkom nie można zapobiec ani przeciwdziałać przy zachowaniu należytej staranności, obejmującej w szczególności:

a) klęski żywiołowe, w tym pożar, powódź, suszę, trzęsienie ziemi, huragan, sztorm, sadź,

b) akty władzy państwowej, w tym stan wojenny, stan wyjątkowy, embarga, blokady,

c) działania wojenne, akty sabotażu, akty terroryzmu,

d) strajki powszechne lub inne niepokoje społeczne, w tym publiczne demonstracje, lokaut;

2) zdarzeń w:

a) systemie przesyłowym lub dystrybucyjnym lub

b) zespole urządzeń służących do wyprowadzenia mocy

- wywołanych działaniem lub zaniechaniem osób trzecich, za które właściciel zespołu urządzeń lub wytwórca nie ponoszą odpowiedzialności.

4. Dostępność operacyjną oblicza się po raz pierwszy dla części roku kalendarzowego następującej po dniu uzgodnienia planu, o którym mowa w § 22 ust. 3.

1) listę i czas trwania planowych działań prowadzących do braku dostępności tego zespołu urządzeń na poziomie równym mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej;

2) wartość parametru k, o którym mowa w § 21 ust. 1 pkt 1, w szczególności z uwzględnieniem listy i czasu trwania planowych działań, o których mowa w pkt 1.

2. Plan, o którym mowa w ust. 1:

1) wytwórca albo

2) właściciel zespołu urządzeń niebędący wytwórcą, po uprzednim uzgodnieniu z wytwórcą

- uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego w terminie do 30 dni przed końcem każdego roku kalendarzowego poprzedzającego rok, dla którego oblicza się minimalną dostępność operacyjną zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy.

3. Pierwszy plan, o którym mowa w ust. 1, uzgadnia się w terminie do 30 dni od dnia wydania przez operatora systemu przesyłowego ostatecznego pozwolenia na użytkowanie (FON) w rozumieniu art. 2 pkt 62 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (Dz. Urz. UE L 112 z 27.04.2016, str. 1, z późn. zm.³⁾) na pozostałą część roku, następującą po upływie 30 dni od daty wydania ostatecznego pozwolenia na użytkowanie (FON), jeżeli do końca tego roku pozostało więcej niż 60 dni.

4. Plan, o którym mowa w ust. 1, może być aktualizowany na wniosek właściciela zespołu urządzeń, wytwórcy lub operatora systemu przesyłowego, przy czym nowa wartość parametru k, o którym mowa w § 21 ust. 1 pkt 1, nie może być niższa niż uzgodniona zgodnie z ust. 2.

5. Właściciel zespołu urządzeń każdą planowaną niedostępność zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy:

1) uzgadnia z wytwórcą, w terminie umożliwiającym wytwórcy aktualizację danych o źródle wytwórczym na potrzeby tworzonych przez operatora systemu przesyłowego planów koordynacyjnych;

2) niezwłocznie zgłasza do operatora systemu przesyłowego.

6. Właściciel zespołu urządzeń niezwłocznie zgłasza do operatora systemu przesyłowego i wytwórcy każdą nieplanowaną niedostępność zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy.

2. Raport, o którym mowa w ust. 1, sporządza się za dany rok i przekazuje operatorowi systemu przesyłowego w terminie do 30 dni od rozpoczęcia roku kalendarzowego następującego po roku, za który jest sporządzany raport.

1) 2/3 mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej - dla układów z więcej niż jednym połączeniem między morską farmą wiatrową a punktem przyłączenia;

2) incydentalnej utraty generacji mocy czynnej (1100 MW).

2. Przez utratę mocy zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy rozumie się ograniczenie zdolności tego zespołu urządzeń do wyprowadzania mocy czynnej z morskiej farmy wiatrowej.

1) funkcjonowanie stacji bez stałej obsługi w normalnych warunkach;

2) wymianę najważniejszych komponentów, w szczególności transformatora mocy, dławika, modułu rozdzielnicy GIS lub komponentów układu zasilania potrzeb własnych, w taki sposób, aby konieczny był demontaż jak najmniejszej liczby elementów konstrukcyjnych.

2. Wytwórca opracowuje sposób usunięcia gazu w przypadku, o którym mowa w ust. 1, oraz sporządza wykaz narzędzi niezbędnych do wykonania tej czynności.

1) 7 dni - w przypadku stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu;

2) 24 godziny - w przypadku stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie.

2. Zastosowanie zewnętrznego systemu zasilania awaryjnego, w szczególności z wykorzystaniem sąsiedniej stacji elektroenergetycznej, jest dopuszczalne, jeżeli przy jego użyciu zostanie zapewnione zasilanie wszystkich odbiorów gwarantujących prawidłowe funkcjonowanie i bezpieczeństwo obsługi stacji elektroenergetycznej w okresach, o których mowa w ust. 1. W przypadku stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu jest dopuszczalne zastosowanie także innych równoważnych rozwiązań technicznych zapewniających zasilanie odbiorów gwarantujących prawidłowe funkcjonowanie i bezpieczeństwo obsługi tej stacji przez okres, o którym mowa w ust. 1 pkt 1.

1) potencjalne zagrożenia i okoliczności sprzyjające ich powstaniu, w szczególności zagrożenia związane z działalnością przestępczą, atakami terrorystycznymi, aktami wandalizmu, wadliwym i nieprawidłowym funkcjonowaniem urządzeń, zagrożenia wynikające ze społecznego odbioru stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie oraz z nieuprawnionej ingerencji w oprogramowanie i sprzęt komputerowy na tej stacji;

2) konieczność zabezpieczenia elementów służących do wyprowadzenia mocy z kierunku stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu, w szczególności ochronę miejsca połączenia odcinka morskiego z odcinkiem lądowym kablowej linii eksportowej i ochronę odcinka lądowego kablowej linii eksportowej;

3) sposób prowadzenia nadzoru nad pracą poszczególnych systemów, o których mowa w § 39, oraz tryb prowadzenia prac diagnostycznych i serwisowych tych systemów;

4) konieczność zapewnienia pełnej, nieprzerwanej transmisji sygnałów i strumieni wideo do centrów alarmowych oraz podmiotów odpowiedzialnych za bezpieczeństwo fizyczne stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie;

5) niebezpieczeństwo związane z pożarem, wybuchem lub innym miejscowym zagrożeniem;

6) stosowanie systemów ochrony technicznej do zabezpieczenia kablowej linii eksportowej, z uwzględnieniem redundancji ich elementów;

7) odporność na warunki środowiskowe, w tym generowanie niechcianych i fałszywych pobudzeń.

1) potencjalne zagrożenia i okoliczności sprzyjające ich powstaniu, w szczególności zagrożenia związane z działalnością przestępczą, aktami terrorystycznymi, aktami wandalizmu, wadliwym i nieprawidłowym funkcjonowaniem urządzeń, zagrożenia wynikające ze społecznego odbioru stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu oraz z nieuprawnionej ingerencji w oprogramowanie i sprzęt komputerowy na tej stacji;

2) specyfikę budowy tej stacji, miejsca dokowania, miejsca rozładunkowe, miejsca związane z transportem obsługi oraz drogami ewakuacyjnymi;

3) odporność na warunki środowiskowe, w tym wyładowania atmosferyczne i generowanie niechcianych i fałszywych pobudzeń;

4) możliwość wykrywania i rejestracji działań realizowanych przez zdalnie sterowane jednostki pływające nawodne i podwodne oraz obiekty latające, w tym bezzałogowe statki powietrzne w rejonie tej stacji;

5) konieczność zabezpieczenia elementów służących do wyprowadzenia mocy w kierunku stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na lądzie, w szczególności ochronę kablowej linii eksportowej;

6) planowane i nieplanowane zabiegi eksploatacyjne;

7) sposób prowadzenia nadzoru nad pracą poszczególnych systemów, o których mowa w § 39, oraz pracami serwisowymi tych systemów;

8) konieczność zapewnienia pełnej, odpornej na przerwanie transmisji sygnałów i strumieni wideo do centrów alarmowych przy wykorzystaniu co najmniej dwóch różnych i niezależnych torów transmisji;

9) niebezpieczeństwo związane z pożarem, wybuchem lub innym miejscowym zagrożeniem.

2. Do projektowania, budowy, przebudowy i remontu kablowej linii eksportowej lub kabla światłowodowego, o którym mowa w § 68, nie stosuje się wymagań dla telekomunikacyjnych obiektów budowlanych, określonych w przepisach wykonawczych wydanych na podstawie art. 7 ust. 2 pkt 2 ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. - Prawo budowlane (Dz. U. z 2021 r. poz. 2351 oraz z 2022 r. poz. 88).

3. Dobór parametrów technicznych kablowej linii eksportowej poprzedza się wykonaniem:

1) analiz i badań dotyczących wieloletnich rozkładów warunków wiatrowych i przewidywanych najbardziej niekorzystnych scenariuszy obciążenia;

2) badań geotechnicznych gruntu wzdłuż trasy danej kablowej linii eksportowej, w szczególności w celu określenia rezystancji cieplnej gruntu przyjmowanej do obliczeń dopuszczalnej obciążalności tej linii.

1) wyposaża się w system monitorowania temperatury linii;

2) wykonuje się przy użyciu kabli o żyłach roboczych jedno-lub wielodrutowych z miedzi lub aluminium;

3) oznacza się w sposób umożliwiający jej jednoznaczną identyfikację na całej długości;

4) eksploatuje się w sposób uniemożliwiający, z wyłączeniem zwarcia, przekroczenie temperatury żyły roboczej 90°C.

1) elementy zapewniające wzdłużną i promieniową wodoszczelność, odpowiednią dla wody morskiej oraz głębokości ułożenia kabla;

2) warstwę zewnętrzną wykonaną z materiałów odpornych na warunki fizykochemiczne panujące w miejscu układania.

1) poza obszarem stacji elektroenergetycznej układa się na głębokości nie mniejszej niż 1,3 m, licząc od górnej powierzchni najwyżej usytuowanego kabla do powierzchni gruntu;

2) w przypadku ułożenia metodą wykopu otwartego chroni się przez ułożenie osłon ochronnych, w szczególności płyt betonowych, osłaniających wszystkie kable na całej szerokości tej linii.

1) szybką, selektywną i samoczynną eliminację zakłóceń występujących w chronionych elementach zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy i w innych elementach systemu elektroenergetycznego;

2) lokalizację miejsca wystąpienia zakłócenia, o którym mowa w pkt 1;

3) niezawodność i autodiagnostykę;

4) bezpieczeństwo działania i obsługi, w tym bezpieczeństwo fizyczne i cyberbezpieczeństwo;

5) realizację funkcji automatyki i sterowania;

6) rejestrację zdarzeń i przebiegów zakłóceń, o których mowa w pkt 1;

7) monitoring i sygnalizację wybranych parametrów i ich zmian;

8) pomiar energii elektrycznej i pomiar jakości energii elektrycznej.

1) zachowanie warunków stabilności dynamicznej sieci;

2) zmniejszenie zakresu uszkodzeń w miejscach powstałych zakłóceń;

3) zapobieganie nadmiernemu starzeniu się urządzeń;

4) zmniejszenie zakłóceń technologicznych;

5) bezpieczeństwo ludzi i urządzeń w obiektach sieci elektroenergetycznej.

1) lokalne - w ramach układów i urządzeń EAZ poszczególnych elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy;

2) zdalne - między układami i urządzeniami EAZ elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, a także w odniesieniu do układów i urządzeń EAZ innych elementów systemu elektroenergetycznego.

2. Redundancję łączy telekomunikacyjnych, o których mowa w ust. 1, zapewnia się przez wykorzystanie wyłącznie do tego przeznaczonych i lokalizacyjnie odrębnych systemów telekomunikacyjnych zapewniających bezpieczeństwo i niezawodność łączy technologicznych.

1) klasę dokładności nie gorszą niż 5P20;

2) moc rdzeni dostosowaną do obwodów do nich przyłączonych;

3) przekładnie dostosowane do warunków zwarciowych i obciążeniowych;

4) niezależne rdzenie przekładników dla rezerwujących się układów i urządzeń EAZ.

1) klasę dokładności nie gorszą niż 3P;

2) moc uzwojeń dostosowaną do obwodów do nich przyłączonych;

3) niezależne uzwojenia przekładników dla rezerwujących się układów i urządzeń EAZ;

4) przynajmniej jedno uzwojenie połączone w układ otwartego trójkąta.

1) wyposaża się w:

a) zabezpieczenie od niezgodności położenia biegunów - w przypadku niesprzężonych mechanicznie biegunów,

b) blokadę, która po wyłączeniu wyłącznika uniemożliwia jego załączenie od ewentualnego trwałego impulsu załączającego,

c) komplet zestyków pomocniczych w liczbie i konfiguracji dostosowanej do potrzeb obwodów wtórnych pola;

2) umożliwiają realizację funkcji samoczynnego ponownego załączania, zwaną dalej "SPZ", o ile SPZ ma zastosowanie w polu, w którym wyłącznik jest instalowany.

1) zapewniają:

a) realizację pomiarów energii czynnej i biernej w dwóch kierunkach oraz energii strat obciążeniowych i jałowych,

b) przechowywanie danych pomiarowych przez urządzenia pomiarowe przez okres nie krótszy niż 45 dni;

2) są wyposażone w:

a) przekładniki w układach pomiarowych zapewniające klasę dokładności nie gorszą niż 0,2S dla przekładników prądowych i 0,2 dla przekładników napięciowych, przy zachowaniu obciążenia po stronie wtórnej w zakresie od 25% do 100% mocy znamionowych rdzeni lub uzwojeń tych urządzeń; współczynnik bezpieczeństwa przyrządu przekładników prądowych w układach pomiarowo-rozliczeniowych wynosi FS ≤5,

b) liczniki energii elektrycznej zastosowane w układach pomiarowych zapewniające klasę dokładności nie gorszą niż 0,2S dla pomiaru energii czynnej, 0,5S dla pomiaru energii biernej i 1 dla pomiaru energii strat,

c) analizatory jakości energii elektrycznej realizujące pomiary parametrów jakości energii elektrycznej określonych w przepisach wykonawczych wydanych na podstawie art. 11x ust. 2 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne;

3) realizują zdalną transmisję do nadrzędnych systemów odczytowych, z zapewnieniem redundantnych dróg łączności przez dwa niezależne kanały transmisji danych.

1) testom typu, co najmniej:

a) funkcjonalnym testom zgodności i technologicznym testom zgodności,

b) funkcjonalnym testom działania i systemowym testom działania,

c) uaktualniającym testom typu;

2) testom indywidualnym, co najmniej:

a) testom akceptacji fabrycznej,

b) testom dopuszczającym do eksploatacji,

c) okresowym testom w okres eksploatacji.

2. Dobór liczby i rodzaju lokalnych źródeł czasu, o których mowa w ust. 1, jest realizowany z uwzględnieniem powiązań funkcjonalnych danego urządzenia lub układu z innymi urządzeniami lub układami oraz z uwzględnieniem oczekiwanego poziomu niezawodności synchronizacji czasu dla poszczególnych urządzeń i układów oraz między nimi.

3. Zapewnia się synchronizację czasu lokalnych źródeł czasu w stacjach elektroenergetycznych z systemem GPS lub z innymi źródłami czasu wykorzystywanymi w systemie elektroenergetycznym, a wymagany sposób, zakres i dokładność tej synchronizacji czasu są uzależnione od wymagań stawianych tym lokalnym źródłom czasu przez urządzenia i układy obwodów wtórnych lub urządzenia i układy z nimi współpracujące.

1) dwa niezależne rezerwujące się urządzenia zabezpieczeniowe podstawowe, z których każde realizuje co najmniej następujące funkcje zabezpieczeniowe: różnicowo-prądową linii, odległościową, ziemnozwarciową zerowo-prądową kierunkową, blokadę od kołysań mocy, funkcję zabezpieczającą przy załączeniu na zwarcie, uwspółbieżnienia działania z zabezpieczeniami na drugim końcu linii, lokalizacji miejsca zwarcia oraz funkcje umożliwiające wyłączenia trójfazowe, a w przypadku linii napowietrznej także jednofazowe;

2) moduł wyłącznikowy realizujący co najmniej funkcję kontroli synchronizmu oraz - w przypadku linii napowietrznej, dla której ma to zastosowanie - SPZ;

3) urządzenia realizujące inne funkcje automatyki, jeżeli są niezbędne ze względu na warunki systemowe, w szczególności funkcje zapobiegające nadmiernemu wzrostowi napięcia elementów sieci lub kołysaniom mocy;

4) dwa rezerwujące się komplety telezabezpieczeń, umożliwiające współpracę z zabezpieczeniami po drugiej stronie linii.

1) trójfazowe - dla zwarć wielofazowych;

2) jednofazowe lub trójfazowe, w zależności od konfiguracji i układu pracy zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy - dla zwarć jednofazowych.

1) realizuje się tylko wyłączenia trójfazowe oraz łączenia operacyjne trójfazowe;

2) nie stosuje się automatyki SPZ;

3) dla potrzeb zabezpieczeniowych stosuje się łącza telekomunikacyjne światłowodowe, w pełni redundantne dla układów i urządzeń EAZ oraz urządzeń telezabezpieczeniowych, wykorzystujące co najmniej dwa niezależne od siebie kable światłowodowe;

4) w przypadku obecności wyłącznie jednego kabla eksportowego, w tym wyposażonego w dwa zintegrowane kable światłowodowe, zapewnia się możliwość bezzwłocznego działania zabezpieczeń tego kabla eksportowego, niezależnie od dostępności łączności światłowodowej i przy zachowaniu selektywności działania względem układów i urządzeń EAZ innych elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy.

1) dwa niezależne urządzenia zabezpieczeniowe podstawowe, z których każde realizuje co najmniej funkcję zabezpie-czeniową różnicowo-prądową transformatora i różnicowo-prądową ziemnozwarciową;

2) urządzenie zabezpieczeniowe rezerwowe po stronie górnej oraz urządzenie zabezpieczeniowe rezerwowe po stronie dolnej, z których każde realizuje co najmniej funkcję zabezpieczeniową odległościową i ziemnozwarciową zerowo-prądową kierunkową oraz - opcjonalnie - funkcję kontroli synchronizmu;

3) urządzenie zabezpieczeniowe w punkcie gwiazdowym, z główną funkcją nadprądową zerową zwłoczną o charakterystyce niezależnej;

4) w przypadku wykorzystywania uzwojenia średniego napięcia, zwanego dalej "SN", transformatora - dwa niezależne zabezpieczenia podstawowe po stronie SN, z których każde realizuje co najmniej funkcję zabezpieczeniową nadprądową bezzwłoczną oraz zwłoczną o charakterystyce niezależnej i nadnapięciową zerową zwłoczną o charakterystyce niezależnej;

5) moduł wyłącznikowy realizujący co najmniej kontrolę synchronizmu;

6) komplet zabezpieczeń technologicznych, co najmniej:

a) przekaźnik gazowo-przepływowy (dwustopniowy) kadzi transformatora,

b) jednostopniowy przekaźnik przepływowy przełącznika zaczepów,

c) ciśnieniowe zawory bezpieczeństwa kadzi transformatora,

d) ciśnieniowe zawory bezpieczeństwa przełącznika zaczepów,

e) zawór odcinający wypływ oleju z konserwatora,

f) czujniki temperatury oleju,

g) model cieplny.

1) dwa niezależne urządzenia zabezpieczeniowe podstawowe, z których każde realizuje co najmniej funkcję zabezpieczeniową odległościową, ziemnozwarciową zerowo-prądową kierunkową i nadprądową zwłoczną o charakterystyce niezależnej;

2) moduł wyłącznikowy realizujący co najmniej kontrolę synchronizmu i posiadający możliwość realizacji SPZ;

3) urządzenia realizujące inne funkcje automatyki dla pól łączników szyn poprzeczno-obejściowych przeznaczonych do zastępowania pól linii elektroenergetycznych, jeżeli są one niezbędne ze względu na warunki pracy sieci elektroenergetycznej w danym miejscu i w danej konfiguracji.

1) podstawowe realizujące co najmniej funkcję zabezpieczeniową nadprądową bezzwłoczną, nadprądową zwłoczną o charakterystyce niezależnej oraz nadprądową zerową zwłoczną o charakterystyce niezależnej;

2) od zwarć wewnętrznych realizujące co najmniej funkcję zabezpieczeniową nadprądową zwłoczną reagującą na składową przeciwną prądu oraz nadnapięciową zerową zwłoczną o charakterystyce niezależnej.

2. Jeżeli wymagają tego warunki systemowe lub konfiguracja zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, szyny zbiorcze rozdzielni wyposaża się w co najmniej dwa układy ZSZ.

2. Jeżeli wymagają tego warunki pracy sieci elektroenergetycznej w danym miejscu lub konfiguracja zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, rozdzielnie wyposaża się w co najmniej dwa układy LRW, z których każdy umożliwia realizację czynności, o których mowa w ust. 1.

2. W przypadku przyłączenia filtrów wyższych harmonicznych lub układów kompensacji mocy biernej do wyprowadzenia linii elektroenergetycznej za wyłącznikiem w polu tej linii od strony szyn stosuje się układy i urządzenia EAZ zapewniające ochronę także takich odgałęzień.

1) realizujące główne funkcje nadprądowe bezzwłoczne i zwłoczne oraz funkcję nadnapięciową zerową zwłoczną o charakterystyce niezależnej;

2) temperaturowe, których drugi stopień działa na wyłączenie strony niskiego napięcia.

1) stacyjny rejestrator zakłóceń, realizujący funkcje rejestracji sygnałów szybkozmiennych i rejestracji sygnałów wolno-zmiennych;

2) układ:

a) rezerwowej sygnalizacji awaryjnej - dla stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na lądzie,

b) synchronizatora stacji - jeżeli ma zastosowanie,

c) automatycznej regulacji napięcia,

d) automatyki odciążającej - jeżeli ma zastosowanie,

e) zdalnego dostępu inżynierskiego do układów i urządzeń EAZ stacji.

1) niezbędnych do realizacji funkcji zabezpieczeń odcinkowych;

2) niezbędnych do uwspółbieżnienia funkcji zabezpieczeń odległościowych;

3) od układu zdalnego rezerwowania wyłączników na wydłużenie stref odległościowych i blokadę SPZ, na drugim końcu linii, jeżeli SPZ jest stosowane, lub na bezwarunkowe wyłączenie elementu systemu linii na drugim jej końcu w przypadku zadziałania układu LRW mostka środkowego w układach 3/2W;

4) od zadziałania układu ZSZ w strefie między wyłącznikiem a przekładnikiem prądowym, na drugi koniec linii, w celu przyspieszenia działania funkcji zabezpieczeń odległościowych;

5) odwzorowania stanów łączników pól przeciwległych dla automatyk systemowych.

1) jest przystosowany do współpracy z SSiN operatora systemu przesyłowego;

2) uwzględnia właściwe sygnały służące do sterowania, monitorowania i diagnostyki stanu pracy oraz stanów awaryjnych wszystkich urządzeń, aparatów łączeniowych i funkcji automatyki służących do wyprowadzenia mocy;

3) ma strukturę dostosowaną do zastosowanych rozwiązań obwodów wtórnych w rozdzielni i stacji elektroenergetycznej, w której jest instalowany, z uwzględnieniem modernizacji i rozbudowy, w tym w zakresie funkcjonalnym;

4) zapewnia redundancję, w zakresie komunikacji i zasilania, poziomu sterowników centralnych;

5) zachowuje zdolność do funkcjonowania zgodnie z zasadą, że w przypadku gdy jakikolwiek element SSiN ulegnie awarii, nie może to powodować niesprawności całego systemu;

6) zapewnia synchronizację zegara czasu rzeczywistego przez sieć lokalną (LAN) lub z użyciem lokalnego odbiornika GPS, w szczególności synchronizację elementów SSiN;

7) jest wyposażony w serwer usług sieciowych;

8) w przypadku zakłóceń, w szczególności utraty zasilania, nie wprowadza błędnych informacji, w tym sygnałów binarnych, pomiarów lub sterowań, a po powrocie zasilania odbudowuje i automatycznie uaktualnia stan urządzeń;

9) jest systemem autotestującym, a jego konfiguracja umożliwia izolowanie głównych zespołów w celu łatwego i dokładnego wykrywania usterek;

10) zapewnia wizualizację, grafikę i realizację sterowań na stanowiskach interfejsu człowiek - maszyna, zwanych dalej "HMI", oraz na panelach sterowniczych sterowników polowych wymaganych tylko w części lądowej;

11) zapewnia, aby wszystkie sygnały były znakowane czasowo, przy czym cecha czasu rzeczywistego zdarzenia lub pomiaru jest nadawana w chwili powstawania sygnału, którą jest moment jego pojawienia się na płycie wejść/wyjść binarnych.

1) sterowanie z SSiN, z ośrodka nadrzędnego lub z HMI stacji elektroenergetycznej, według przyznanych uprawnień;

2) sterowanie z panelu sterowania rezerwowego z uwzględnieniem funkcji realizowanych przez SSiN;

3) sterowanie z panelu sterowania bez uwzględnienia funkcji realizowanych przez SSiN.

1) systemem regulacji częstotliwości mocy;

2) systemem operatywnej współpracy z elektrowniami, jeżeli są jednostkami grafikowymi aktywnymi na rynku bilansującym;

3) nadrzędnym systemem sterowania i nadzoru operatora systemu przesyłowego.

1) możliwość przyjmowania do realizacji przez system sterowania i regulacji napięcia i mocy biernej morskiej farmy wiatrowej wartości zadanych mocy biernej;

2) kanał komunikacyjny przeznaczony dla nadrzędnego układu regulacji napięcia i mocy biernej.

1) łączności ruchowej z systemem dyspozytorskim i wewnątrz stacji;

2) nadawania i odbioru danych niezbędnych do planowania i zarządzania pracą krajowego systemu elektroenergetycznego oraz do prowadzenia ruchu sieciowego, w tym w szczególności sygnałów z i do układów telemechaniki w zakresie telesygnalizacji, telemetrii i telesterowania oraz teleregulacji;

3) transmisji sygnałów układów telezabezpieczeń i automatyk systemowych;

4) przesyłania danych pomiarowych do celów rozliczeniowych, a także informacji techniczno-handlowych.

2. Kanały telekomunikacyjne, niezbędne do realizacji potrzeb, o których mowa w ust. 1, posiadają pełną, fizycznie niezależną rezerwację łączy telekomunikacyjnych.

3. Urządzenia, systemy teleinformatyczne oraz kanały telekomunikacyjne wykorzystywane do wymiany informacji w zakresie wskazanym w ust. 1 zapewniają wymagane bezpieczeństwo, obejmujące poufność, dostępność oraz integralność danych wraz z ich autentycznością.

2. Kable światłowodowe są prowadzone z zachowaniem niezależnej trasy na całej ich długości.

3. W przypadku zastosowania tylko jednego kabla eksportowego i braku możliwości powiązania światłowodowego stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu z innymi stacjami elektroenergetycznymi zlokalizowanymi na morzu wyposażonymi w kable eksportowe dopuszcza się odstąpienie od wymagania, o którym mowa w ust. 2, i zastosowanie dwóch kabli światłowodowych zintegrowanych z jednym kablem eksportowym pod warunkiem zastosowania dodatkowego kanału łączności mogącego stanowić częściową redundancję dla połączeń światłowodowych, w szczególności na potrzeby komunikacji głosowej i transmisji sygnałów automatyki elektroenergetycznej.

2. Kable, które są stosowane do połączenia, o którym mowa w § 129, zawierają włókna światłowodowe jednomodowe zgodne z zaleceniami Międzynarodowego Związku Telekomunikacyjnego (ITU) G.652.D, G.655.D lub G.654, przy czym wybór rodzaju włókien dostosowuje się do wymagań systemów teletransmisji światłowodowej pracujących na tych włóknach.

1) rezerwowej komunikacji ze stacją elektroenergetyczną zlokalizowaną na morzu w przypadku braku lub awarii łączy światłowodowych, przy czym w takim przypadku dopuszcza się spełnienie potrzeb komunikacyjnych w zakresie ograniczonym do komunikacji głosowej oraz wymiany danych, do których nieprzerwany dostęp jest niezbędny operatorowi systemu przesyłowego do prowadzenia ruchu sieciowego oraz zapewnienia bezpieczeństwa personelu i sprzętu;

2) powiązań między stacjami elektroenergetycznymi zlokalizowanymi na morzu w oparciu o łącza radiowe.

2. Komunikacja radiowa lub satelitarna nie stanowi pełnej redundancji dla połączeń światłowodowych.

2. Wraz z podstawowym systemem łączności instaluje się zintegrowany z systemem podstawowym system łączności bezprzewodowej wykorzystujący technologie radiowe, obejmujący zasięgiem obszar stacji elektroenergetycznej.

2. Kondycjonowanie powietrza w pomieszczeniach, o których mowa w ust. 1:

1) obejmuje w szczególności oczyszczanie i filtrowanie powietrza, klimatyzację, ogrzewanie i wentylację;

2) zapewnia powstanie w pomieszczeniach warunków środowiskowych zgodnych z wymaganiami dla urządzeń przeznaczonych do pracy lub przechowywania w tych pomieszczeniach;

3) jest wykonywane za pomocą podstawowych i dodatkowych układów kondycjonowania powietrza, przy czym układy dodatkowe zapewniają redundancję umożliwiającą zachowanie warunków środowiskowych, o których mowa w pkt 2, również w przypadku awarii podstawowych układów kondycjonowania powietrza.

1) informacje dotyczące:

a) stanu technicznego:

- urządzeń elektrycznych należących do zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy znajdujących się na stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu,

- wszystkich kablowych linii eksportowych łączących stację elektroenergetyczną zlokalizowaną na morzu i stację elektroenergetyczną zlokalizowaną na lądzie,

- elementów konstrukcji stalowych oraz konstrukcji wsporczych i spełnienia wymagań projektowych związanych z możliwym obciążeniem struktury stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu i z jej wytrzymałością mechaniczną,

- elementów infrastruktury i urządzeń niesłużących do wyprowadzenia mocy znajdujących się na stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu, w tym technicznych środków zabezpieczenia przeciwpożarowego,

- urządzeń obwodów wtórnych i urządzeń telekomunikacyjnych,

b) koniecznych działań konserwacyjnych i naprawczych w zakresie elementów i urządzeń, o których mowa w lit. a tiret drugie-piąte,

c) elementów i urządzeń, o których mowa w lit. a tiret drugie-piąte, wymagających całkowitej wymiany,

d) dodatkowych nakładów finansowych, które należy ponieść w celu wydłużenia operacyjnego czasu życia zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy;

2) określenie czasu i wielkości ograniczeń w wyprowadzeniu mocy dla zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy niezbędnych do realizacji koniecznych działań naprawczych lub wymiany elementów lub urządzeń tego zespołu urządzeń;

3) opis ograniczeń w dostępności zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy wynikających ze starzenia się elementów tworzących dany zespół urządzeń;

4) ocenę stanu bezpieczeństwa pożarowego.

1) analizę fluktuacji napięcia w punkcie przyłączenia określającą wielkość możliwych wahań napięcia w celu doboru stosowanych środków służących zapobieganiu tym zjawiskom, z uwzględnieniem załączania:

a) transformatorów mocy w najgorszych warunkach łączeniowych,

b) kabli eksportowych,

c) kabli międzyturbinowych;

2) analizę rozpływu mocy, która pozwoli wyznaczyć:

a) zakres regulacji mocy biernej,

b) możliwe obciążenia kabla eksportowego i transformatorów mocy służące do doboru, dla wyznaczonych wielkości, odpowiednich parametrów prądowych,

c) straty mocy przy wyprowadzeniu mocy z morskich farm wiatrowych,

d) spadki napięć,

e) parametry oraz lokalizację instalacji urządzeń kompensacyjnych,

f) odpowiedni zakres regulacji przełącznika zaczepów transformatorów instalowanych w stacjach elektroenergetycznych

- które przeprowadza się dla wszystkich odcinków kabla eksportowego, z uwzględnieniem odcinków podejścia kabla eksportowego na ląd oraz odcinka wprowadzenia kabla do stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie;

3) analizę zwarciową pozwalającą wyznaczyć:

a) wartości maksymalne prądu zwarciowego w celu odpowiedniego doboru wytrzymałości urządzeń,

b) wartości prądów zwarciowych dla różnych poziomów generacji wiatrowej, z uwzględnieniem doboru funkcjonalności, nastaw oraz poprawności działania automatyki zabezpieczeniowej, działającej przy różnych poziomach energii wytwarzanej przez turbiny,

c) nastawy zabezpieczeń w celu prawidłowego wykrycia zwarć symetrycznych i niesymetrycznych w każdym miejscu układu, niezależnie od liczby pracujących morskich turbin wiatrowych,

d) zdolność pozostawania morskiej farmy wiatrowej w pracy podczas zwarcia w punkcie przyłączenia oraz możliwości utrzymania napięcia w punkcie przyłączenia przed zwarciem, w trakcie zwarcia i po zwarciu,

e) udział generatorów morskich turbin wiatrowych w prądzie zwarcia odniesionym do ich mocy zainstalowanej lub do skutecznej wartości składowej okresowej prądu zwarciowego w pierwszej chwili zwarcia;

4) analizę koordynacji izolacji w celu wyznaczenia poziomów napięć wytrzymywanych izolacji dla instalowanych urządzeń oraz określenia środków zabezpieczania urządzeń przed wpływem przepięć szybkozmiennych;

5) analizę parametrów znamionowych urządzeń pozwalającą określić wpływ spadków napięć na podstawowe parametry elektryczne urządzeń dla połączeń kablowych między rozdzielniami w stacjach elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu a punktami przyłączeń w stacjach elektroenergetycznych zlokalizowanych na lądzie;

6) analizę harmonicznych i zjawisk rezonansowych pozwalającą wyznaczyć spodziewane harmoniczne napięcia, uwzględniającą:

a) identyfikację możliwych zjawisk rezonansowych między kablami, transformatorami, dławikami i innymi urządzeniami kompensacyjnymi, w różnych konfiguracjach układu,

b) określenie i przedstawienie środków zapobiegania zjawiskom rezonansowym;

7) analizę przepięciową, na modelach urządzeń, dla różnych zjawisk i operacji w układzie, takich jak w szczególności załączanie urządzeń pod napięcie, wyłączenie urządzeń spod napięcia, łączenie obciążeń, zwarcia oraz dla różnych konfiguracji zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy z morskich farm wiatrowych;

8) analizy uwzględniające:

a) wpływ stanów przejściowych na warunki pracy zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy z morskich farm wiatrowych, w tym wpływ wahań napięcia na realizację procesu kompensacji mocy biernej,

b) interakcje występujące między przyłączanym obiektem a systemem elektroenergetycznym i innymi obiektami pracującymi w otoczeniu miejsca przyłączenia tego obiektu,

c) występowanie wyższych harmonicznych od układów falownikowych,

d) zachowanie układu w przypadku różnych stanów zakłóceniowych występujących w sieci operatora systemu przesyłowego lub w sieci wewnętrznej.

1) przeprowadza się zgodnie z najnowszą wiedzą w obszarze, którego dotyczą;

2) sporządza się przed zakończeniem każdego projektu wykonawczego elementów stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu oraz zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, dla którego analiza jest wymagana;

3) przekazuje się operatorowi systemu przesyłowego nie później niż 30 dni od dnia zakończenia analizy lub ostatniej analizy z grupy analiz, jeżeli są przeprowadzane równocześnie.

1) skutki potencjalnych awarii;

2) bezpieczeństwo ludzi i sprzętu;

3) czas naprawy lub wymiany uszkodzonych elementów;

4) wykrywalność awarii;

5) plan eksploatacji tego zespołu urządzeń uwzględniający metodologię utrzymania zorientowanego na niezawodność.

1) urządzenia wchodzące w skład zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy lub stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu są zaprojektowane w sposób wymagający jak najmniejszej liczby zabiegów eksploatacyjnych, minimalizujący czas wykonania tych zabiegów oraz umożliwiający przegląd i serwis urządzeń na miejscu;

2) stacja elektroenergetyczna zlokalizowana na morzu jest wyposażona we wszystkie urządzenia i narzędzia konieczne do przeprowadzania prac serwisowych, w szczególności w dźwigi i niezbędne części zamienne, a także dysponuje miejscem do rozładunku.

1) plan, o którym mowa w § 146, obejmujący swoim zakresem cały projektowany operacyjny czas życia - sporządza się i przedkłada operatorowi systemu przesyłowego przed uzyskaniem pozwolenia na podanie napięcia (EON) w rozumieniu art. 2 pkt 63 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci;

2) plan, o którym mowa w § 146, oraz wyniki oceny, o której mowa w § 145 - sporządza się i przedkłada operatorowi systemu przesyłowego nie później niż 30 dni przed końcem każdego roku poprzedzającego rok planowanych zabiegów eksploatacyjnych.

Minister Klimatu i Środowiska: wz. M. Golińska

¹⁾ Minister Klimatu i Środowiska kieruje działem administracji rządowej - klimat, na podstawie § 1 ust. 2 pkt 2 rozporządzenia Prezesa Rady Ministrów z dnia 27 października 2021 r. w sprawie szczegółowego zakresu działania Ministra Klimatu i Środowiska (Dz. U. poz. 1949).

²⁾ Niniejsze rozporządzenie zostało notyfikowane Komisji Europejskiej w dniu 16 lutego 2022 r. pod numerem 2022/094/PL, zgodnie z § 4 rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 23 grudnia 2002 r. w sprawie sposobu funkcjonowania krajowego systemu notyfikacji norm i aktów prawnych (Dz. U. poz. 2039 oraz z 2004 r. poz. 597), które wdraża dyrektywę (UE) 2015/1535 Parl a- mentu Europejskiego i Rady z dnia 9 września 2015 r. ustanawiającą procedurę udzielania informacji w dziedzinie przepisów technicznych oraz zasad dotyczących usług społeczeństwa informacyjnego (ujednolicenie) (Dz. Urz. UE L 241 z 17.09.2015, str. 1).

³⁾ Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 118 z 06.05.2019, str. 10.

⁴⁾ Zmiany tekstu jednolitego wymienionej ustawy zostały ogłoszone w Dz. U. z 2021 r. poz. 868, 1093, 1505, 1642, 1873, 2269, 2271, 2376 i 2490 oraz z 2022 r. poz. 1, 200, 202 i 631.