### 3. Wymagania Techniczne Dla Urządzeń, Instalacji Lub Sieci 3.1. Postanowienia ogólne 1. Wymagania techniczne w zakresie przyłączania do sieci, funkcjonowania oraz zapewnienia bezpieczeństwa pracy urządzeń, instalacji lub sieci: (1) będących obiektami istniejącymi, o których mowa w § 54 rozporządzenia systemowego; (2) niewymienionych w § 5 ust. 3 rozporządzenia systemowego; określają przepisy załącznika nr 1 do rozporządzenia systemowego Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. oraz postanowienia IRiESP - Korzystanie. 2. Wymagania techniczne w zakresie przyłączania do sieci, funkcjonowania oraz zapewnienia bezpieczeństwa pracy urządzeń, instalacji lub sieci: (1) będących obiektami innymi niż istniejące, o których mowa w § 54 rozporządzenia systemowego; (2) o których mowa w § 5 ust. 3 rozporządzenia systemowego; określają przepisy rozporządzenia 2019/943, kodeksów sieci, postanowienia TCM, przepisy załącznika nr 1 do rozporządzenia systemowego oraz postanowienia IRiESP - Korzystanie. 3. Jeżeli w dacie wejścia w życie IRiESP lub zmiany IRiESP, urządzenia, instalacje lub sieci, nie spełniają wymagań, określonych w IRiESP - Korzystanie, to wymagania te, powinny zostać spełnione po przeprowadzonej modernizacji, przy czym w tym przypadku wymagania te, określone jak dla obiektów wymienionych w pkt 2., stosuje się wyłącznie w zakresie parametrów lub cech urządzeń, instalacji lub sieci objętych tą modernizacją. 4. Jeżeli ograniczenia techniczne, w tym zastosowana technologia urządzeń, instalacji lub sieci, pomimo planowanej do przeprowadzenia modernizacji, uniemożliwiają spełnienie wymagań technicznych, określonych w IRiESP - Korzystanie, to podmiot posiadający powyższe urządzenia, instalacje lub sieci, na etapie opracowywania założeń do planowanej modernizacji, przekazuje OSP opinię o braku możliwości spełnienia tych wymagań. Jeżeli OSP zgłosi uzasadnione wątpliwości dotyczące powyższej opinii, to podmiot przedkładający tę opinię ma obowiązek przedłożyć OSP opinię w tym zakresie sporządzoną przez niezależną firmę ekspercką. 5. Urządzenia, instalacje lub sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie do sieci, powinny spełniać wymagania techniczne i eksploatacyjne zapewniające: (1) bezpieczeństwo funkcjonowania systemu elektroenergetycznego; (2) zabezpieczenie systemu elektroenergetycznego przed uszkodzeniami spowodowanymi niewłaściwą pracą przyłączonych urządzeń, instalacji lub sieci; (3) zabezpieczenie przyłączonych urządzeń, instalacji lub sieci przed uszkodzeniami w przypadku awarii lub wprowadzenia przerw lub ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej; (4) dotrzymanie w miejscu przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci parametrów jakościowych energii elektrycznej; (5) możliwość dokonywania pomiarów wielkości i parametrów niezbędnych do prowadzenia ruchu sieciowego oraz rozliczeń za pobraną energię elektryczną; (6) spełnianie wymagań w zakresie ochrony środowiska, określonych w odrębnych przepisach. 6. Urządzenia, instalacje lub sieci powinny spełniać wymagania określone w ustawie Prawo energetyczne oraz odrębnych aktach prawnych, w szczególności w regulacjach: INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 74 z 255 28 lipca 2025 r. (1) zawartych w ustawie Prawo budowlane; (2) o ochronie przeciwporażeniowej; (3) o ochronie przeciwpożarowej; (4) o systemie oceny zgodności; (5) dotyczących technologii wytwarzania energii elektrycznej. 7. Przyłączenie urządzeń, instalacji lub sieci, jak również modernizacja urządzeń, instalacji lub sieci już przyłączonych, nie może powodować przekroczenia dopuszczalnych granicznych parametrów jakościowych energii elektrycznej w miejscach przyłączenia do sieci pozostałych podmiotów oraz obniżać poziomu niezawodności dostarczania energii elektrycznej. 8. Wymagania techniczne w zakresie urządzeń, instalacji lub sieci wytwórczych, odbiorczych, magazynujących, dystrybucyjnych, połączeń międzysystemowych oraz linii bezpośrednich, przyłączonych lub planowanych do przyłączenia, zawarte w IRiESP - Korzystanie, dotyczą odpowiednio odbiorców, wytwórców, posiadaczy MEE oraz obejmują: (1) MWE, w tym PPM; (2) MEE; (3) układy regulacji pierwotnej, wtórnej i trójnej; (4) systemy telekomunikacyjne; (5) układy pomiarowe energii elektrycznej; (6) systemy pomiarowo - rozliczeniowe; (7) układy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i urządzeń współpracujących; (8) systemy teleinformatyczne transmisji danych i wymiany informacji. 9. Celem umożliwienia unifikacji rozwiązań technicznych, OSP publikuje standardy techniczne OSP, które stosuje w sieci przesyłowej. 10. Wymagania techniczne dotyczące urządzeń, instalacji lub sieci, które nie są lub nie będą przyłączone do sieci zamkniętej, mogą być zmienione poprzez indywidualne ich określenie w umowach o przyłączenie, umowach o świadczenie usług dystrybucji albo umowach kompleksowych. 11. Dokonanie zmiany wymagań technicznych, o których mowa w pkt 10. wymaga uzgodnienia z OSD właściwym dla miejsca przyłączenia. 12. Postanowienia pkt 3.1. stosuje się odpowiednio do wymagań określonych w rozdziale 4. - Wymagania techniczne dla infrastruktury pomocniczej oraz wymagań określonych w rozdziale 5. - Dedykowane systemy teleinformatyczne wykorzystywane przez OSP. 3.2. Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji lub sieci odbiorców 1. Urządzenia, instalacje lub sieci odbiorców, powinny być przystosowane do wymagań określonych w NC DC oraz w szczególności w pkt 2. załącznika nr 1 do rozporządzenia systemowego, który to punkt określa obowiązki w zakresie: (1) dostosowania do warunków zwarciowych w miejscu przyłączenia; (2) dotrzymania czasów eliminacji zwarć; (3) dostosowania transformatorów do współpracy z nadrzędnymi układami regulacji napięcia w miejscu ich przyłączenia oraz do blokowania działania przełącznika zaczepów; (4) umożliwiania bezpośredniego uziemiania oraz odziemiania punktów gwiazdowych uzwojeń transformatorów, zgodnie z poleceniami wydawanymi przez OSP. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 75 z 255 28 lipca 2025 r. 2. Jeżeli do instalacji lub sieci odbiorcy, przyłączonej do sieci zamkniętej, przyłączone są: (1) MWE, to powinny one spełniać odpowiednie dla tego MWE wymagania techniczne zgodnie z pkt 3.3.; (2) MEE, to powinny one spełniać odpowiednie dla tego MEE wymagania techniczne zgodnie z pkt 3.5.; uwzględniając w typie MWE albo MEE napięcie toru wyprowadzenia mocy MWE albo MEE. 3.3. Wymagania i zalecenia techniczne dla urządzeń, instalacji lub sieci wytwórców 3.3.1. Wymagania i zalecenia techniczne dla MWE przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV lub wyższym 1. MWE przyłączony do sieci o napięciu 110 kV lub wyższym powinien posiadać zdolności techniczne odpowiednie do mocy maksymalnej MWE i napięcia w miejscu przyłączenia, zgodnie z przepisami: (1) NC RfG; (2) rozporządzenia systemowego; oraz określone w szczególności w pkt 3.3. 2. Synchroniczny MWE o mocy osiągalnej 50 MW lub wyższej, powinien być wyposażony w: (1) wyłącznik generatorowy; (2) transformator blokowy z możliwością zmiany przekładni pod obciążeniem, którego zakres regulacyjny wynosi nie mniej niż ±10% Un, przy zapewnieniu jednostkowej zmiany napięcia w granicach 1% Un, o ile OSP nie określi inaczej w warunkach przyłączenia. 3. MWE o statusie JWCD, powinien posiadać: (1) system SOWE, umożliwiający wymianę informacji niezbędnych do operacyjnego zarządzania ruchem KSE, kompatybilny z systemem SOWE OSP; (2) węzeł lokalny systemu LFC, stanowiący infrastrukturę teleinformatyczną do monitorowania i transmisji sygnałów sterujących pomiędzy regulatorem centralnym LFC, a obiektowymi układami automatycznej regulacji MWE, zgodnie ze standardami systemu LFC określonymi przez OSP i publikowanymi na stronie internetowej OSP. 4. MWE posiadający, zgodnie z NC RfG, zdolność do regulacji pierwotnej lub wtórnej, którego nie dotyczy obowiązek świadczenia usług bilansujących w zakresie mocy bilansujących, może zostać zwolniony przez OSP, na wniosek wytwórcy, z obowiązku zapewnienia dostępu do systemu LFC i systemu SOWE. 5. Rodzaje instalowanych układów regulacji napięcia, stabilizatorów systemowych dwuwejściowych oraz ich nastawy, wymagają uzgodnienia z OSP. 6. W przypadku spadku napięcia w miejscu przyłączenia poniżej 0,875 Un, MWE powinien zachować zdolność do generowania maksymalnej mocy biernej, biorąc pod uwagę warunki napięciowe, przy wykorzystaniu możliwości regulacyjnych komponentów zainstalowanych w torze wyprowadzenia mocy, w szczególności transformatorów blokowych oraz pasywnych źródeł mocy biernej. 7. W przypadku, spadku napięcia w miejscu przyłączenia poniżej 0,850 Un, wytwórca powinien podjąć działania w celu utrzymania MWE w pracy w KSE, przy wykorzystaniu dostępnych środków technicznych, w tym możliwości regulacyjnych transformatorów blokowych. W tym przypadku dopuszcza się zaniżenie generowanej mocy czynnej względem mocy maksymalnej. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 76 z 255 28 lipca 2025 r. 8. Nastawy zabezpieczeń MWE przyłączonego do sieci zamkniętej powinny być skoordynowane z nastawami zabezpieczeń w tej sieci. 9. Ograniczniki maksymalnych wartości prądu stojana i prądu wirnika synchronicznego MWE powinny spełniać następujące wymagania: (1) powinny zmniejszać zadaną wartość napięcia generatora MWE, w przypadku gdy prąd stojana lub wirnika przekroczy nastawioną wartość; (2) ogranicznik prądu stojana nie powinien zmniejszać wartości zadanej napięcia MWE, w przypadku gdy przeciążenie stojana jest spowodowane prądem pojemnościowym; (3) zakresy nastaw ograniczanych wartości prądu stojana i prądu wirnika powinny być zawarte w przedziale od 80% do 110% ich wartości znamionowych; (4) prąd stojana i prąd wirnika powinny być ograniczane z dokładnością nie mniejszą niż 5% ich wartości znamionowej, w zakresie zmian napięcia od 80% do 100% Un; (5) ogranicznik maksymalnego prądu stojana powinien być wyposażony w element zwłoczny, dopuszczający krótkotrwałe przeciążenia MWE w granicach dozwolonych w instrukcji producenta MWE, przy czym czas zwłoki powinien być zależny od wielkości przeciążenia i być krótszy od czasu działania zabezpieczenia nadmiarowo - prądowego zwłocznego MWE; (6) działanie ograniczników powinno być sygnalizowane. 10. Zaleca się, aby czasy rozruchu konwencjonalnego MWE, z wyłączeniem MWE wykorzystującego wodę do wytwarzania energii elektrycznej, wynosiły: (1) przy postoju do 8 godzin - czas rozruchu do 2 godzin; (2) przy postoju od 8 do 50 godzin - czas rozruchu do 3 godzin; (3) przy postoju powyżej 50 godzin - czas rozruchu do 5 godzin. 11. Czasy rozruchu MWE są uzgadniane z właściwym operatorem systemu, przy uwzględnieniu możliwości i ograniczeń zastosowanej technologii wytwarzania energii elektrycznej. 12. Zaleca się, aby konwencjonalny MWE, z wyłączeniem MWE wykorzystującego wodę do wytwarzania energii elektrycznej, miały możliwość pracy w zakresie co najmniej od 40% do 100% mocy maksymalnej. 13. MWE powinien być wyposażony w system podstawowy i system rezerwowy łączności dyspozytorskiej, które muszą być powiązane hierarchicznie z odpowiednimi centrami dyspozytorskimi właściwego operatora systemu. 14. Rozwiązania techniczne dotyczące punktów styku systemów łączności MWE z systemami łączności właściwego operatora systemu wymagają uzgodnienia z tym operatorem. 15. MWE powinien być dostosowany do przekazywania danych czasu rzeczywistego do systemów OSP i OSD, zgodnie z zakresem określonym w TCM - zakres wymienianych danych. 16. Podmiot posiadający MWE, na co najmniej 2 miesiące przed terminem planowanego przyłączenia, opracowuje instrukcję współdziałania służb dyspozytorskich i ruchowych oraz uzgadnia ją z właściwym operatorem systemu. 3.3.2. Testy sprawdzające parametry mocowe MWE przyłączonych do sieci OSP 1. W ramach testów zgodności przeprowadzanych w procesie przyłączania MWE do sieci, określonych przepisami NC RfG, należy dla MWE wykonać testy sprawdzające parametry mocowe: (1) w przypadku synchronicznego MWE oraz PPM, dla którego dostępność energii pierwotnej nie jest uwarunkowana warunkami pogodowymi, przeprowadza się testy mocy osiągalnej INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 77 z 255 28 lipca 2025 r. oraz mocy minimum technicznego, na podstawie której będzie wyznaczana wartość mocy maksymalnej i mocy minimalnej; (2) w przypadku PPM, dla którego dostępność energii pierwotnej jest uwarunkowana warunkami pogodowymi, przeprowadza się test potwierdzenia charakterystyki mocy generowanej w punkcie przyłączenia w funkcji energii pierwotnej. 2. W przypadku zmiany wartości mocy maksymalnej, bez zmiany wartości mocy osiągalnej, przyjęcie nowej wartości nie wymaga przeprowadzenia testów w zakresie wskazanym w pkt 1. W takim przypadku wytwórca przekazuje OSP informację o zmianie wartości mocy wraz z technicznym uzasadnieniem. 3. W przypadku zmiany wartości mocy minimalnej bez zmiany mocy minimum technicznego, nie jest wymagane przeprowadzenie testów w zakresie wskazanym w pkt 1. W takim przypadku wytwórca przekazuje OSP informację o zmianie wartości mocy wraz z technicznym uzasadnieniem. 4. W przypadku zmiany wartości mocy maksymalnej lub mocy minimalnej, która skutkuje odpowiednio zwiększeniem wartości mocy osiągalnej lub zmniejszeniem mocy minimum technicznego, wytwórca powinien przeprowadzić test sprawdzający w pełnym zakresie określonym w pkt 1., przy udziale przedstawiciela odpowiedniego operatora systemu oraz uzgodnionej z nim niezależnej firmy eksperckiej. 5. Zakres, tryb i sposób przeprowadzania testów potwierdzających spełnienie wymagań w zakresie wymaganych zdolności technicznych został określony w procedurze testowania publikowanej na stronie internetowej OSP. 3.3.3. Wymagania techniczne dla MWE w zakresie zdolności do udziału w planie obrony systemu i planie odbudowy 3.3.3.1. Zakres podmiotowy i przedmiotowy wymagań 1. Wymagania w zakresie udziału w planie obrony systemu i planie odbudowy, powinny spełniać: (1) MWE typu C i D; (2) MWE typu B, gdy określono to wymaganie w warunkach przyłączenia. 2. Wymagania zawarte w pkt 3.3.3. uzupełniają wymagania określone w NC RfG i NC ER w zakresie parametrów i funkcjonalności wymaganych dla MWE, o których mowa w pkt 1., będących SGU oraz stanowią doszczegółowienie wymagań określonych w pkt 3.4. 3. MWE będący SGU, w zakresie zdolności do udziału w planie obrony systemu i planie odbudowy powinien posiadać zdolności dotyczące odbudowy systemu określone zgodnie z NC RfG, tj. w szczególności zdolność do: (1) rozruchu autonomicznego, zgodnie z art. 15 ust. 5 lit. a NC RfG; (2) pracy wyspowej, zgodnie z art. 15 ust. 5 lit. b NC RfG; (3) pracy na potrzeby własne, jeżeli nie posiadają zdolności do szybkiej resynchronizacji, zgodnie z art. 15 ust. 5 lit. c NC RfG. 3.3.3.2. Wymagania techniczne w zakresie zdolności do rozruchu autonomicznego 1. MWE będący SGU, inny niż wskazany w pkt 5.2. 2 lit. a załącznika nr 1 do rozporządzenia systemowego, powinien posiadać zdolność do rozruchu autonomicznego, jeżeli taki obowiązek zostanie nałożony przez OSP zgodnie z art. 15 ust. 5 lit. a NC RfG. 2. Podstawowe wymagania dla MWE w zakresie rozruchu autonomicznego określono: INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 78 z 255 28 lipca 2025 r. (1) w przypadku SGU świadczących usługi na podstawie umów zawartych z OSP - w art. 15 ust. 5 lit. a NC RfG oraz TCM - warunki dla dostawcy usług w zakresie odbudowy; (2) w przypadku pozostałych SGU - w art. 15 ust. 5 lit. a NC RfG. 3. Szczegółowe wymagania dla MWE w zakresie rozruchu autonomicznego: (1) MWE, który jest zasilany gazem, pracujący w cyklu prostym oraz MWE zasilany energią wody, powinny posiadać zdolność do rozruchu autonomicznego; (2) układy regulacji MWE powinny posiadać zdolność do regulacji w trybach LFSM-O i LFSM-U, zgodnie z wymaganiami określonymi w pkt 3.3.3.3. 3. (1); (3) MWE powinien posiadać zdolność do podania napięcia na szyny rozdzielni sieciowej będące w stanie bez napięcia. 4. Automatyczna regulacja częstotliwości powinna być przystosowana do: (1) pracy na potrzeby własne podczas pracy poza siecią; (2) pracy wyspowej w układach: (a) jednomaszynowych - w których MWE stanowi jedyne źródło zasilania, (b) wielomaszynowych - w których MWE stanowi jedno z wielu źródeł zasilania. 5. Regulacja napięcia powinna być przystosowana do pracy: (1) samodzielnej; (2) w kompensacji mocy biernej podczas budowy wydzielonych ciągów rozruchowych; (3) pracy wyspowej. 6. Czas trwania rozruchu autonomicznego, liczony od otrzymania polecenia uruchomienia do zasilenia rozdzielni sieciowej, do której jest przyłączony MWE, powinien być nie dłuższy niż: (1) 15 minut - w przypadku MWE zasilanych energią wody i PPM typu FW lub PV; (2) 30 minut - w przypadku MWE składających się z turbin gazowych pracujących w cyklu prostym i PPM innych niż typu FW i PV; (3) 60 minut - w przypadku MWE składających się z turbin gazowych pracujących w cyklu kombinowanym i pozostałych synchronicznych MWE. 7. Wymagania dla MWE w zakresie ponownego podania napięcia: (1) układy nadzorujące synchronizację MWE powinny posiadać funkcjonalność pozwalającą na podanie napięcia na szyny rozdzielni sieciowej, do której przyłączony jest MWE, będące w stanie bez napięcia; (2) układy synchronizacji i zabezpieczeń MWE, powinny blokować możliwość podania napięcia lub automatycznie przełączać w tryb synchronizacji w przypadku pojawienia się napięcia na rozdzielni sieciowej, do której przyłączony jest MWE. Układy zabezpieczające opisane powyżej, powinny być odstrojone od mogących się pojawiać napięć zakłócających i szczątkowych. 8. W przypadku ponownego podania napięcia, MWE w zakresie regulacji podczas resynchronizacji, powinien posiadać zdolność do regulacji napięcia i częstotliwości, zgodnie z wymaganiami określonymi w pkt 3.3.3.3. 3.3.3.3. Wymagania techniczne w zakresie zdolności do pracy wyspowej 1. MWE typu C i D powinien posiadać zdolność do udziału w pracy wyspowej i spełniać wymogi, określone w art. 15 ust. 5 lit. b NC RfG. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 79 z 255 28 lipca 2025 r. 2. MWE powinien posiadać zdolność do pracy wyspowej w układach: (1) jednomaszynowych, w których MWE stanowi jedyne źródło zasilania; oraz (2) wielomaszynowych, w których MWE stanowi jedno z wielu źródeł zasilania. 3. MWE powinien posiadać zdolność do automatycznej koordynacji pracy urządzeń przetwarzających energię pierwotną na energię użyteczną do zasilenia urządzenia wytwarzającego energię elektryczną, podczas pracy wyspowej w celu: (1) dotrzymania kryteriów jakościowych regulacji: (a) w trybie LFSM-O (w rozumieniu art. 2 pkt 37 NC RfG, tj. trybie pracy MWE, w którym generowana moc czynna zmniejsza się w odpowiedzi na wzrost częstotliwości systemu powyżej określonej wartości), (b) w trybie LFSM-U (w rozumieniu art. 2 pkt 38 NC RfG, tj. trybie pracy MWE, w którym generowana moc czynna zwiększa się w następstwie spadku częstotliwości systemu poniżej określonej wartości); (2) zapewnienia stabilnej pracy przy skokowych zmianach obciążenia. 4. Po przejściu do pracy wyspowej należy odstąpić od realizacji wartości zadanych mocy, przekazywanych w planie BPKD poprzez system LFC lub inne systemy zadawania obciążeń prowadzone przez OSP i przejść na regulację częstotliwości LFSM z lokalnym zadawaniem mocy (podparcia/bazowej) z początkową wartością zadaną równą ostatniej wartości otrzymanej z systemu LFC. 5. MWE, od którego zgodnie z art. 15 ust. 5 lit. c NC RfG wymaga się zdolności do pracy na potrzeby własne, powinien posiadać zdolność do podania napięcia na szyny rozdzielni sieciowej będące w stanie bez napięcia. 6. Dodatkowo MWE, w zakresie automatycznej regulacji dla wzrostu i spadku częstotliwości, powinien posiadać zdolność do: (1) aktywacji trybu pracy wyspowej, automatycznie w funkcji odchyłki częstotliwości, ze zwłoką czasową lub po zidentyfikowaniu podziału sieci oraz manualnie, na polecenie właściwego operatora systemu (kryteria automatycznej aktywacji określa OSP); (2) regulacji w trybie LFSM-O, w zakresie obciążeń od mocy potrzeb własnych do mocy maksymalnej MWE; (3) regulacji w trybie LFSM-U, w zakresie obciążeń od mocy potrzeb własnych do mocy maksymalnej MWE. 7. W ramach wymagań dodatkowych, MWE w zakresie zarządzania odchyleniami częstotliwości, zarządzania rozpływami mocy czynnej oraz wsparcia systemu mocą czynną, powinien posiadać zdolność do: (1) współpracy z dyspozytorskimi systemami sterowania mocą czynną, prowadzonymi przez OSP, zgodnie z postanowieniami TCM - wykaz SGU; (2) zmiany mocy generowanej na polecenie dyspozytora właściwego operatora systemu, wydawane poprzez kanały komunikacji dyspozytorskiej. 8. W ramach wymagań dodatkowych, MWE w zakresie zarządzania odchyleniami napięcia, powinien posiadać zdolność do: (1) współpracy z dyspozytorskimi systemami sterowania napięciem, prowadzonymi przez OSP, zgodnie z postanowieniami TCM - wykaz SGU; (2) zmiany napięcia lub generowanej mocy biernej na polecenie dyspozytora właściwego operatora systemu, wydawane poprzez kanały komunikacji dyspozytorskiej; INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 80 z 255 28 lipca 2025 r. (3) zmiany przekładni napięciowej transformatorów blokowych wyposażonych w przełączniki zaczepów działające pod obciążeniem, na polecenie dyspozytora właściwego operatora systemu, wydawane poprzez kanały komunikacji dyspozytorskiej. 3.3.3.4. Testy zgodności i testy sprawdzające zdolność MWE do realizacji procedur planu obrony systemu i planu odbudowy 1. Weryfikacja zdolności MWE do udziału w planie obrony systemu i planie odbudowy odbywa się w ramach realizacji: (1) testów zgodności, w zakresie wynikającym z NC RfG i NC ER; (2) okresowych testów sprawdzających. 2. Szczegółowe wytyczne dotyczące okresowego testowania MWE będących SGU w zakresie zdolności do realizacji planu obrony systemu i planu odbudowy, zostały określone w TCM - plan testów. 3. Ramowe programy testów MWE będących SGU publikowane są na stronie internetowej OSP. 3.3.4. Wymagania dla modułów parku energii (PPM) przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV lub wyższym 3.3.4.1. Systemy sterowania PPM 1. Wytwórca powinien zapewnić zdolności w zakresie zdalnego sterowania wynikające z NC RfG oraz zmianę trybów i kryteriów regulacji PPM w czasie rzeczywistym, w szczególności w zakresie zadawania: (1) maksymalnego, dopuszczalnego obciążenia mocą czynną (zmiany mocy czynnej); (2) napięcia i mocy biernej, w pełnym zakresie dopuszczalnych obciążeń mocą bierną PPM; (3) współczynnika mocy (cos φ), w pełnym zakresie dopuszczalnych obciążeń mocą bierną PPM; (4) redukcji mocy czynnej, łącznie z całkowitym wyłączeniem PPM poprzez otwarcie wyłącznika w torze wyprowadzenia mocy PPM. Zdolności PPM w ramach systemu zdalnego sterowania, w przypadku jego awarii, powinny być możliwe do zrealizowania lokalnie z poziomu układów sterowania i regulacji PPM. 2. Zdalne sterowanie PPM, powinno być realizowane: (1) w przypadku gdy PPM jest przyłączony do sieci przesyłowej - w ramach systemu sterowania z poziomu służb dyspozytorskich OSP - ODM; (2) w przypadku gdy PPM jest przyłączony do sieci dystrybucyjnej - w ramach systemu sterowania z poziomu służb dyspozytorskich OSDp. OSP, przy wykorzystaniu infrastruktury telekomunikacyjnej (drogą telefoniczną), za pośrednictwem służb dyspozytorskich OSDp, dokonuje interwencyjnej zmiany parametrów pracy PPM przyłączonego do sieci dystrybucyjnej. 3. Niezależnie od wymogu posiadania zdolności do zdalnego zadawania maksymalnego dopuszczalnego obciążenia mocą czynną, PPM powinien być przystosowany do wyłączenia poprzez otwarcie wyłącznika w stacji elektroenergetycznej właściwego operatora systemu. 4. Wymaganie zdalnego sterowania stosuje się niezależnie od wymogu zapewnienia łączności dyspozytorskiej głosowej. 5. Procedury wykorzystania zdalnego sterowania oraz kompetencje służb dyspozytorskich określa instrukcja współdziałania służb dyspozytorskich i ruchowych w stacji elektroenergetycznej i PPM. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 81 z 255 28 lipca 2025 r. 3.3.4.2. Układy regulacji PPM 1. PPM powinien posiadać techniczną zdolność do regulacji mocy biernej w funkcji napięcia w miejscu przyłączenia, zgodnie z charakterystyką statyczną przedstawioną na Rysunku 3.3.4.2. 1. QFW [MVAr] Qmax gen Uprog2 Umax Umi n U prog1 Uz U [kV] Q max pob Rysunek 3.3.4.2. 1. Charakterystyka statyczna regulacji napięcia PPM przyłączonego do sieci WN lub NN gdzie:  maksymalna wartość mocy biernej, która może być pobierana przez Q max pob [Mvar] PPM  maksymalna wartość mocy biernej, która może być generowana przez Q max gen [Mvar] PPM  minimalna wartość napięcia regulowanego w miejscu przyłączenia Umin [kV] PPM, przy której generowana jest maksymalna moc bierna  maksymalna wartość napięcia regulowanego w miejscu przyłączenia Umax [kV] PPM, przy której pobierana jest maksymalna moc bierna  wartość napięcia regulowanego w miejscu przyłączenia PPM, poniżej Uprog1 [kV] którego generowana jest moc bierna  wartość napięcia regulowanego w miejscu przyłączenia PPM, powyżej Uprog2 [kV] którego generowana jest moc bierna 2. Należy zapewnić zdolność do zdalnej parametryzacji charakterystyki statycznej przez służby dyspozytorskie właściwego operatora systemu, w ramach systemu zdalnego sterowania. Zakresy nastawcze parametrów ustawialnych charakterystyki ustalane są indywidulanie przez właściwego operatora systemu w zależności od lokalnych warunków napięciowych sieci w miejscu przyłączenia PPM. 3. O ile właściwy operator systemu nie postanowi inaczej, charakterystyka przedstawiona na Rysunku 3.3.4.2. 1. powinna być zaimplementowana ze stałym statyzmem, tj. w przypadku zmiany dostępnej mocy biernej, w tym w wyniku zmiany generacji mocy czynnej, nachylenie charakterystyki statycznej nie powinno ulec zmianie. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 82 z 255 28 lipca 2025 r. 4. W przypadku gdy PPM nie generuje mocy czynnej, powinien mieć zdolność do kompensowania reaktancji toru wyprowadzenia mocy poprzez utrzymywanie domyślnej wartości cos φ = 1. 5. Podczas pracy swobodnej PPM, tj. bez ograniczania generacji przez właściwego operatora systemu, w trakcie uruchomień i odstawień PPM, średni gradient zmiany mocy czynnej PPM nie powinien przekraczać 10% mocy maksymalnej tego PPM na minutę. 3.3.4.3. Wymagania w zakresie estymowania mocy 1. PPM typu FW lub PV o statusie JWCD powinien posiadać system do wyznaczania w sposób ciągły w czasie rzeczywistym szacowanej wartości mocy czynnej możliwej do generacji przez jednostkę grafikową źródeł wiatrowych i fotowoltaicznych (JGZ), przy uwzględnieniu bieżącej dostępności energii promieniowania słonecznego lub wiatru oraz warunków eksploatacyjnych tego PPM (dalej „estymata”). 2. System do wyznaczania estymaty jest podstawą do wyznaczania mocy bazowej będącej punktem odniesienia dla określenia zakresów i aktywacji regulacji pierwotnej, wtórnej i trójnej. 3. Estymata powinna być wyznaczana: (1) w miejscu przyłączenia PPM (wartość netto); (2) z rozdzielczością 1 - 2 sekundową lub mniejszą; (3) z dokładnością nie gorszą niż 1,5% mocy maksymalnej; (4) w sposób ciągły, w czasie rzeczywistym. 3.4. Wymagania dla obiektów istotnych z punktu widzenia planu obrony systemu i planu odbudowy 1. Wymagania techniczne dla: (1) obiektów istotnych dla planu obrony systemu i planu odbudowy, tj. MWE: (a) o mocy 50 MW lub wyższej, do których nie mają zastosowania wymagania określone w NC RfG, (b) będących MWE typu C i D, do których mają zastosowanie wymagania określone w NC RfG; (2) dostawców usług w zakresie odbudowy, podlegają uzgodnieniu z OSP i zatwierdzeniu przez Prezesa URE (TCM - wykaz SGU). TCM - wykaz SGU podlega udostępnieniu znaczącym użytkownikom sieci (SGU) i dostawcom usług w zakresie odbudowy, w zakresie ich dotyczącym. 2. Służby dyspozytorskie lub ruchowe SGU i dostawców usług w zakresie odbudowy powinny być wyposażone w systemy łączności głosowej posiadające zdolność do realizacji łączności głosowej z centrum dyspozytorskim właściwego operatora systemu. System realizacji tej łączności głosowej powinien spełniać wymagania techniczne opracowane przez OSP na podstawie NC ER i publikowane na stronie internetowej OSP, zapewniające komunikację przez co najmniej 24 godziny po wystąpieniu stanu zaniku napięcia na rozdzielni zasilającej potrzeby własne obiektu będącego w posiadaniu SGU lub dostawcy usług w zakresie odbudowy. 3. SGU i dostawca usług w zakresie odbudowy może powierzyć sterowanie swoim obiektem innemu podmiotowi posiadającemu zdolność do realizacji łączności głosowej, spełniającej wymagania, o których mowa w pkt 2. i w takim przypadku SGU i dostawca usług w zakresie odbudowy odpowiedzialny jest za działania i zaniechania tego innego podmiotu, któremu powierzył sterowanie obiektem, jak za własne działanie lub zaniechanie. 4. Obiekty istotne dla planu odbudowy, w szczególności rozdzielnie, o których mowa w pkt 5. i 6., zawiera wykaz opracowany przez OSP zgodnie z art. 23 ust. 4 lit. e NC ER i stanowiący element INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 83 z 255 28 lipca 2025 r. planu odbudowy, podlegający zgłoszeniu do Prezesa URE, zgodnie z art. 4 ust. 5 NC ER. Wykaz ten jest aktualizowany przez OSP podczas cyklicznego przeglądu planu odbudowy, prowadzanego zgodnie z art. 51 NC ER. 5. Rozdzielnie planowane do przyłączenia do sieci 400, 220 i 110 kV uznaje się za obiekty istotne dla planu odbudowy. Po przeprowadzeniu testów odbiorowych takiej rozdzielni podlega ona zgłoszeniu przez jej właściciela do OSP: (1) bezpośrednio - w przypadku rozdzielni przyłączanych do sieci przesyłowej; (2) przez OSDp - w przypadku rozdzielni przyłączanych do sieci tego OSDp; (3) przez OSDn za pośrednictwem OSDp, zgodnie z pkt 1.4. 12. IRiESP - Wprowadzenie - w przypadku rozdzielni nieposiadających bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową lub z siecią OSDp. OSP uwzględnia rozdzielnię w wykazie, o którym mowa w pkt 4. Po dokonaniu zgłoszenia do Prezesa URE zmian w planie odbudowy w zakresie aktualizacji wykazu, OSP informuje OSDp o aktualizacji tego wykazu, a w przypadku rozdzielni przyłączonych do sieci przesyłowej informuje właściciela tej rozdzielni. OSDp informuje właściwego, ze względu na miejsce przyłączenia tej rozdzielni, operatora systemu, a operator ten informuje właściciela rozdzielni o wprowadzeniu jej do wykazu. 6. Rozdzielnia istniejąca, do której planowane jest przyłączenie MWE typu D o mocy większej niż 10 MW i mniejszej niż 50 MW, powinna zostać, przy udziale OSP, poddana ocenie OSDp, na którego obszarze działania znajduje się ta rozdzielnia, pod kątem jej znaczenia dla planu odbudowy. W przypadku uznania jej za obiekt istotny dla planu odbudowy właściciel rozdzielni dokonuje jej zgłoszenia do OSP w sposób określony w pkt 5. Rozdzielnię istniejącą, do której planowane jest przyłączenie MWE typu D o mocy 50 MW lub wyższej uznaje się za istotną dla planu odbudowy. Właściciel rozdzielni dokonuje jej zgłoszenia do OSP w sposób określony w pkt 5. OSP uwzględnia powyższe rozdzielnie w wykazie, o którym mowa w pkt 4. i zgłasza do Prezesa URE zmiany w planie odbudowy w zakresie aktualizacji wykazu. Właściwy operator systemu informuje właściciela rozdzielni istniejącej, o wprowadzeniu jego obiektu do wykazu i konieczności dostosowania go do wymogów technicznych w okresie do 5 lat od daty zgłoszenia do Prezesa URE. 7. Rozdzielnie uznane za istotne dla planu odbudowy powinny posiadać autonomiczne zasilanie rezerwowe, zapewniające prawidłowe jej działanie przez co najmniej 24 godziny po zaniku zasilania podstawowego potrzeb własnych tej rozdzielni. 8. Podstawowe wymagania techniczne dla rozdzielni istotnych dla planu odbudowy, po zaniku zasilania podstawowego potrzeb własnych tych rozdzielni, obejmują w szczególności zdolność do: (1) sterowania zdalnego lub przez stałą obsługę obiektu, wyłącznikami w: (a) rozdzielni 400, 220 i 110 kV, (b) w polach SN, zapewniających prawidłowe funkcjonowanie rozdzielni, w tym zasilanie, pracę sprzęgła, dokonywanie pomiarów, w zakresie wykonywania co najmniej trzech operacji łączeniowych „wyłącz - załącz”; (2) wykonania zdalnego lub przez stałą obsługę obiektu, co najmniej jednej operacji łączeniowej „wyłącz” wszystkimi wyłącznikami w polach liniowych SN; INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 84 z 255 28 lipca 2025 r. (3) podania zdalnego lub przez stałą obsługę obiektu, napięcia od strony WN do pola potrzeb własnych SN; (4) przesyłania sygnałów sterowania oraz danych pomiarowych pomiędzy rozdzielnią a centrami dyspozytorskimi właściwego operatora systemu; (5) realizacji łączności głosowej pomiędzy rozdzielnią a centrami dyspozytorskim właściwego operatora systemu. 9. Jeżeli rozdzielnia ujęta w wykazie, o którym mowa w pkt 4., korzysta z infrastruktury zewnętrznej innych obiektów, to obiekty te, w zakresie obsługującym rozdzielnię ujętą w wykazie, powinny zapewniać podtrzymanie zdolności telekomunikacyjnych i sterowniczych przez co najmniej 24 godziny po zaniku zasilania podstawowego tych obiektów. 3.5. Wymagania dla MEE przyłączonych przez układy energoelektroniczne do sieci o napięciu 110 kV lub wyższym 3.5.1. Sterowanie MEE 1. W ramach systemu sterowania właściwego operatora systemu, posiadacz MEE powinien zapewnić, w czasie rzeczywistym, zdolność do: (1) zmiany generacji i poboru mocy czynnej w pełnym zakresie dopuszczalnych obciążeń; (2) zmiany generacji mocy biernej MEE w pełnym zakresie dopuszczalnych obciążeń; (3) zmiany trybów i kryteriów regulacji MEE; (4) wyłączenia MEE poprzez otwarcie wyłącznika w torze wyprowadzenia mocy MEE. 2. Niezależnie od wymogu zdolności do zdalnego zadawania maksymalnego dopuszczalnego obciążenia mocą czynną, MEE powinien być przystosowany do jego wyłączania poprzez otwarcie wyłącznika w stacji elektroenergetycznej właściwego operatora systemu. 3. Wymaganie zdalnego sterowania, o którym mowa w pkt 1., stosuje się niezależnie od wymogu zapewnienia dyspozytorskiej łączności głosowej. 4. Procedury zdalnego sterowania MEE przez operatora systemu oraz kompetencje służb dyspozytorskich i ruchowych określa właściwy operator systemu w instrukcji współdziałania służb dyspozytorskich i ruchowych w stacji elektroenergetycznej i MEE. 5. Niezależnie od zdolności MEE do zdalnego sterowania, posiadacz MEE powinien zapewnić realizację funkcji sterowania lokalnie z poziomu układu regulacji mocy czynnej MEE, o którym mowa w pkt 3.5.2. oraz mocy biernej MEE, o którym mowa w pkt 3.5.3. 6. Zdalne sterowanie MEE powinno być realizowane: (1) w przypadku gdy MEE jest przyłączony do sieci przesyłowej, wymagane funkcje zdalnego sterowania powinny być realizowane w ramach systemu sterowania z poziomu służb dyspozytorskich OSP - ODM; (2) w przypadku gdy MEE jest przyłączony do sieci dystrybucyjnej, wymagane funkcje zdalnego sterowania powinny być realizowane w ramach systemu sterowania z poziomu służb dyspozytorskich OSD. OSP, przy wykorzystaniu infrastruktury telekomunikacyjnej (drogą telefoniczną), za pośrednictwem służb dyspozytorskich OSD, dokonuje interwencyjnej zmiany parametrów pracy MEE przyłączonego do sieci OSD. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 85 z 255 28 lipca 2025 r. 3.5.2. Regulacja mocy czynnej MEE 1. Układ regulacji mocy czynnej MEE powinien posiadać zdolność do zmiany nastawy gradientu redukcji i naboru mocy w zakresie co najmniej od 10% do 100% mocy maksymalnej MEE na minutę. 2. Podczas pracy swobodnej MEE, tj. bez wprowadzonych ograniczeń we wprowadzaniu lub poborze energii elektrycznej przez właściwego operatora systemu, średni gradient zmiany mocy czynnej MEE nie powinien przekraczać 10% mocy maksymalnej tego MEE na minutę. 3. W przypadku poleceń interwencyjnych zadawanych przez służby dyspozytorskie właściwego operatora systemu, zmiana mocy czynnej powinna być realizowana z gradientem 100% mocy maksymalnej MEE na minutę w trybie ładowania oraz rozładowania. 3.5.3. Zdolność MEE do generacji i poboru mocy biernej 1. MEE, w trybie ładowania oraz rozładowania, powinien posiadać zdolność do generacji i poboru mocy biernej w miejscu przyłączenia, zgodnie z zakresem określonym na Rysunku 3.5.3. 1. -0,33; 1 0,33; 1 Ładowanie / Rozładowanie -0,436; 0,9 0,436; 0,9 Pobór Generacja Rysunek 3.5.3. 1. Wymagane minimalne granice profilu P-Q/Pmax MEE przyłączonego do sieci o napięciu 110 kV lub wyższym (wyrażone w jednostkach względnych) gdzie: Q/Pmax  stosunek mocy biernej (Q) do mocy maksymalnej (Pmax) Pmax  moc maksymalna rozładowania albo ładowania w zależności od trybu pracy MEE 2. MEE powinien posiadać techniczną zdolność do regulacji mocy biernej w funkcji napięcia w miejscu przyłączenia, zgodnie z charakterystyką statyczną określoną na Rysunku 3.5.3. 2. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 86 z 255 28 lipca 2025 r. QFW [MVAr] Qmax gen Uprog2 Umax Umi n U prog1 Uz U [kV] Q max pob Rysunek 3.5.3. 2. Charakterystyka statyczna regulacji napięcia MEE przyłączonego do sieci WN lub NN gdzie: zakres nastawczy parametru ustawialnego, w zależności od poziomu symbol  opis napięcia w punkcie przyłączenia 110 kV 220 kV 400 kV Q max pob maksymalna wartość mocy nie  biernej, która może być nie dotyczy nie dotyczy [Mvar] dotyczy pobierana przez MEE Q max gen maksymalna wartość mocy nie  biernej, która może być nie dotyczy nie dotyczy [Mvar] dotyczy generowana przez MEE minimalna wartość napięcia w Umin miejscu przyłączenia MEE, przy  99 - 122,98 200 - 245 360 - 440 [kV] której generowana jest maksymalna moc bierna maksymalna wartość napięcia w Umax miejscu przyłączenia MEE, przy  99 - 122,98 200 - 245 360 - 440 [kV] której pobierana jest maksymalna moc bierna wartość napięcia w miejscu Uprog1 przyłączenia MEE, poniżej  - - - [kV] którego generowana jest moc bierna wartość napięcia w miejscu Uprog2 przyłączenia MEE, powyżej  - - - [kV] którego generowana jest moc bierna INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 87 z 255 28 lipca 2025 r. 3. Wytwórca powinien zapewnić zdolność do zdalnej parametryzacji charakterystyki statycznej przez służby dyspozytorskie właściwego operatora systemu w ramach systemu zdalnego sterowania. Zakresy nastawcze parametrów ustawialnych charakterystyki ustalane są indywidulanie przez właściwego operatora systemu w zależności od lokalnych warunków napięciowych sieci w miejscu przyłączenia MEE. 4. O ile właściwy operator systemu nie postanowi inaczej, charakterystyka określona na Rysunku 3.5.3. 2. powinna być zaimplementowana ze stałym statyzmem, tj. w przypadku zmiany dostępnej mocy biernej, w tym w wyniku zmiany generacji mocy czynnej, nachylenie charakterystyki statycznej nie powinno ulec zmianie. 3.5.4. Systemy głosowej łączności dyspozytorskiej z MEE 1. MEE powinien być wyposażony w systemy podstawowy i rezerwowy łączności dyspozytorskiej, które powinny być powiązane hierarchicznie z odpowiednimi centrami dyspozytorskimi właściwego operatora systemu. 2. Rozwiązania techniczne dotyczące punktów styku systemów łączności MEE z systemami łączności operatora systemu wymagają uzgodnienia z tym operatorem. 3.5.5. Wymagania dla MEE w zakresie zdolności do udziału w planie obrony systemu i planie odbudowy 1. MEE powinien mieć zdolność do: (1) rozruchu autonomicznego, a czas jego trwania liczony od otrzymania polecenia uruchomienia do zasilenia rozdzielni sieciowej, do której jest przyłączony MEE, powinien być nie dłuższy niż 15 minut; (2) podania napięcia na będące w stanie bez napięcia szyny rozdzielni sieciowej, do której przyłączony jest MEE.