Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska w sprawie szczegółowych wymagań dla elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz dla elementów stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu
Rozporządzenie Ministra Klimatu i Środowiska z dnia 25 maja 2022 r. w sprawie szczegółowych wymagań dla elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz dla elementów stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu
Rozporządzenie określa szczegółowe wymagania dla elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz dla elementów stacji elektroenergetycznych zlokalizowanych na morzu, w szczególności:
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 szcze- gółowy 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 pro- mowaniu 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.
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). Dziennik Ustaw –2– Poz. 1257 Rozdział 1 Szczegółowe wymagania dla elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy Oddział 1 Wymagania w zakresie rozdzielnicy wysokiego napięcia izolowanej gazem
rozdzial
Rozdział 1 - Szczegółowe wymagania dla elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy
§ 2-15oddzial
Oddział 1 - Wymagania w zakresie rozdzielnicy wysokiego napięcia izolowanej gazem
Rozdzielnicę wysokiego napięcia izolowaną gazem, zwaną dalej „rozdzielnicą GIS”, wyposaża się w urządzenia i układy obwodów pierwotnych o napięciu, na którym został wybudowany zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy.
1. Rozdzielnicę GIS umieszcza się w oddzielnym, przeznaczonym do tego celu pomieszczeniu, jeżeli nie została przystosowana do pracy napowietrznej. 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 warun- kiem spełnienia wymagań, o których mowa w rozdziale 8.
1. Przedziały gazowe rozdzielnicy GIS projektuje się i buduje w sposób:
1) minimalizujący zakres koniecznych wyłączeń w przypadku przeprowadzania zabiegów eksploatacyjnych lub serwi- sowych;
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.
Do połączeń między transformatorem a rozdzielnicą GIS zainstalowaną na stacji elektroenergetycznej zlokali- zowanej na morzu stosuje się kable elektryczne lub szynoprzewody izolowane gazem.
Przekładniki napięciowe dostosowuje się w zakresie wytrzymałości elektromechanicznej i termicznej do rozła- dowywania pojemności kablowej linii eksportowej lub stosuje się inne, równoważne rozwiązanie umożliwiające rozłado- wanie pojemności kablowej linii eksportowej.
1. Wyłączniki instalowane w polach dławika, w polach kablowej linii eksportowej kompensowanej oraz w polach transformatora mocy wyposaża się w układ kontrolowanego łączenia biegunów. 2. Odstąpienie od wymagania, o którym mowa w ust. 1, jest możliwe w przypadku, gdy operator systemu przesyło- wego zaakceptuje przedstawione przez wytwórcę, o którym mowa w art. 3 pkt 12 ustawy, analizy potwierdzające możli- wości łączeniowe wyłącznika bez układu kontrolowanego łączenia biegunów, w szczególności analizy potwierdzające, że zastosowanie wyłączników bez układu kontrolowanego łączenia biegunów nie pogorszy warunków pracy innych elemen- tów systemu elektroenergetycznego w porównaniu z warunkami dla wyłączników wyposażonych w układ kontrolowane- go łączenia biegunów.
Dla wyłączników instalowanych w polach dławika, w polach kablowej linii eksportowej oraz w polach trans- formatora mocy:
1) przeprowadza się analizy możliwości łączenia obciążeń indukcyjnych, analizy stanów dynamicznych oraz analizy przepięciowe;
2) wyznacza się charakterystyki możliwych napięć powrotnych.
W dokumentacji projektowej rozdzielnicy GIS wskazuje się jej elementy rezerwowe. Oddział 2 Wymagania w zakresie urządzeń do kompensacji mocy biernej i regulacji napięcia
oddzial
Oddział 2 - Wymagania w zakresie urządzeń do kompensacji mocy biernej i regulacji napięcia
Zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy wyposaża się w urządzenia do kompensacji mocy biernej i regulacji napięcia oraz w filtry pozwalające uniknąć wprowadzania do sieci wyższych harmonicznych przez ten zespół urządzeń oraz morską farmę wiatrową i ograniczyć wystąpienie rezonansu w układzie elektrycznym.
Urządzenia do kompensacji mocy biernej i regulacji napięcia instaluje się w stacji elektroenergetycznej zlokali- zowanej na lądzie lub w stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu oraz, w razie potrzeby, w morskiej stacji kompensacyjnej. Dziennik Ustaw –3– Poz. 1257
1. Parametry urządzeń do kompensacji mocy biernej i regulacji napięcia dobiera się z uwzględnieniem w szcze- gólności:
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.
W przypadku instalacji dławików z podobciążeniową regulacją mocy przeprowadza się analizę określającą po- zycję przełącznika zaczepów przy operacyjnym załączaniu i wyłączaniu zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy.
Zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy załącza się w sposób pozwalający na zminimalizowanie występowania szybkozmiennych przepięć, które mogą powstać w związku z ferrorezonansem między dławikami a kablo- wymi liniami eksportowymi.
Działania podejmowane w celu ograniczenia zjawisk, o których mowa w § 10 i 14, poprzedza się analizami przeprowadzonymi na modelach układu odwzorowującego co najmniej zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, morską farmę wiatrową i fragment sieci przesyłowej w pobliżu miejsca przyłączenia morskiej farmy wiatrowej. Rozdział 2 Minimalny operacyjny czas życia zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy
rozdzial
Rozdział 2 - Minimalny operacyjny czas życia zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy
Minimalny operacyjny czas życia zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy wynosi 25 lat i jest wskazywany w projekcie wykonawczym tego zespołu urządzeń.
Nie później niż 5 lat przed upływem projektowanego operacyjnego czasu życia zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, na podstawie danych technicznych zebranych przez okres dotychczasowej eksploatacji tego zespo- łu urządzeń, w celu oceny możliwości wydłużenia jego operacyjnego czasu życia przeprowadza się ocenę tego zespołu urządzeń zgodnie z § 140. Rozdział 3 Minimalna dostępność i maksymalna utrata mocy zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz szczegółowy sposób wyznaczania tej minimalnej dostępności Oddział 1 Minimalna dostępność zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz szczegółowy sposób jej wyznaczania
rozdzial
Rozdział 3 - Minimalna dostępność i maksymalna utrata mocy zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz szczegółowy sposób wyznaczania tej minimalnej dostępności
§ 18-24oddzial
Oddział 1 - Minimalna dostępność zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz szczegółowy sposób jej wyznaczania
1. Minimalną dostępność zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy określa się przez dostępność projektową, dostępność operacyjną w odniesieniu do mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej i dostępność ope- racyjną w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej. 2. Przez dostępność zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy rozumie się zdolność tego zespołu urzą- dzeń do wyprowadzania mocy z morskiej farmy wiatrowej na poziomie równym mocy przyłączeniowej tej morskiej farmy wiatrowej.
Dostępność projektową zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy określa się w dokumentacji pro- jektowej tego zespołu urządzeń przekazywanej operatorowi systemu przesyłowego.
1. Zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy projektuje się, buduje i eksploatuje w sposób zapewnia- jący uzyskanie minimalnej dostępności operacyjnej w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej na poziomie nie niższym niż 99%, obliczonej zgodnie z § 21 ust. 1 pkt 2, przy czym w całym okresie minimal- nego operacyjnego czasu życia tego zespołu urządzeń dostępność operacyjna w odniesieniu do wytwarzania energii elek- trycznej w morskiej farmie wiatrowej dwukrotnie może być na poziomie niższym niż 99%, jednak nie niższym niż 97%. Dziennik Ustaw –4– Poz. 1257 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 minimal- nego operacyjnego czasu życia tego zespołu urządzeń dostępność operacyjna w odniesieniu do wytwarzania energii elek- trycznej w morskiej farmie wiatrowej dwukrotnie może być na poziomie niższym niż 98%, jednak nie niższym niż 83%.
1. Dostępność operacyjną oblicza się za dany rok kalendarzowy według następujących wzorów:
1) dostępność operacyjna w odniesieniu do mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej: Px ∑kx=1 (1- )∙100 PMFW Dr = k gdzie poszczególne symbole oznaczają: Dr – wartość dostępności operacyjnej w odniesieniu do mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej, wyrażoną w %, PMFW – wartość mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej, wyrażoną w MW, Px – wartość mocy, której nie można wyprowadzić z morskiej farmy wiatrowej do miejsca rozgraniczenia włas- ności 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 wy- prowadzenia 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: EWx ∑kx=1 ∙100 EPx Dp = k gdzie poszczególne symbole oznaczają: Dp – wartość dostępności operacyjnej w odniesieniu do wytwarzania energii elektrycznej w morskiej farmie wiatrowej, wyrażoną w %, EWx – 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, EPx – 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 przy- łączenie. 2. Wytwórca, który nie jest właścicielem zespołu urządzeń, przekazuje właścicielowi zespołu urządzeń informacje o pro- gnozowanym wytwarzaniu energii czynnej dla danego roku kalendarzowego, wyrażonej w MWh, możliwej do wytworzenia w morskiej farmie wiatrowej, niezbędne do wyznaczenia parametru EPx , 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 moż- liwości 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 za- chowaniu 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; Dziennik Ustaw –5– Poz. 1257
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 uzgod- nienia planu, o którym mowa w § 22 ust. 3.
1. W rocznym planie dostępności zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy określa się:
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 poprzedza- jącego 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 niepla- nowaną niedostępność zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy.
1. Wyniki obliczeń dostępności operacyjnej zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy oraz dane wejściowe do obliczeń, o których mowa w § 21, zamieszcza się w raporcie. 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. Oddział 2 Maksymalna utrata mocy zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy
oddzial
Oddział 2 - Maksymalna utrata mocy zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy
1. Maksymalna utrata mocy z morskiej farmy wiatrowej przez zespół urządzeń służących do wyprowadzenia mocy – w następstwie nieplanowanego lub planowanego wyłączenia pojedynczego urządzenia tego zespołu urządzeń – nie może przekraczać mniejszej z dwóch następujących wartości:
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.
3) Zmiana wymienionego rozporządzenia została ogłoszona w Dz. Urz. UE L 118 z 06.05.2019, str. 10. Dziennik Ustaw –6– Poz. 1257 Rozdział 4 Wymagania dla elementów stacji elektroenergetycznych, w tym wymagania budowlane Oddział 1 Projektowanie i budowa elementów stacji elektroenergetycznych
rozdzial
Rozdział 4 - Wymagania dla elementów stacji elektroenergetycznych, w tym wymagania budowlane
§ 25-43oddzial
Oddział 1 - Projektowanie i budowa elementów stacji elektroenergetycznych
Elementy stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie oraz elementy stacji elektroenergetycznej zloka- lizowanej na morzu projektuje się i buduje w sposób pozwalający na:
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.
Elementy stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu projektuje się i buduje w sposób zapewniający niezakłóconą pracę zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy, w szczególności uwzględniając przenoszenie przez te elementy wibracji wynikających z oddziaływania fal i pływów morskich oraz wiatru.
Lokalizację infrastruktury znajdującej się w stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu, w szczegól- ności żurawia i miejsca rozładunku, projektuje się w sposób zapewniający minimalizację ryzyka uszkodzenia elementów zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy podczas budowy i eksploatacji tej stacji.
Rozmieszczenie elementów stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu projektuje się w sposób uwzględniający środek ciężkości tej stacji oraz masę i wielkość poszczególnych elementów znajdujących się na tej stacji, jak również konieczność przemieszczania tych elementów w obrębie tej stacji w czasie przeprowadzania czynności eks- ploatacyjnych lub remontowych.
W pomieszczeniach, w których na stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie oraz na stacji elektro- energetycznej zlokalizowanej na morzu są instalowane i przechowywane jednostki główne systemów ochrony technicznej, zapewnia się realizację wymagań, o których mowa w rozdziale 8.
Elementy stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu projektuje się i buduje w sposób zapewniający samoczynne wykrycie pożaru i powiadomienie o jego wystąpieniu personelu właściwego do podjęcia działań związanych z tym zagrożeniem.
1. Jeżeli rozdzielnica GIS zainstalowana w stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie lub w stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu jest wypełniona heksafluorkiem siarki (SF6) i pomieszczenie, w którym jest umieszczona, posiada kanały kablowe, w tych kanałach umieszcza się czujniki gazu SF6. Czujniki te lokalizuje się w sposób pozwalający objąć ich zasięgiem wszystkie miejsca, w których może gromadzić się gaz podczas wycieku z roz- dzielnicy GIS. 2. Wytwórca opracowuje sposób usunięcia gazu w przypadku, o którym mowa w ust. 1, oraz sporządza wykaz na- rzędzi niezbędnych do wykonania tej czynności. Oddział 2 Minimalny operacyjny czas życia stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu
oddzial
Oddział 2 - Minimalny operacyjny czas życia stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu
Nie później niż 5 lat przed upływem projektowanego operacyjnego czasu życia stacji elektroenergetycznej zlo- kalizowanej na morzu wskazanego w projekcie wykonawczym, na podstawie danych technicznych zebranych przez okres dotychczasowej eksploatacji tej stacji oraz badania aktualnego stanu technicznego konstrukcji, w celu oceny możliwości wydłużenia operacyjnego czasu życia tej stacji przeprowadza się ocenę jej stanu technicznego. Oddział 3 Potrzeby własne stacji elektroenergetycznych
oddzial
Oddział 3 - Potrzeby własne stacji elektroenergetycznych
W stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie oraz w stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu instaluje się co najmniej dwa w pełni redundantne i niezależne transformatory potrzeb własnych – lub inne urzą- dzenia pełniące równoważną funkcję zasilającą – z których każdy musi być w stanie zasilić 100% potrzeb własnych takiej stacji niezależnie od miejsca ich przyłączenia. Dziennik Ustaw –7– Poz. 1257
1. Stacja elektroenergetyczna zlokalizowana na lądzie oraz stacja elektroenergetyczna zlokalizowana na morzu posiada wewnętrzny, niezależny system zasilania awaryjnego i bezprzerwowego, w szczególności w postaci agregatu oraz baterii akumulatorów, który w przypadku braku zasilania podstawowego zapewnia ciągłe zasilanie wszystkich odbiorów gwarantujących prawidłowe funkcjonowanie i bezpieczeństwo obsługi tej stacji przez:
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 gwa- rantujących 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.
Jeżeli system zasilania awaryjnego wyposaża się w baterie akumulatorów, baterie te instaluje się w przezna- czonym do tego celu pomieszczeniu z wentylacją i środkami zabezpieczającymi przed pożarem lub wybuchem.
Dla stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie oraz dla stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu opracowuje się plan prób układu zasilania awaryjnego. Oddział 4 System ochrony technicznej stacji elektroenergetycznych
oddzial
Oddział 4 - System ochrony technicznej stacji elektroenergetycznych
System ochrony technicznej stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie oraz stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu projektuje się i wdraża w sposób zapewniający podniesienie poziomu bezpieczeństwa tej stacji oraz personelu przebywającego na terenie tej stacji, minimalizujący ryzyko uszkodzenia znajdującego się na niej wyposa- żenia oraz zwiększający poziom ochrony informacji wrażliwych i uwzględniający bezpieczeństwo ekip ratowniczych.
System ochrony technicznej, o którym mowa w § 38, składa się co najmniej z systemu sygnalizacji włamania i napadu, systemu sygnalizacji pożarowej, systemu kontroli dostępu, telewizji dozorowej oraz zabezpieczeń budowlanych i mechanicznych. Systemy, o których mowa w zdaniu pierwszym, są zintegrowane lokalnie oraz z nadrzędnymi centrami monitorowania tego zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy.
System ochrony technicznej stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie uwzględnia:
1) potencjalne zagrożenia i okoliczności sprzyjające ich powstaniu, w szczególności zagrożenia związane z działalnością przestępczą, atakami terrorystycznymi, aktami wandalizmu, wadliwym i nieprawidłowym funkcjonowaniem urzą- dzeń, zagrożenia wynikające ze społecznego odbioru stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie oraz z nie- uprawnionej 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 redun- dancji ich elementów;
7) odporność na warunki środowiskowe, w tym generowanie niechcianych i fałszywych pobudzeń.
System ochrony technicznej stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu uwzględnia:
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 nie- uprawnionej ingerencji w oprogramowanie i sprzęt komputerowy na tej stacji; Dziennik Ustaw –8– Poz. 1257
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 serwiso- wymi tych systemów;
8) konieczność zapewnienia pełnej, odpornej na przerwanie transmisji sygnałów i strumieni wideo do centrów alarmo- wych przy wykorzystaniu co najmniej dwóch różnych i niezależnych torów transmisji;
9) niebezpieczeństwo związane z pożarem, wybuchem lub innym miejscowym zagrożeniem.
Projektowanie systemu ochrony technicznej stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie oraz stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu poprzedza się przeprowadzeniem analizy zagrożeń, identyfikacją ryzyka i podatności na te zagrożenia i ryzyka oraz określeniem ich potencjalnych skutków.
Urządzenia stosowane w ramach systemu ochrony technicznej stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na lądzie lub stacji elektroenergetycznej zlokalizowanej na morzu mają wsparcie techniczne producentów przez okres nie krótszy niż 10 lat od dnia ich uruchomienia na stacji. Rozdział 5 Wymagania dla kablowej linii eksportowej służącej do wyprowadzenia mocy z morskich farm wiatrowych Oddział 1 Wymagania wspólne dla kablowej linii eksportowej na odcinku lądowym i na odcinku morskim
rozdzial
Rozdział 5 - Wymagania dla kablowej linii eksportowej służącej do wyprowadzenia mocy z morskich farm wiatrowych
§ 44-71oddzial
Oddział 1 - Wymagania wspólne dla kablowej linii eksportowej na odcinku lądowym i na odcinku morskim
1. Kablowa linia eksportowa stanowi linię elektroenergetyczną wchodzącą w skład zespołu urządzeń służących do wyprowadzenia mocy. 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 wy- konawczych 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 nieko- rzystnych 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.
Parametry kablowej linii eksportowej wyznacza się z uwzględnieniem przesyłu mocy w stanie normalnym (N-0) na poziomie 100% mocy przyłączeniowej morskiej farmy wiatrowej oraz wartości prądu zwarcia 1-fazowego i 3-fazowego, dla czasu trwania zwarcia wynoszącego co najmniej 0,6 s, nie mniejszego jednak niż wynikający z analiz zwarciowych.
Przy wyznaczaniu przekroju poprzecznego żyły roboczej kabla uwzględnia się w szczególności maksymalną temperaturę żyły roboczej nie wyższą niż 90°C z wyjątkiem zwarć o czasie trwania nie dłuższym niż 5 s, dla których mak- symalna temperatura żyły roboczej nie może przekroczyć 250°C.
Przy doborze konstrukcji kabli i osprzętu do wymaganej wytrzymałości zwarciowej jako stan początkowy wy- stępujący w kablu w chwili wystąpienia zwarcia przyjmuje się nagrzanie żyły roboczej do temperatury 90°C oraz żyły powrotnej do temperatury 80°C. Dziennik Ustaw –9– Poz. 1257
Kablową linię eksportową:
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.
Kabel i elementy osprzętu kablowego przeznaczone do zakańczania i łączenia kabla tworzą system kablowy, którego eksploatację poprzedzają zakończone wynikiem pozytywnym badania prekwalifikacyjne i badania typu potwier- dzające, że długoterminowe parametry eksploatacyjne systemu kablowego odpowiadają przewidzianemu zastosowaniu. Oddział 2 Wymagania dla kablowej linii eksportowej na odcinku morskim
Pokazano 50 z 150 paragrafów.
Kolejne części aktu będą dogrywane w miarę pracy.