3WP7-3

1

Aleksander Klupa

Instytut Nafty i Gazu - Kraków

Normy PN - EN

Prace Komitetu Technicznego nr 277

Wprowadzenie

Polska wstępując do Unii Europejskiej podjęła szereg działań dostosowawczych

w aspekcie przyszłego powiązania systemów gazowniczych. Obejmują one głównie wdrażanie do

praktyki przemysłowej standardów i procedur stosowanych w krajach Unii w zakresie projektowania,

budowy i użytkowania sieci gazowych. Głównym celem tych działań jest zapewnienie trwałości

i integralności sieci gazowych, a co się z tym wiąże poprawa bezpieczeństwa publicznego

i ekologicznego oraz osiągnięcie wysokiego poziomu bezpieczeństwa energetycznego.

Istotną rolę w tych działaniach odgrywa normalizacja i system oceny zgodności wyrobów

i usług. Jednym z podstawowych praw konsumenta jest obecnie ochrona przed produktami,

które mogą stwarzać zagrożenie dla życia, zdrowia i środowiska naturalnego.

Prawo to wymusza na producentach i usługodawcach przestrzeganie norm chroniących

konsumentów przed wyrobami lub usługami nie spełniającymi tego wymogu.

Definicja normy wg PN-EN 45020:2000 brzmi następująco:

"Dokument przyjęty na zasadzie konsensu i zatwierdzony przez upoważnioną jednostkę organizacyjną

ustalający - do powszechnego i wielokrotnego stosowania - zasady, wytyczne lub charakterystyki

odnoszące się do różnych rodzajów działalności lub ich wyników i zmierzający do uzyskania

optymalnego stopnia uporządkowania w określonym zakresie. Zaleca się, aby normy były oparte na

osiągnięciach zarówno nauki, techniki, jak i praktyki oraz miały na celu uzyskanie optymalnych

korzyści społecznych."

W krajach Unii Europejskiej przemysł gazowniczy działa na zasadzie pomocniczości (subsidiarity) ,

co oznacza:

 tak dużo kontroli własnej ile to jest możliwe,

 tyle kontroli państwowej na ile jest to konieczne.

2

Najlepiej zasada ta znajduje odbicie w podejściu do norm i przepisów technicznych. Są one

wprowadzane nie drogą nakazów rządowych, lecz wynikają zwykle z know - how specjalistów

i ekspertów pracujących w krajowych lub międzynarodowych komisjach normalizacyjnych.

W większości krajów, normy i przepisy techniczne są wykorzystywane w fazie projektowania

i budowy rurociągów, przy wyborze materiałów i wyposażenia oraz przy doborze metod realizacji

obiektów.

Wprowadzane w ostatnim okresie w Polsce normy dotyczące gazownictwa oparte

o normalizację europejską, oprócz aspektu polegającego na ułatwieniu przepływu wyrobów

i usług pomiędzy Polską a pozostałymi krajami UE, dają jeszcze jeden efekt, a mianowicie

powodują znaczące zwiększenie wymagań zarówno w odniesieniu do funkcjonowania sieci

gazowych w całości, jak również odnośnie poszczególnych elementów (normy wyrobów).

Działalność normalizacyjna Komitetu Technicznego nr 277 ds. Gazownictwa

Prace KT nr 277 obejmują następujący zakres tematyczny:

Systemy przesyłania i rozprowadzania gazu ziemnego, obiekty technologiczne (magazyny, tłocznie,

stacje gazowe), ocena jakości gazu ziemnego, odbiorniki gazowe (ogrzewacze, kotły,

podgrzewacze, kuchnie, suszarki, zmywarki, promienniki wraz z ich wyposażeniem i armaturą),

gazowy sprzęt turystyczny ( z wyłączeniem butli) oraz systemy łączności przyrządów pomiarowych

i zdalne odczytywanie wyników pomiarów.

Struktura KT nr 277:

W ramach KT nr 277 działają następujące podkomitety:

Podkomitet ds. Przesyłania Paliwa Gazowego

Podkomitet ds.Użytkowania Gazu

Podkomitet ds.Pomiarów i Jakości Paliwa Gazowego

Zakres współpracy krajowej na etapie programowania prac i opiniowania dokumentów obejmuje

następujące instytucje:

Ministerstwo Gospodarki i Pracy

Ministerstwo Infrastruktury

Ministerstwo Środowiska

3WP7-3

3

Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów

Współpraca z PKN:

Zespół Mechaniki, ul. Świętokrzyska 14 B, 00 - 950 Warszawa

Działalność Podkomitetu ds. Przesyłania Paliwa Gazowego

Działalność normalizacyjna w tym obszarze obejmuje głównie wprowadzanie norm europejskich do

zbioru Polskich Norm. Wymagania funkcjonalne odnośnie sieci gazowych oraz wymagania

odnośnie ich elementów, umożliwiające spełnienie wymagań podstawowych są zawarte w normach

europejskich, w większości ustanowionych jako PN-EN. Normy te pokrywają praktycznie cały

obszar związany z projektowaniem, budową i użytkowaniem gazociągów. Do najważniejszych

norm funkcjonalnych wykorzystywanych w obszarze przesyłania i dystrybucji gazu ziemnego

można zaliczyć następujące:

PN-EN 12007- 1 Systemy dostawy gazu - Gazociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym do 16 bar

włącznie - Część 1: Ogólne zalecenia funkcjonalne

PN-EN 12007- 2 Systemy dostawy gazu - Gazociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym do 16 bar

włącznie - Część 2: Szczególne zalecenia funkcjonalne dotyczące polietylenu (MOP do 10 bar

włącznie)

PN-EN 12007- 3 Systemy dostawy gazu - Gazociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym do 16 bar

włącznie - Część 3: Szczególne zalecenia funkcjonalne dotyczące stali

PN-EN 12007- 4 Systemy dostawy gazu - Gazociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym do 16

bar włącznie - Część 4: Szczególne zalecenia funkcjonalne dotyczące renowacji

PN-EN 12186 Systemy dostawy gazu - Stacje redukcyjne ciśnienia stosowane

w sieciach przesyłowych i rozdzielczych - Wymagania funkcjonalne

PN-EN 12583 Systemy dostawy gazu -Tłocznie- Wymagania funkcjonalne

PN-EN 12261 Gazomierze - Gazomierze rotorowe

PN-EN 12480 Gazomierze - Gazomierze turbinowe

PN-EN 12279 Systemy dostawy gazu - Stacje redukcyjne na przyłączach- Wymagania funkcjonalne

PN-EN 1776 Systemy dostawy gazu - Stacje pomiarowe gazu ziemnego - Wymagania

funkcjonalne

PN-EN 12732 Systemy dostawy gazu - Spawanie rurociągów stalowych - Wymagania

funkcjonalne

PN-EN 12327Systemy dostawy gazu - Procedury próby ciśnieniowej, uruchamiania

i unieruchamiania - Wymagania funkcjonalne

4

Wymienione normy zostały już ustanowione jako PN, lub znajdują się w końcowej fazie procedury

wdrażania. W planie prac KT 277 na rok 2005, znajdują się następujące normy:

PN-EN 1594 Systemy dostawy gazu - Rurociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym powyżej 16

bar - Wymagania funkcjonalne

PN-EN 12405 Gazomierze - Elektroniczne przeliczniki objętości gazu

PN-EN 1775 Dostawa gazu. Przewody gazowe dla budynków- Maksymalne ciśnienie

robocze ≤ 5bar. Zalecenia funkcjonalne

W procesie oceny zgodności wykorzystuje się natomiast normy wyrobów. Do najważniejszych

z nich, odnoszących się do elementów sieci gazowych można zaliczyć:

PN-EN 10208-1 Rury stalowe przewodowe dla mediów palnych. Rury o klasie wymagań A

PN-EN 10208-2 Rury stalowe przewodowe dla mediów palnych. Rury o klasie wymagań B

PN-EN 331 Kurki kulowe i kurki stożkowe z zamkniętym dnem, sterowane ręcznie, przeznaczone do

instalacji gazowych budynków

PN-EN 334 Reduktory ciśnienia gazu dla ciśnień wejściowych do 100 bar

PN-EN 13774 Armatura do instalacji dystrybucji gazu na maksymalne ciśnienie robocze mniejsze

lub równe 16 bar- Wymagania eksploatacyjne

PN-EN 14382 Urządzenia bezpieczeństwa dla stacji i instalacji redukcji gazu - Zawory

szybkozamykające dla ciśnień wejściowych do 100 bar

Działalność Podkomitetu ds. Użytkowania Gazu

Obszar użytkowania gazu stanowi znaczący udział w pracach KT nr 277. Do najważniejszych norm

europejskich z tego zakresu ustanowionych jako Polskie Normy lub znajdujących się w fazie

opracowywania należą:

PN-EN 297/A6 Kotły centralnego ogrzewania opalane gazem- Kotły B11 i B11BS z palnikami

atmosferycznymi

PN-EN 30-1-1 Domowe urządzenia do gotowania i pieczenia spalające gaz- Część 1-1

Bezpieczeństwo-postanowienia ogólne

PN-EN 30-1-1 Domowe urządzenia do gotowania i pieczenia spalające gaz- Część 2-1 Racjonalne

zużycie energii

PN-EN 26 Przepływowe ogrzewacze wody opalane gazem do wytwarzania gorącej wody użytku

domowego, wyposażone w palniki atmosferyczne

3WP7-3

5

PN-EN 483 Kotły centralnego ogrzewania opalane gazem- kotły typu C o znamionowym

obciążeniu cieplnym nie większym niż 70 kW

PN-EN 625 Kotły centralnego ogrzewania opalane gazem- Szczególne wymagania dotyczące

kotłów dwufunkcyjnych

PN-EN 677 Kotły centralnego ogrzewania opalane gazem- Szczególne wymagania dotyczące

kotłów kondensacyjnych

PN-EN 449 Wymagania dotyczące specjalizowanych urządzeń zasilanych skroplonymi gazami

węglowodorowymi C3- C4- Domowe ogrzewacze pomieszczeń bez odprowadzania spalin

PN-EN 89 Akumulacyjne ogrzewacze wody opalane gazem, do wytwarzania gorącej wody użytku

domowego

PN-EN 298 Automatyczne układy sterowania do palników gazowych i urządzeń spalających gaz

z wentylatorami wspomagającymi lub bez nich

PN-EN 676 Automatyczne palniki z wymuszonym nadmuchem do celów gazowych

PN-EN 161 Automatyczne zawory odcinające do palników i urządzeń gazowych

Działalność Podkomitetu ds. Pomiarów i Jakości Paliwa Gazowego

Termin „paliwa gazowe” obejmuje gaz miejski, gaz koksowniczy, inne gazy palne wytwarzane

metodami przemysłowymi, gazy ziemne , a nawet gazy węglowodorowe skroplone C3 - C4 oraz

mieszaniny skroplonych gazów węglowodorowych z powietrzem.

Handel ogromnymi ilościami gazu ziemnego oraz konieczność jego przesyłania na znaczne

odległości spowodował rozwój działalności normalizacyjnej w zakresie oceny jego jakości

(zwłaszcza wartości kalorycznej). Prace normalizacyjne z tego zakresu podjął Komitet Techniczny

ISO/TC 193 „Gaz ziemny”. Obecnie, dzięki umowie zwanej porozumieniem wiedeńskim, normy

opracowane w Komitecie Technicznym ISO/TC 193 są stopniowo wprowadzane do zbioru norm

europejskich (jako EN- ISO) i następnie w Polsce do zbioru norm krajowych jako PN-EN-ISO.

Obszar tematyczny, w którym skupia się działalność Komitetu Technicznego ISO/TC 193 „Gaz

ziemny” oraz opracowującego normy komplementarne Komitetu Technicznego ISO/TC 158

„Analiza gazów”, został przez Polski Komitet Normalizacyjny przypisany do Komitetu

Technicznego nr 277 ds. Gazownictwa, a w szczególności do Podkomitetu ds. Pomiarów i Jakości

Paliwa Gazowego, w części dotyczącej pomiarów ilości gazu zużywanego przez gospodarstwa

domowe oraz oceny jakości gazów ziemnych.

Ważniejsze opracowania Podkomitetu zrealizowane w ostatnim okresie oraz będące przedmiotem

prac w roku 2005, obejmują następujące normy:

6

PN-ISO 6570 Gaz ziemny - Oznaczanie potencjalnej zawartości cieczy węglowodorowej

PN-ISO 14532 Gaz ziemny - Terminologia

PN-ISO 15403 Gaz ziemny - Określenie jakości gazu stosowanego jako sprężone paliwo do

silników samochodowych

PN-ISO 6141 Analiza gazu - Wymagania dotyczące certyfikatów gazów wzorcowych i mieszanin

gazowych

PN-ISO 6974-6 Gaz ziemny. Oznaczanie składu metodą chromatografii gazowej z oszacowaniem

niepewności

PN-ISO 6978-1 Gaz ziemny - Oznaczanie rtęci- Część 1: Pobieranie próbek rtęci chemisorpcją na

jodzie

PN-ISO 14912 Analiza gazów - Sposoby określania składu

Najważniejszym dokumentem normalizacyjnym na poziomie międzynarodowym, dotyczącym

sposobu określania jakości gazów ziemnych jest norma ISO 13686:1988 „Natural gas - Quality

designation”(Gaz ziemny. Sposób określania jakości). Opierając się na niej opracowano Polską

Normę PN-C - 04751 „Gaz ziemny. Ocena jakości”, która wchodzi w skład zestawu powiązanych

tematycznie norm, który oprócz niej obejmuje:

PN-C-04750 „Paliwa gazowe. Klasyfikacja, oznaczenia i wymagania”

PN-C-04752 „Gaz ziemny. Jakość gazu w sieci przesyłowej”

PN-C-04753 „Gaz ziemny. Jakość gazu dostarczanego odbiorcom z sieci rozdzielczej”

Jak wynika z zaprezentowanego obszaru działania KT nr 277, międzynarodowe dokumenty

normalizacyjne wdrażane jako Polskie Normy, służą postępującej harmonizacji technicznej

pomiędzy krajami Unii Europejskiej. Dostosowanie wymagań technicznych oraz systemów oceny

zgodności jest uznawane przez stronę wspólnotową za niezbędny czynnik warunkujący swobodny

przepływ towarów i usług.

Podkomitet ds. Przesyłu Gazu
1.	PN-EN 334:2008	Reduktory ciśnienia gazu dla ciśnień wejściowych do 100 bar
2.	PN-EN 1594:2006	Systemy dostawy gazu - Rurociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym powyżej 16 bar - Wymagania funkcjonalne
3.	PN-EN 1775:2001	Dostawa gazu. Przewody gazowe dla budynków. Maksymalne ciśnienie robocze ≤ 5 bar. Zalecenia funkcjonalne
4.	PN-EN 1776:2002	Systemy dostawy gazu. Stacje pomiarowe gazu ziemnego. Wymagania funkcjonalne
5.	PN-EN 12007-1:2004	Systemy dostawy gazu. Rurociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym do 16 bar włącznie. Część 1: Ogólne zalecenia funkcjonalne
6.	PN-EN 12007-2:2004	Systemy dostawy gazu. Rurociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym do 16 bar włącznie. Część 2: Szczegółowe zalecenia funkcjonalne dotyczące polietylenu (MOP do 10 bar włącznie)
7.	PN-EN 12007-3:2004	Systemy dostawy gazu. Rurociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym do 16 bar włącznie. Część 3: Szczegółowe zalecenia funkcjonalne dotyczące stali
8.	PN-EN 12007-4:2004	Systemy dostawy gazu. Rurociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym do 16 bar włącznie. Część 4: Szczegółowe zalecenia funkcjonalne dotyczące renowacji
9.	PN-EN 12186:2004	Systemy dostawy gazu. Stacje redukcji ciśnienia gazu w przesyle i dystrybucji. Wymagania funkcjonalne
10.	PN-EN 12261:2005	Gazomierze. Gazomierze turbinowe
11.	PN-EN 12279:2004	Systemy dostawy gazu. Instalacje redukcji ciśnienia gazu na przyłączach. Wymagania funkcjonalne
12.	PN-EN 12327:2004	Systemy dostawy gazu. Procedury próby ciśnieniowej, uruchamiania i unieruchamiania. Wymagania funkcjonalne
13.	PN-EN 12405-1:2007	Gazomierze - Przeliczniki - Część 1: Przeliczanie objętości
14.	PN-EN 12480:2005	Gazomierze. Gazomierze rotorowe
15.	PN-EN 12583:2005	Systemy dostawy gazu. Tłocznie. Wymagania funkcjonalne
16.	PN-EN 12732:2004	Systemy dostawy gazu. Spawanie stalowych układów rurowych. Wymagania funkcjonalne
17.	PN-EN 14382:2008	Urządzenia zabezpieczające dla stacji redukcji ciśnienia gazu i instalacji - Gazowe zabezpieczające urządzenia zamykające dla ciśnień wejściowych do 100 bar
18.	PN-M-34507:2002	Instalacja gazowa. Kontrola okresowa

 

Podkomitet ds. Oceny Jakości Paliw Gazowych
1.	PN-EN 1359:2004	Gazomierze. Gazomierze miechowe
2.	PN-EN ISO 6326-3:2005	Gaz ziemny. Oznaczanie związków siarki. Część 3: Oznaczanie siarkowodoru, siarki tiolowej i siarki w postaci tlenku siarczku węgla metodą potencjometryczną
3.	PN-EN ISO 6326-5:2005	Gaz ziemny. Oznaczanie związków siarki. Część 5: Metoda spalania Lingenera
4.	PN-EN ISO 6570:2006	Gaz ziemny. Oznaczanie zawartości potencjalnej cieczy węglowodorowej. Metody wagowe
5.	PN-EN ISO 6974-1:2006	Gaz ziemny. Oznaczanie składu metodą chromatografii gazowej z oszacowaniem niepewności. Część 1: Wytyczne do analizy podstawowej
6.	PN-EN ISO 6974-2:2006	Gaz ziemny. Oznaczanie składu metodą chromatografii gazowej z oszacowaniem niepewności. Część 2: Charakterystyki układu pomiarowego i statystyczne opracowanie wyników
7.	PN-EN ISO 6974-3:2006	Gaz ziemny. Oznaczanie składu metodą chromatografii gazowej z oszacowaniem niepewności. Część 3: Oznaczanie wodoru, helu, tlenu, azotu, ditlenku węgla i węglowodorów do C8 z zastosowaniem dwóch kolumn pakowanych
8.	PN-EN ISO 6974-4:2006	Gaz ziemny. Oznaczanie składu metodą chromatografii gazowej z oszacowaniem niepewności. Część 4: Oznaczanie azotu, ditlenku węgla i węglowodorów od C1 do C5 oraz C6+ z zastosowaniem laboratoryjnego albo procesowego układu pomiarowego z dwiema kolumnami
9.	PN-EN ISO 6974-5:2006	Gaz ziemny. Oznaczanie składu metodą chromatografii gazowej z oszacowaniem niepewności. Część 5: Oznaczanie azotu, ditlenku węgla i węglowodorów od C1 do C5 oraz C6+ z zastosowaniem laboratoryjnego albo procesowego układu pomiarowego z trzema kolumnami
10.	PN-EN ISO 6974-6:2006	Gaz ziemny. Oznaczanie składu metodą chromatografii gazowej z oszacowaniem niepewności. Część 6: Oznaczanie wodoru, helu, tlenu, azotu, ditlenku węgla i węglowodorów od C1 do C8 z zastosowaniem trzech kolumn kapilarnych
11.	PN-EN ISO 6978-1:2007	Gaz ziemny - Oznaczanie rtęci - Część 1: Pobieranie próbek rtęci metodą chemisorpcji na jodzie
12.	PN-EN ISO 6978-2:2007	Gaz ziemny - Oznaczanie rtęci - Część 2: Pobieranie próbek rtęci metodą amalgowania włókna ze stopu złoto-platyna
13.	PN-EN ISO 10715:2005	Gaz ziemny. Wytyczne pobierania próbek
14.	PN-EN ISO 10723:2005	Gaz ziemny. Ocena działania procesowych układów analitycznych
15.	PN-EN ISO 11541:2004	Gaz ziemny. Oznaczanie zawartości wody pod wysokim ciśnieniem
16.	PN-EN ISO 13734:2002	Gaz ziemny. Organiczne związki siarki stosowane jako środki nawaniające. Wymagania i metody badań
17.	PN-EN ISO 14111:2004	Gaz ziemny. Wytyczne do zapewnienia spójności pomiarowej w analizie
18.	PN-EN ISO 6976:2008	Gaz ziemny. Obliczanie wartości kalorycznych, gęstości, gęstości względnej i liczby Wobbego na podstawie składu
19.	PN-ISO 12213-1:2003	Gaz ziemny. Obliczanie współczynnika ściśliwości. Część 1: Wprowadzenie i wytyczne
20.	PN-ISO 12213-2:2004	Gaz ziemny. Obliczanie współczynnika ściśliwości. Część 2: Obliczanie z wykorzystaniem składu molowego
21.	PN-ISO 12213-3:2004	Gaz ziemny. Obliczanie współczynnika ściśliwości. Część 3: Obliczanie z wykorzystaniem właściwości fizycznych
22.	PN-EN ISO 13443:2008	Gaz ziemny. Standardowe warunki odniesienia
23.	PN-EN ISO 14532:2007	Gaz ziemny - Słownik
24.	PN-EN ISO 15403:2007	Gaz ziemny - Określanie jakości gazu ziemnego stosowanego jako sprężone paliwo do pojazdów
25.	PN-EN ISO 18453:2007	Gaz ziemny - Korelacja pomiędzy zawartością wody a temperaturą punktu rosy wody
26.	PN-C-04750:2002	Paliwa gazowe. Klasyfikacja, oznaczenie i wymagania
27.	PN-C-04751:2002	Gaz ziemny. Ocena jakości
28.	PN-C-04752:2002	Gaz ziemny. Jakość gazu w sieci przesyłowej
29.	PN-C-04753:2002	Gaz ziemny. Jakość gazu dostarczanego odbiorcom z sieci rozdzielczej

 

Ustawa

z dnia 10 kwietnia 1997 r.

Prawo energetyczne.

(Dz. U. Nr 54, poz. 348)

W tekście ustawy uwzględniono zmiany z Dzienników Ustaw - (rok_numer_pozycja):

1997_158_1042

1998_94_594

1998_106_668

1998_162_1126

1999_88_980

1999_110_1255

2000_43_489

2000_48_555

2000_103_1099

2001_154_1800

2001_154_1802

2002_74_676

2002_113_984

2002_135_1144

Rozdział 1

Przepisy ogólne

Art. 1. *

1. Ustawa określa zasady kształtowania polityki energetycznej państwa, zasady i warunki zaopatrzenia i użytkowania paliw i energii, w tym ciepła, oraz działalności przedsiębiorstw energetycznych, a

także określa organy właściwe w sprawach gospodarki paliwami i energią.

2. Celem ustawy jest tworzenie warunków do zrównoważonego rozwoju kraju, zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, oszczędnego i racjonalnego użytkowania paliw i energii, rozwoju

konkurencji, przeciwdziałania negatywnym skutkom naturalnych monopoli, uwzględniania wymogów ochrony środowiska, zobowiązań wynikających z umów międzynarodowych oraz ochrony

interesów odbiorców i minimalizacji kosztów.

3. Przepisów ustawy nie stosuje się do:

1) wydobywania paliw ze złóż oraz ich magazynowania w zakresie uregulowanym ustawą z dnia 4 lutego 1994 r. - Prawo geologiczne i górnicze (Dz. U. Nr 27, poz. 96 i z 1996 r. Nr 106, poz. 496),

2) wykorzystywania energii atomowej w zakresie uregulowanym ustawą z dnia 10 kwietnia 1986 r. - Prawo atomowe (Dz. U. Nr 12, poz. 70, z 1987 r. Nr 33, poz. 180, z 1991 r. Nr 8, poz. 28, z

1994 r. Nr 90, poz. 418, z 1995 r. Nr 104, poz. 515 oraz z 1996 r. Nr 24, poz. 110 i Nr 106, poz. 496).

Art. 2.

(skreślony)

Art. 3.

Użyte w ustawie określenia oznaczają:

1) energia - energię przetworzoną w dowolnej postaci,

2) ciepło - energię cieplną w wodzie gorącej, parze lub w innych nośnikach,

3) paliwa - paliwa stałe, ciekłe i gazowe będące nośnikami energii chemicznej,

4) przesyłanie - transport paliw lub energii za pomocą sieci,

5) dystrybucja - rozdział i dostarczanie do odbiorców paliw lub energii za pomocą sieci,

6) obrót - działalność gospodarczą polegającą na handlu hurtowym albo detalicznym paliwami lub energią,

7) procesy energetyczne - techniczne procesy w zakresie wytwarzania, przetwarzania, przesyłania, magazynowania, dystrybucji oraz użytkowania paliw lub energii,

8) zaopatrzenie w ciepło, energię elektryczną, paliwa gazowe - procesy związane z dostarczaniem ciepła, energii elektrycznej, paliw gazowych do odbiorców,

9) urządzenia - urządzenia techniczne stosowane w procesach energetycznych,

10) instalacje - urządzenia z układami połączeń między nimi,

11) sieci - instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania i dystrybucji paliw lub energii, należące do przedsiębiorstw energetycznych,

12) przedsiębiorstwo energetyczne - podmiot prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania, przetwarzania, magazynowania, przesyłania, dystrybucji paliw albo energii lub obrotu

nimi,

13) odbiorca - każdego, kto otrzymuje lub pobiera paliwa lub energię na podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym,

14) gmina - gminy oraz związki i porozumienia komunalne w zakresie uregulowanym ustawą z dnia 8 marca 1990 r. o samorządzie terytorialnym (Dz. U. z 1996 r. Nr 13, poz. 74, Nr 58, poz. 261,

Nr 106, poz. 496 i Nr 132, poz. 622 oraz z 1997 r. Nr 9, poz. 43),

15) regulacja - stosowanie określonych ustawą środków prawnych, włącznie z koncesjonowaniem, służących do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego, prawidłowej gospodarki

paliwami i energią oraz ochrony interesów odbiorców,

16) bezpieczeństwo energetyczne - stan gospodarki umożliwiający pokrycie bieżącego i perspektywicznego zapotrzebowania odbiorców na paliwa i energię w sposób technicznie i

ekonomicznie uzasadniony, przy zachowaniu wymagań ochrony środowiska,

17) taryfa - zbiór cen i stawek opłat oraz warunków ich stosowania, opracowany przez przedsiębiorstwo energetyczne i wprowadzany jako obowiązujący dla określonych w nim odbiorców w trybie

określonym ustawą,

18) nielegalne pobieranie paliw lub energii - pobieranie paliw lub energii bez zawarcia umowy z przedsiębiorstwem lub niezgodnie z umową,

19) ruch sieciowy - sterowanie pracą sieci,

20) odnawialne źródło energii - źródło wykorzystujące w procesie przetwarzania energię wiatru, promieniowania słonecznego, geotermalną, fal, prądów i pływów morskich, spadku rzek oraz

energię pozyskiwaną z biomasy, biogazu wysypiskowego, a także biogazu powstałego w procesach odprowadzania lub oczyszczania ścieków albo rozkładu składowanych szczątek roślinnych i

zwierzęcych,

21) koszty uzasadnione - koszty niezbędne do wykonania zobowiązań powstałych w związku z prowadzoną przez przedsiębiorstwo energetyczne działalnością w zakresie wytwarzania,

przetwarzania, magazynowania, przesyłania i dystrybucji, obrotu paliwami lub energią oraz przyjmowane przez przedsiębiorstwo energetyczne do kalkulacji cen i stawek opłat ustalanych w

taryfie w sposób ekonomicznie uzasadniony, z zachowaniem należytej staranności zmierzającej do ochrony interesów odbiorców; koszty uzasadnione nie są kosztami uzyskania przychodów w

rozumieniu przepisów podatkowych,

22) finansowanie oświetlenia - finansowanie kosztów energii elektrycznej pobranej przez punkty świetlne oraz koszty ich budowy i utrzymania,

23) system gazowy albo elektroenergetyczny - sieci gazowe albo sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone do nich urządzenia i instalacje, współpracujące z siecią,

24) operator systemu przesyłowego gazowego albo elektroenergetycznego - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie lub przesyłanie i dystrybucję paliw gazowych

albo energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy sieci przesyłowej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej,

25) operator systemu dystrybucyjnego gazowego albo elektroenergetycznego - przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję paliw gazowych albo energii

elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy sieci rozdzielczej na obszarze kraju określonym w koncesji,

26) sieć przesyłowa gazowa albo elektroenergetyczna - sieć gazową o ciśnieniu wyższym niż 0,5 MPa albo sieć elektroenergetyczną o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV,

27) sieć rozdzielcza gazowa albo elektroenergetyczna - sieć gazową o ciśnieniu nie wyższym niż 0,5 MPa albo sieć elektroenergetyczną o napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV.

Art. 4.

1. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw lub energii do odbiorców mają obowiązek utrzymywać zdolność urządzeń, instalacji i sieci do realizacji dostaw paliw

lub energii w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących wymagań jakościowych.

2. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła są obowiązane zapewniać wszystkim podmiotom, na zasadzie

równoprawnego traktowania, świadczenie usług przesyłowych polegających na przesyłaniu paliw lub energii od wybranego przez te podmioty dostawcy paliw gazowych, energii elektrycznej lub

ciepła, na zasadach i w zakresie określonych w ustawie; świadczenie usług przesyłowych odbywa się na podstawie umowy o świadczenie usług przesyłowych, zwanej dalej "umową przesyłową". *

3. Świadczenie usług, o których mowa w ust. 2, nie może obniżać niezawodności dostarczania oraz jakości paliw lub energii poniżej poziomu określonego odrębnymi przepisami, a także nie może

powodować niekorzystnej zmiany cen oraz zakresu dostarczania paliw lub energii do innych podmiotów przyłączonych do sieci.

4. Przepisu ust. 2 nie stosuje się do świadczenia usług przesyłowych polegających na przesyłaniu paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła z systemu innego państwa, jeżeli właściwe organy

tego państwa nie nałożyły obowiązku świadczenia usług przesyłowych na działające w tym państwie przedsiębiorstwa energetyczne lub odbiorca, do którego paliwa gazowe, energia elektryczna lub

ciepło mają być dostarczone, nie jest odbiorcą uprawnionym do korzystania z usług przesyłowych w tym państwie.

5. Przepis ust. 2 stosuje się do świadczenia usług przesyłowych polegających na przesyłaniu paliw gazowych, które są wydobywane, albo energii elektrycznej lub ciepła, które są wytwarzane na

terytorium państw członkowskich Unii Europejskiej.

6. W przypadku gdy przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła odmówi zawarcia umowy przesyłowej, jest obowiązane

niezwłocznie pisemnie powiadomić Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz zainteresowany podmiot, podając przyczynę odmowy.

Art. 4a.

1. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, na wniosek przedsiębiorstwa energetycznego, które odmawia zawarcia umowy przesyłowej, może, w drodze decyzji, czasowo wyłączyć lub ograniczyć

nałożone na przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych obowiązki, o których mowa w art. 4 ust. 2, jeżeli świadczenie usług przesyłowych może

spowodować dla przedsiębiorstwa poważne trudności finansowe związane z realizacją zobowiązań wynikających z uprzednio zawartych umów, na podstawie których jest ono obowiązane do zapłaty

za określoną w tych umowach ilość paliw gazowych, niezależnie od ilości pobranych paliw gazowych.

2. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, podejmując decyzję, o której mowa w ust. 1, bierze pod uwagę:

1) ogólną sytuację finansową przedsiębiorstwa energetycznego,

2) datę zawarcia umów i warunki, na jakich umowy zostały zawarte,

3) wpływ postanowień umów na sytuację finansową przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych oraz odbiorców,

4) stopień rozwoju konkurencji na rynku paliw gazowych,

5) realizację przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych obowiązków wynikających z ustawy,

6) podjęte przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych działania mające na celu umożliwienie świadczenia usług przesyłowych, o których

mowa w art. 4 ust. 2.

3. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, za pośrednictwem ministra właściwego do spraw gospodarki, niezwłocznie powiadamia Komisję Europejską o podjętej decyzji, o której mowa w ust. 1.

Art. 4b.

1. Minister właściwy do spraw gospodarki określi, w drodze rozporządzenia, harmonogram uzyskiwania przez odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych, o których mowa w art. 4 ust. 2,

biorąc pod uwagę następujące kryteria:

1) wielkość udokumentowanego rocznego zużycia lub zakupu paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła przez odbiorców,

2) przeznaczenie paliw lub energii,

3) charakterystykę obiektów budowlanych, do których paliwa gazowe, energia elektryczna lub ciepło mają być dostarczone.

2. Minister właściwy do spraw gospodarki informuje Komisję Europejską o obowiązujących w danym roku kalendarzowym kryteriach uzyskiwania przez odbiorców prawa do korzystania z usług, o

których mowa w art. 4 ust. 2, oraz o przewidywanym udziale łącznego zużycia przez odbiorców paliw gazowych albo energii elektrycznej w ogólnym zużyciu paliw gazowych albo energii elektrycznej na

terytorium Rzeczypospolitej Polskiej.

Rozdział 2

Dostarczanie paliw i energii

Art. 5.

1. Dostarczanie paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła odbywa się na podstawie umowy sprzedaży lub umowy przesyłowej.

2. Umowy, o których mowa w ust. 1, powinny uwzględniać zasady określone w ustawie i warunki ustalone w koncesjach oraz zawierać co najmniej:

1) umowa sprzedaży - postanowienia dotyczące: ilości sprzedaży paliw gazowych, energii elektrycznej albo ciepła w podziale na okresy umowne, sposobu ustalania cen i warunków

wprowadzania ich zmian, sposobu rozliczeń, odpowiedzialności stron za niedotrzymanie warunków umowy, okresu jej obowiązywania i warunków rozwiązania,

2) umowa przesyłowa - postanowienia dotyczące: ilości przesyłanych paliw gazowych, energii elektrycznej albo ciepła oraz miejsca ich dostarczania, standardów jakościowych, warunków

zapewnienia niezawodności i ciągłości dostarczania, sposobu ustalania stawek opłat i warunków wprowadzania ich zmian dla określonej w taryfie grupy odbiorców, sposobu rozliczeń,

odpowiedzialności stron za niedotrzymanie warunków umowy, okresu jej obowiązywania i warunków rozwiązania.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne może zawierać z odbiorcą, któremu dostarcza paliwa gazowe, energię elektryczną lub ciepło na podstawie cen i stawek opłat ustalonych w taryfie, o której mowa w

art. 45, jedną umowę zawierającą postanowienia umowy sprzedaży i umowy przesyłowej.

4. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła, w zakresie swojej działalności, mogą ustalać ogólne warunki umów

sprzedaży lub umów przesyłowych, w rozumieniu art. 384 § 1 Kodeksu cywilnego.

Art. 6.

1. Upoważnieni przedstawiciele przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła wykonują kontrole układów pomiarowych,

dotrzymania zawartych umów i prawidłowości rozliczeń.

2. Upoważnionym przedstawicielom, o których mowa w ust. 1, po okazaniu legitymacji i pisemnego upoważnienia wydanego przez właściwy organ przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się

przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła przysługuje prawo:

1) wstępu na teren nieruchomości lub do pomieszczeń, gdzie przeprowadzana jest kontrola, o ile odrębne przepisy nie stanowią inaczej,

2) przeprowadzania w ramach kontroli niezbędnych przeglądów urządzeń będących własnością przedsiębiorstwa energetycznego, a także prac związanych z ich eksploatacją lub naprawą oraz

dokonywania badań i pomiarów,

3) zbierania i zabezpieczania dowodów naruszania przez odbiorcę warunków używania układów pomiarowych oraz warunków umowy zawartej z przedsiębiorstwem energetycznym.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w ust. 1, może wstrzymać dostarczanie paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła, jeśli w wyniku przeprowadzonej kontroli, o której mowa w

ust. 2, stwierdzono, że:

1) instalacja znajdująca się u odbiorcy stwarza bezpośrednie zagrożenie dla życia, zdrowia albo środowiska,

2) nastąpił nielegalny pobór paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła.

3a. Przedsiębiorstwa energetyczne, o których mowa w ust. 1, mogą wstrzymać dostarczanie paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła w przypadku, gdy odbiorca zwleka z zapłatą za pobrane

paliwo gazowe, energię elektryczną lub ciepło albo świadczone usługi co najmniej miesiąc po upływie terminu płatności, pomimo uprzedniego powiadomienia na piśmie o zamiarze wypowiedzenia

umowy i wyznaczenia dodatkowego, dwutygodniowego terminu do zapłaty zaległych i bieżących należności.

3b. Przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane do bezzwłocznego wznowienia dostarczania paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła, wstrzymanego z powodów, o których mowa w ust. 3 i

3a, jeżeli ustaną przyczyny uzasadniające wstrzymanie ich dostarczania.

3c. Przepisu ust. 3a nie stosuje się do obiektów służących obronności państwa.

4. Minister właściwy do spraw gospodarki określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, wzory protokołów kontroli i upoważnień do kontroli oraz wzór legitymacji.

5. Rozporządzenie, o którym mowa w ust. 4, powinno określać w szczególności:

1) przedmiot kontroli,

2) szczegółowe uprawnienia upoważnionych przedstawicieli, o których mowa w ust. 1,

3) tryb przeprowadzania kontroli.

Art. 6a.

1. Przedsiębiorstwo energetyczne może zainstalować przedpłatowy układ pomiarowo-rozliczeniowy służący do rozliczeń za dostarczane paliwa gazowe, energię elektryczną lub ciepło, jeżeli odbiorca:

1) co najmniej dwukrotnie w ciągu kolejnych 12 miesięcy zwlekał z zapłatą za pobrane paliwo gazowe, energię elektryczną lub ciepło albo świadczone usługi przez okres co najmniej jednego

miesiąca, 2) nie ma tytułu prawnego do nieruchomości, obiektu lub lokalu, do którego są dostarczane paliwa gazowe, energia elektryczna lub ciepło, 3) użytkuje nieruchomość, obiekt lub lokal

w sposób uniemożliwiający cykliczne sprawdzanie stanu układu pomiarowo-rozliczeniowego.

2. Koszty zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego, o którym mowa w ust. 1, ponosi przedsiębiorstwo energetyczne.

3. W razie braku zgody odbiorcy na zainstalowanie układu pomiarowo-rozliczeniowego, o którym mowa w ust. 1, przedsiębiorstwo energetyczne może wstrzymać dostarczanie energii elektrycznej lub

rozwiązać umowę sprzedaży energii.

Art. 7.

1. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła są obowiązane do zawarcia umowy o przyłączenie, umowy sprzedaży paliw

albo energii lub umowy przesyłowej z odbiorcami albo podmiotami ubiegającymi się o przyłączenie do sieci, na zasadzie równoprawnego traktowania, jeżeli istnieją techniczne i ekonomiczne

warunki dostarczania, a żądający zawarcia umowy spełnia warunki przyłączenia do sieci i odbioru. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne odmówi zawarcia umowy, jest obowiązane niezwłocznie

pisemnie powiadomić o odmowie zainteresowany podmiot, podając przyczynę odmowy.

1a. Obowiązek zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej, o którym mowa w ust. 1, nie dotyczy przedsiębiorstwa energetycznego będącego jednocześnie operatorem systemu przesyłowego

elektroenergetycznego. 2. Obowiązek, o którym mowa w ust. 1, nie dotyczy przypadku, gdy ubiegający się o zawarcie umowy nie ma tytułu prawnego do korzystania z obiektu, do którego paliwa

gazowe, energia elektryczna lub ciepło mają być dostarczone.

3. Przedsiębiorstwa, o których mowa w ust. 1, są obowiązane do spełniania technicznych warunków dostarczania paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła określonych w odrębnych

przepisach i koncesji.

4. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej, paliw gazowych lub ciepła są obowiązane zapewniać realizację i finansowanie budowy i rozbudowy

sieci, w tym na potrzeby przyłączeń podmiotów ubiegających się o przyłączenie, na warunkach określonych w przepisach, o których mowa w art. 9 i 46, oraz w założeniach, o których mowa w art. 19.

Za przyłączenie do sieci przewidzianej w założeniach, o których mowa w art. 19, pobiera się opłatę określoną na podstawie ustalonych w taryfie stawek opłat za przyłączenie do sieci.

5. Stawki opłat za przyłączenie do sieci, o których mowa w ust. 4, kalkuluje się na podstawie jednej czwartej średniorocznych nakładów inwestycyjnych na budowę odcinków sieci służących do

przyłączenia podmiotów ubiegających się o przyłączenie, określonych w planie rozwoju, o którym mowa w art. 16.

6. Koszty wynikające z nakładów, o których mowa w ust. 5, w zakresie, w jakim zostały pokryte opłatami za przyłączenie do sieci, nie stanowią podstawy do ustalania w taryfie stawek opłat za

przesyłanie i dystrybucję paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła.

7. Przyłączany podmiot jest obowiązany umożliwić przedsiębiorstwu energetycznemu, o którym mowa w ust. 1, w obrębie swojej nieruchomości budowę i rozbudowę sieci, w zakresie niezbędnym

do realizacji przyłączenia, oraz udostępnić pomieszczenia lub miejsca na zainstalowanie układów pomiarowych, na warunkach określonych w umowie o przyłączenie.

8. Przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w ust. 1, jest obowiązane powiadomić przyłączany podmiot o planowanych terminach prac, o których mowa w ust. 7, z wyprzedzeniem

umożliwiającym przyłączanemu podmiotowi przygotowanie nieruchomości lub pomieszczeń do przeprowadzenia i odbioru tych prac.

Art. 8.

1. W sprawach spornych dotyczących ustalania warunków świadczenia usług, o których mowa w art. 4 ust. 2, odmowy przyłączenia do sieci, odmowy zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej,

paliw gazowych lub ciepła albo nieuzasadnionego wstrzymania ich dostaw rozstrzyga Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, na wniosek strony.

2. W sprawach, o których mowa w ust. 1, Prezes Urzędu Regulacji Energetyki może wydać na wniosek jednej ze stron postanowienie, w którym określa warunki podjęcia bądź kontynuowania dostaw

do czasu ostatecznego rozstrzygnięcia sporu.

Art. 9.

1. Minister właściwy do spraw gospodarki określi, w drodze rozporządzenia, w odniesieniu do paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła szczegółowe warunki przyłączenia podmiotów do sieci,

obrotu paliwami gazowymi, energią elektryczną i ciepłem, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardy jakościowe obsługi odbiorców.

Rozporządzenie

Rozporządzenie

Rozporządzenie

2. Rozporządzenie, o którym mowa w ust. 1, powinno określać w szczególności:

1) kryteria podziału przyłączanych podmiotów albo odbiorców na grupy,

2) tryb przyłączania podmiotów do sieci,

3) podstawowe elementy umowy o przyłączenie, umowy sprzedaży i umowy o świadczenie usług przesyłowych,

4) sposób prowadzenia przez przedsiębiorstwo energetyczne obrotu paliwami gazowymi, energią elektryczną lub ciepłem, w tym wytwarzanych w źródłach odnawialnych, oraz energią

elektryczną wytwarzaną w skojarzeniu z ciepłem,

5) zadania przedsiębiorstw energetycznych odpowiedzialnych za ruch sieciowy i eksploatację sieci, z uwzględnieniem zasady równoprawnego traktowania podmiotów korzystających lub

ubiegających się o korzystanie z ich usług i sieci,

6) parametry techniczne nośników energii,

7) sposób załatwiania reklamacji,

8) zakres informacji przekazywanych między przedsiębiorstwami energetycznymi oraz między przedsiębiorstwami energetycznymi a odbiorcami.

3. (skreślony)

Art. 9a.

1. Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się obrotem energią elektryczną są obowiązane do zakupu, w zakresie określonym w rozporządzeniu wydanym na podstawie ust. 4, wytwarzanej na

terytorium Rzeczypospolitej Polskiej energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii przyłączonych do sieci oraz jej odsprzedaży bezpośrednio lub pośrednio odbiorcom dokonującym zakupu

energii elektrycznej na własne potrzeby.

2. Przedsiębiorstwa energetyczne będące jednocześnie operatorami systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego są obowiązane, w zakresie określonym w rozporządzeniu wydanym na

podstawie ust. 4, do zakupu oferowanej im energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, ze źródeł znajdujących się na obszarze kraju określonym w koncesji, przyłączonych

bezpośrednio lub pośrednio do sieci należącej do tych przedsiębiorstw.

3. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się obrotem, przesyłaniem i dystrybucją ciepła jest obowiązane do zakupu oferowanego ciepła z odnawialnych źródeł przyłączonych do sieci,

wytwarzanego na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej w ilości nie większej niż zapotrzebowanie odbiorców przyłączonych do sieci.

4. Minister właściwy do spraw gospodarki określi, w drodze rozporządzenia, szczegółowy zakres obowiązków, o których mowa w ust. 1-3, biorąc pod uwagę założenia polityki energetycznej państwa

oraz zobowiązania wynikające z umów międzynarodowych, a także określi w szczególności:

1) rodzaje, parametry techniczne i technologiczne źródeł odnawialnych wytwarzających energię elektryczną lub ciepło,

2) parametry techniczne i technologiczne źródeł energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła,

3) wielkość udziału energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych oraz wielkość udziału energii elektrycznej wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, których zakup przez przedsiębiorstwa

energetyczne jest obowiązkowy, w sprzedaży energii elektrycznej odbiorcom,

4) sposób uwzględnienia w taryfach kosztów energii elektrycznej i ciepła objętych obowiązkiem zakupu.

Art. 9b.

Przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją ciepła są odpowiedzialne za ruch sieciowy i zapewnienie utrzymania należących do nich sieci oraz współdziałanie z innymi

przedsiębiorstwami energetycznymi i odbiorcami korzystającymi z sieci, na warunkach określonych w rozporządzeniu wydanym na podstawie art. 9 ust. 1.

Art. 9c.

1. Operator systemu przesyłowego gazowego albo elektroenergetycznego, odpowiednio do zakresu działania, jest odpowiedzialny za:

1) zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu przesyłowego i realizacji umów, przez prawidłowe zarządzanie sieciami przesyłowymi,

2) prowadzenie ruchu sieciowego w systemie przesyłowym oraz zapewnienie utrzymania sieci przesyłowej wraz z połączeniami z innymi systemami w sposób gwarantujący niezawodność i

jakość dostarczanych paliw gazowych albo energii elektrycznej,

3) współpracę z innymi operatorami lub przedsiębiorstwami energetycznymi, mającą na celu zapewnienie spójności działania połączonych sieci,

4) dysponowanie paliwami gazowymi w źródłach i magazynach gazu ziemnego albo dysponowanie mocą jednostek wytwórczych energii elektrycznej,

5) zarządzanie przepływami paliw gazowych w sieciach gazowych albo energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, w celu utrzymania określonych parametrów paliw gazowych albo

energii elektrycznej na połączeniach z innymi sieciami,

6) zapewnianie odpowiedniej zdolności do przesyłania energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej oraz mocy źródeł energii elektrycznej,

7) świadczenie usług polegających na przesyłaniu energii elektrycznej pomiędzy systemami elektroenergetycznymi,

8) świadczenie usług niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego lub gazowego oraz utrzymywania określonych wartości parametrów jakościowych paliw

gazowych lub energii elektrycznej w systemie,

9) sporządzanie bieżących bilansów paliw gazowych w sieci gazowej albo energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej,

10) realizację ograniczeń w dostarczaniu paliw gazowych albo energii elektrycznej, wprowadzonych na zasadach określonych w przepisach, o których mowa w art. 11.

2. Operator systemu dystrybucyjnego gazowego albo elektroenergetycznego, odpowiednio do zakresu działania, jest odpowiedzialny za:

1) zapewnienie bezpieczeństwa funkcjonowania systemu dystrybucyjnego i realizacji umów, przez prawidłowe zarządzanie sieciami rozdzielczymi,

2) prowadzenie ruchu sieciowego w systemie dystrybucyjnym oraz zapewnienie utrzymania sieci rozdzielczej wraz z połączeniami z innymi systemami, w sposób gwarantujący niezawodność i

jakość dostarczanych paliw gazowych albo energii elektrycznej,

3) współpracę z innymi operatorami lub przedsiębiorstwami energetycznymi, mającą na celu zapewnienie spójności działania połączonych sieci,

4) zarządzanie, zgodnie z ustaleniami operatora systemu przesyłowego, przepływami paliw gazowych w sieciach gazowych albo energii elektrycznej w sieciach elektroenergetycznych, w celu

utrzymania określonych parametrów paliw gazowych albo energii elektrycznej na połączeniach z innymi sieciami,

5) sporządzanie bieżących bilansów paliw gazowych w sieciach gazowych albo energii elektrycznej w sieci elektroenergetycznej,

6) realizację ograniczeń w dostarczaniu paliw gazowych albo energii elektrycznej, wprowadzonych na zasadach określonych w przepisach, o których mowa w art. 11.

3. Operator systemu gazowego albo elektroenergetycznego jest obowiązany zarządzać ruchem sieciowym i zapewniać utrzymanie sieci na zasadzie równoprawnego traktowania podmiotów

korzystających lub ubiegających się o korzystanie z jego usług i sieci, z uwzględnieniem wymogów ochrony środowiska oraz przepisów o ochronie informacji niejawnych i innych informacji prawnie

chronionych.

4. Zarządzanie ruchem sieciowym nie powinno wpływać niekorzystnie na realizację zawartych umów w zakresie dostarczania paliw gazowych albo energii elektrycznej po uwzględnieniu

występujących ograniczeń technicznych w sieci.

5. Operatorzy systemu zarządzający połączonymi sieciami, w zakresie niezbędnym dla zapewnienia skutecznej eksploatacji i współdziałania połączonych sieci oraz ich skoordynowanego rozwoju,

wzajemnie informują się o funkcjonowaniu tych sieci.

6. Zarządzanie ruchem sieciowym sieci przesyłowej gazowej albo elektroenergetycznej powinno być niezależne od wszelkiej innej działalności wykonywanej przez operatora systemu przesyłowego

gazowego albo elektroenergetycznego, niezwiązanej z prowadzeniem ruchu sieciowego.

7. Operator systemu przesyłowego gazowego albo elektroenergetycznego współdziała z Komisją Europejską w sprawach wspierania rozwoju transeuropejskich sieci przesyłowych.

8. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, w drodze decyzji administracyjnej, wyznaczy na czas określony operatorów:

1) systemu przesyłowego gazowego oraz elektroenergetycznego - dla sieci gazowych oraz sieci elektroenergetycznych,

2) systemów dystrybucyjnych gazowych oraz elektroenergetycznych - dla sieci gazowych oraz sieci elektroenergetycznych, a także określi obszar ich działania.

9. Prezes Urzędu Regulacji Energetyki, wyznaczając operatorów zgodnie z ust. 1, bierze pod uwagę:

1) bezpieczeństwo energetyczne kraju,

2) parametry techniczne sieci należących do operatorów,

3) ocenę skuteczności prowadzenia przez operatorów ruchu sieciowego i zapewnienia utrzymania sieci.

Art. 9d.

W celu zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania sieci elektroenergetycznej przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej i przyłączone do sieci jest obowiązane

do wytwarzania energii elektrycznej lub pozostawania w gotowości do jej wytwarzania, jeżeli jest to konieczne do zapewnienia jakości, ciągłości i niezawodności dostaw.

Art. 10.

1. Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej lub ciepła jest obowiązane utrzymywać zapasy paliw w ilości zapewniającej utrzymanie ciągłości dostaw energii

elektrycznej lub ciepła do odbiorców.

2. Przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w ust. 1, jest obowiązane umożliwiać przeprowadzenie kontroli w zakresie zgodności wielkości zapasów paliw z wielkościami określonymi w

rozporządzeniu, o którym mowa w ust. 6.

3. Kontrolę, o której mowa w ust. 2, przeprowadza się na podstawie pisemnego upoważnienia wydanego przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, które powinno zawierać:

1) oznaczenie osoby dokonującej kontroli,

2) nazwę kontrolowanego przedsiębiorstwa energetycznego,

3) określenie zakresu kontroli.

4. Osoby upoważnione przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki do dokonywania kontroli są uprawnione do:

1) wstępu na teren nieruchomości i do miejsc, gdzie są gromadzone i utrzymywane zapasy,

2) analizy dokumentów dotyczących ewidencjonowania zapasów.

5. Z przeprowadzonej kontroli sporządza się protokół i przedstawia organom kontrolowanego przedsiębiorstwa.

6. Minister właściwy do spraw gospodarki określi, w drodze rozporządzenia, wielkości zapasów paliw, o których mowa w ust. 1, sposób ich gromadzenia oraz szczegółowy tryb przeprowadzania

kontroli stanu zapasów, uwzględniając rodzaj działalności gospodarczej, możliwości techniczne i organizacyjne w zakresie gromadzenia zapasów.

Art. 11.

1. W przypadku:

1) zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej polegającego na długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo-energetycznym,

2) zagrożenia bezpieczeństwa osób,

3) zagrożenia wystąpienia znacznych strat materialnych

- na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub jego części mogą być wprowadzone na czas oznaczony ograniczenia w sprzedaży paliw stałych lub ciekłych oraz w dostarczaniu i poborze paliw

gazowych, energii elektrycznej lub ciepła.

2. Ograniczenia w sprzedaży paliw stałych lub ciekłych polegają na sprzedaży tych paliw na podstawie wydanych odbiorcom upoważnień do zakupu określonej ilości paliw.

3. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze paliw gazowych, energii elektrycznej lub ciepła polegają na:

1) ograniczeniu maksymalnego godzinowego i dobowego poboru paliw gazowych,

2) ograniczeniu maksymalnego poboru mocy elektrycznej oraz dobowego poboru energii elektrycznej,

3) zmniejszeniu lub przerwaniu dostaw ciepła.

4. Ograniczenia wprowadzone na zasadach określonych w ust. 2 i 3 podlegają kontroli w zakresie przestrzegania ich stosow

Rozporządzenie Ministra Gospodarki

z dnia 24 sierpnia 2000 r.

w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci gazowych, obrotu paliwami gazowymi,

świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci gazowych oraz standardów jakościowych

obsługi odbiorców

(Dz. U. Nr 77, poz. 877)

Na podstawie art. 9 ust. 1 ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. Nr 54, poz. 348 i Nr 158, poz. 1042, z 1998 r. Nr 94, poz. 594, Nr 106, poz. 668 i Nr 162, poz. 1126, z 1999 r.

Nr 88, poz. 980 i Nr 110, poz. 1255 oraz z 2000 r. Nr 43, poz. 489 i Nr 48, poz. 555) zarządza się, co następuje:

Rozdział 1

Przepisy ogólne

§ 1.

Rozporządzenie określa szczegółowe warunki:

1) przyłączenia podmiotów do sieci gazowych,

2) obrotu paliwami gazowymi,

3) świadczenia usług przesyłowych,

4) ruchu sieciowego i eksploatacji sieci gazowych,

5) standardów jakościowych obsługi odbiorców paliw gazowych.

§ 2.

Ilekroć w rozporządzeniu jest mowa o:

1) przedsiębiorstwie gazowniczym - należy przez to rozumieć przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem, dystrybucją i obrotem paliwami gazowymi oraz magazynowaniem paliw

gazowych,

2) sieci gazowej - należy przez to rozumieć gazociągi wraz ze stacjami gazowymi, układami pomiarowymi i tłoczniami gazu, połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania i

dystrybucji paliw gazowych, należące do przedsiębiorstwa gazowniczego,

3) sieci przesyłowej - należy przez to rozumieć sieć gazową służącą do przesyłania i dystrybucji paliw gazowych o ciśnieniu wyższym niż 0,5 MPa,

4) sieci rozdzielczej - należy przez to rozumieć sieć gazową służącą do przesyłania i dystrybucji paliw gazowych o ciśnieniu nie wyższym niż 0,5 MPa,

5) operatorze sieci przesyłowej - należy przez to rozumieć jednostkę organizacyjną przedsiębiorstwa gazowniczego posiadającego koncesję na przesyłanie i dystrybucję paliw gazowych siecią

przesyłową odpowiedzialną za ruch sieciowy,

6) operatorze sieci rozdzielczej - należy przez to rozumieć jednostkę organizacyjną przedsiębiorstwa gazowniczego, posiadającego koncesję na przesyłanie i dystrybucję paliw gazowych siecią

rozdzielczą, odpowiedzialną za ruch sieciowy,

7) operatorze sieci - należy przez to rozumieć operatora sieci przesyłowej lub operatora sieci rozdzielczej,

8) układzie pomiarowym - należy przez to rozumieć gazomierze i inne urządzenia pomiarowe lub rozliczeniowo-pomiarowe, a także układy połączeń między nimi, służące do pomiaru ilości

pobranych paliw gazowych i dokonywania rozliczeń,

9) przyłączu - należy przez to rozumieć odcinek sieci gazowej od gazociągu zasilającego do kurka głównego wraz z zabezpieczeniem włącznie, służący do przyłączania instalacji gazowej

znajdującej się na terenie i w obiekcie odbiorcy,

10) instalacji gazowej - należy przez to rozumieć urządzenia gazowe z układami połączeń między nimi, zasilane z sieci gazowej, znajdujące się na terenie i w obiekcie odbiorcy.

Rozdział 2

Przyłączenie podmiotów do sieci gazowej

§ 3.

1. Przyłączenie do sieci gazowej następuje na podstawie umowy o przyłączenie, po spełnieniu technicznych warunków przyłączenia określonych przez przedsiębiorstwo gazownicze, zwanych dalej

"warunkami przyłączenia".

2. Umowę, o której mowa w ust. 1, przedsiębiorstwo gazownicze zawiera z podmiotem ubiegającym się o przyłączenie do sieci gazowej, który posiada tytuł prawny do korzystania z obiektu

przyłączanego do tej sieci.

§ 4.

Podmioty albo odbiorcy przyłączani do sieci gazowej dzielą się na następujące grupy przyłączeniowe, zwane dalej "grupami przyłączeniowymi":

1) grupa I - podmioty albo odbiorcy pobierający paliwo gazowe w ilości do 10 m3/h w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy i do 25 m3/h w przeliczeniu na gaz ziemny zaazotowany,

2) grupa II - podmioty albo odbiorcy pobierający paliwo gazowe w ilości powyżej 10 m3/h w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy i powyżej 25 m3/h w przeliczeniu na gaz ziemny

zaazotowany.

§ 5.

1. Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci gazowej, który posiada tytuł prawny do korzystania z obiektu, o którym mowa w § 3 ust. 2, może wystąpić z wnioskiem o określenie warunków

przyłączenia.

2. W przypadku gdy wniosek, o którym mowa w ust. 1, nie spełnia wymogów określonych w § 6, przedsiębiorstwo gazownicze w terminie 7 dni od daty wpłynięcia wniosku, zawiadomi wnioskodawcę

wyznaczając termin do uzupełnienia wniosku nie krótszy niż 14 dni. Jeżeli wniosek nie zostanie uzupełniony w wyznaczonym terminie, przedsiębiorstwo gazownicze pozostawia wniosek bez

rozpoznania.

3. Wzór wniosku, o którym mowa w ust. 1, ustala przedsiębiorstwo gazownicze.

4. Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci gazowej, który nie posiada tytułu prawnego do korzystania z obiektu przyłączanego do tej sieci, może wystąpić do przedsiębiorstwa gazowniczego o

przedstawienie możliwości przyłączenia.

5. Przedsiębiorstwo gazownicze udziela odpowiedzi o istniejących możliwościach przyłączenia w terminie 21 dni od dnia wpływu wystąpienia, o którym mowa w ust. 4.

§ 6.

1. Wniosek o określenie warunków przyłączenia, dla wnioskodawcy zaliczanego do I grupy przyłączeniowej, powinien zawierać w szczególności:

1) oznaczenie wnioskodawcy,

2) określenie rodzaju paliwa gazowego, zgodnie z wymaganiami, o których mowa w § 23,

3) określenie:

a) terminu rozpoczęcia odbioru paliwa gazowego,

b) celu wykorzystania paliwa gazowego,

c) maksymalnego godzinowego odbioru paliwa gazowego.

2. Do wniosku, o którym mowa w ust. 1, należy załączyć:

1) dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania z obiektu budowlanego lub nieruchomości, w którym będą użytkowane urządzenia i instalacje,

2) mapę zasadniczą terenu do celów projektowych z zaznaczonym miejscem odbioru paliwa gazowego.

3. Wniosek, o którym mowa w ust. 1, dla wnioskodawcy zaliczanego do II grupy przyłączeniowej powinien zawierać dodatkowo:

1) określenie:

a) minimalnego i maksymalnego godzinowego, dobowego oraz rocznego zapotrzebowania na paliwo gazowe,

b) wymaganego ciśnienia w punkcie dostawy i odbioru paliwa gazowego,

2) opis wymagań dotyczących warunków pracy przyłączanych urządzeń i instalacji gazowych w okresie rozruchu tych urządzeń,

3) określenie możliwości korzystania z innych źródeł energii w przypadku przerw lub ograniczeń w dostarczaniu paliwa gazowego,

4) opis wymagań dotyczących odmiennych od standardów jakościowych parametrów paliwa gazowego lub warunków jego dostarczania.

4. W przypadku gdy o przyłączenie do sieci gazowej ubiega się podmiot zajmujący się przesyłaniem, dystrybucją albo magazynowaniem paliw gazowych, wniosek o określenie warunków

przyłączenia powinien zawierać w szczególności:

1) oznaczenie wnioskodawcy,

2) określenie:

a) rodzaju paliwa gazowego,

b) terminu rozpoczęcia przesyłania lub magazynowania paliw gazowych,

3) określenie mocy umownej,

4) przewidywaną ilość odbioru paliwa gazowego,

5) parametry ciśnienia paliw gazowych oraz charakterystykę pracy magazynu,

6) wymagane ciśnienia w punkcie dostawy i odbioru paliw gazowych,

7) opis wymagań w okresie rozruchu podłączonej sieci gazowej lub podłączonego magazynu.

§ 7.

1. Jeżeli istnieją techniczne i ekonomiczne warunki dostarczania paliwa gazowego, przedsiębiorstwo gazownicze określa warunki przyłączenia w terminie:

1) 30 dni od dnia złożenia wniosku, o którym mowa w § 6 ust. 1,

2) 60 dni od dnia złożenia wniosku, o którym mowa w § 6 ust. 3,

3) 90 dni od dnia złożenia wniosku, o którym mowa w § 6 ust. 4.

2. Warunki przyłączenia są ważne przez okres dwóch lat od dnia ich wydania.

§ 8.

Warunki przyłączenia powinny określać w szczególności:

1) miejsce podłączenia gazociągów lub instalacji gazowych do sieci gazowej i jej parametry techniczne, w tym średnicę gazociągu,

2) zakres niezbędnej budowy lub rozbudowy sieci gazowej w związku z przyłączeniem,

3) parametry techniczne przyłącza,

4) rodzaj paliwa gazowego zgodnie z wymaganiami, o których mowa w § 23,

5) minimalne i maksymalne ciśnienie dostawy i odbioru paliw gazowych,

6) wymagania dotyczące dokonywania pomiaru i kontroli dostawy i odbioru paliw gazowych oraz miejsce zainstalowania układu pomiarowego,

7) charakterystykę dostawy i odbioru paliw gazowych, w tym minimalne i maksymalne godzinowe, dobowe oraz roczne zapotrzebowanie na paliwa gazowe, a także charakterystykę pracy

magazynu,

8) miejsce dostawy i odbioru paliw gazowych,

9) granicę własności sieci przedsiębiorstwa gazowniczego i instalacji gazowej,

10) zasady korzystania przez odbiorcę z innych źródeł energii w przypadku przerw lub ograniczeń w dostarczaniu paliwa gazowego,

11) projektowany koszt wykonania przyłączenia,

12) wymagania dotyczące wyposażenia stacji gazowej, rodzaju układu pomiarowego i warunków technicznych ochrony antykorozyjnej.

§ 9.

Umowa o przyłączenie, o której mowa w § 3 ust. 1, powinna określać w szczególności:

1) strony zawierające umowę,

2) termin realizacji przyłączenia,

3) wysokość opłaty za przyłączenie,

4) granicę własności sieci przedsiębiorstwa gazowniczego i instalacji gazowej,

5) warunki udostępnienia przez podmiot przyłączany przedsiębiorstwu gazowniczemu należącej do tego podmiotu nieruchomości w celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej do realizacji

przyłączenia,

6) przewidywany termin zawarcia umowy sprzedaży paliw gazowych lub umowy o świadczenie usługi przesyłowej,

7) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy o przyłączenie, a w szczególności za opóźnienie terminu realizacji prac w stosunku do ustalonych w umowie.

Rozdział 3

Obrót paliwami gazowymi

§ 10.

Przedsiębiorstwo gazownicze prowadzi obrót paliwami gazowymi na warunkach określonych w koncesji oraz umowie sprzedaży paliw gazowych.

§ 11.

Umowa sprzedaży paliw gazowych powinna określać w szczególności:

1) strony zawierające umowę,

2) ilość paliwa gazowego niezbędną do utrzymania ruchu technologicznego urządzeń gazowych znajdujących się w obiekcie odbiorcy,

3) grupę taryfową, według której będą dokonywane rozliczenia z tytułu sprzedaży paliw gazowych, sposoby prowadzenia rozliczeń i obliczania należności oraz terminy regulowania należności,

4) terminy rozpoczęcia dostarczania paliw gazowych do obiektu oraz odczytów wskazań urządzeń pomiarowych,

5) szczegółowe warunki ustalania terminów przerywania dostarczania paliw gazowych i rozpoczynania dostarczania tych paliw po przerwie w dostarczaniu,

6) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, a w szczególności standardów jakościowych obsługi odbiorców,

7) termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków umowy i jej wypowiedzenia.

§ 12.

Przedsiębiorstwo gazownicze prowadzące obrót paliwami gazowymi jest obowiązane do:

1) uwzględniania w przypadku zakupu paliw gazowych:

a) źródeł oferujących najkorzystniejsze warunki,

b) maksymalnego poziomu dostaw tych paliw z zagranicy, określonego w odrębnych przepisach,

2) dostarczania paliwa gazowego na warunkach określonych w umowie sprzedaży lub w umowie o świadczenie usługi przesyłowej,

3) uzgadniania z odbiorcą:

a) zmian warunków dostarczania paliwa gazowego, w szczególności gdy urządzenia gazowe wymagają przystosowania do nowych warunków,

b) planowanych przerw lub ograniczeń w dostarczaniu paliwa gazowego, wprowadzanych na podstawie odrębnych przepisów lub umowy,

4) udzielania odbiorcom informacji o przewidywanych terminach przywrócenia normalnych warunków dostarczania paliwa gazowego w przypadku zakłóceń w jego dostarczaniu,

5) niezwłocznego likwidowania przerw i zakłóceń w dostarczaniu paliwa gazowego,

6) umożliwiania odbiorcy dostępu do układu pomiarowego oraz kontroli prawidłowości wskazań układu pomiarowego.

§ 13.

Odbiorca paliw gazowych jest obowiązany do:

1) odbioru i użytkowania paliwa gazowego zgodnie z obowiązującymi przepisami i warunkami umowy sprzedaży paliw gazowych lub umowy o świadczenie usługi przesyłowej,

2) zapewnienia:

a) przedstawicielom przedsiębiorstwa gazowniczego dostępu do instalacji, układu pomiarowego oraz możliwości kontroli prawidłowości wskazań układu pomiarowego,

b) możliwości wykonywania prac związanych z eksploatacją urządzeń i instalacji gazowych przedsiębiorstwa gazowniczego, znajdujących się w obiekcie odbiorcy,

3) prawidłowego wykonywania poleceń w zakresie przerw i ograniczeń w odbiorze paliwa gazowego, wprowadzanych na podstawie odrębnych przepisów lub umowy,

4) zabezpieczenia przed uszkodzeniem plomb w układzie pomiarowym,

5) niezwłocznego informowania przedsiębiorstwa gazowniczego o zauważonych wadach lub usterkach w układzie pomiarowym, a także o stwierdzonych przerwach i zakłóceniach w odbiorze

paliwa gazowego,

6) terminowego regulowania należności.

Rozdział 4

Świadczenie usług przesyłowych

§ 14.

Przedsiębiorstwo gazownicze realizuje usługi przesyłowe na warunkach określonych w koncesji oraz umowie o świadczenie usług przesyłowych.

§ 15.

Umowa o świadczenie usług przesyłowych powinna określać w szczególności:

1) strony zawierające umowę,

2) rodzaj paliwa gazowego, zgodnie z wymaganiami, o których mowa w § 23,

3) termin rozpoczęcia świadczenia usługi przesyłowej,

4) miejsce dostarczania i odbioru paliwa gazowego przeznaczonego do przesyłania,

5) ilość paliwa gazowego przewidzianego do przesyłania, w tym przeznaczonego na potrzeby technologiczne i straty sieciowe, oraz zasady pomiaru paliwa gazowego,

6) jakość, niezawodność i terminowość dostaw i odbioru paliwa gazowego,

7) grupę taryfową, według której będą dokonywane rozliczenia za sprzedaż paliw gazowych, warunki wprowadzania zmian tych stawek, sposoby prowadzenia rozliczeń i obliczania należności

oraz terminy regulowania należności,

8) wielkość godzinowej lub dobowej mocy zamówionej oraz warunki i terminy jej zmiany,

9) określenie punktu, w którym następuje przekazanie paliwa gazowego do przesyłu przez dostawcę gazu,

10) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w szczególności przekroczenie mocy umownej oraz niedostarczenie paliwa przez dostawcę,

11) termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków umowy i jej wypowiedzenia.

§ 16.

Przedsiębiorstwo gazownicze za świadczenie usługi przesyłowej pobiera opłaty na podstawie stawek opłat określonych w taryfie lub umowie o świadczenie usługi przesyłowej.

§ 17.

Przedsiębiorstwo gazownicze nie może odmówić zawarcia umowy, o której mowa w § 14, jeżeli spełnione są równocześnie następujące warunki:

1) odbiorca uzyskał prawo do korzystania z usług przesyłowych na zasadach określonych w rozporządzeniu,

2) istnieją techniczne możliwości przesyłania paliwa gazowego istniejącą siecią gazową, bez pogorszenia, poniżej poziomu określonego odrębnymi przepisami, niezawodności oraz jakości

dostarczanego paliwa gazowego do odbiorców przyłączonych do sieci,

3) istnieją układy pomiarowe umożliwiające określenie ilości paliwa dostarczanego i odbieranego z sieci gazowej,

4) świadczenie usług przesyłowych przez przedsiębiorstwo gazownicze nie będzie powodowało niekorzystnej zmiany opłat za dostarczanie paliwa gazowego, ponoszonych przez odbiorców

przyłączonych do sieci gazowej.

Rozdział 5

Prowadzenie ruchu sieciowego i eksploatacja sieci

§ 18.

1. Prowadzenie ruchu sieciowego należy do obowiązków przedsiębiorstwa gazowniczego, które powinno wyznaczyć operatora sieci.

2. Ruch sieci:

1) przesyłowej - prowadzi operator sieci przesyłowej,

2) rozdzielczej - prowadzi operator sieci rozdzielczej.

§ 19.

Do obowiązków operatora sieci przesyłowej należy:

1) sterowanie przepływem paliw gazowych,

2) dysponowanie paliwami gazowymi w źródłach i magazynach przyłączonych do sieci przesyłowej,

3) sporządzanie bilansu paliwa gazowego w sieci,

4) decydowanie o terminie i czasie trwania planowanych robót w sieci przesyłowej,

5) przekazywanie innym operatorom sieci informacji o pracy sieci przesyłowej zgodnie z zawartymi umowami,

6) opracowywanie planów ograniczeń dostaw gazu dla operatorów sieci rozdzielczej oraz odbiorców przyłączonych bezpośrednio do sieci przesyłowej,

7) wprowadzanie ograniczeń w dostawach paliw gazowych,

8) prowadzenie optymalizacji pracy sieci przesyłowej,

9) sporządzanie raportów przepływu paliw gazowych w sieci przesyłowej,

10) zbieranie informacji dotyczących zdarzeń występujących w sieci przesyłowej.

§ 20.

Do obowiązków operatora sieci rozdzielczej należy:

1) sterowanie przepływem paliw gazowych,

2) dysponowanie paliwami gazowymi w źródłach i magazynach gazu przyłączonych do sieci rozdzielczej,

3) sporządzanie bilansu paliwa gazowego w sieci,

4) decydowanie o terminie i czasie trwania planowanych robót w sieci rozdzielczej,

5) przekazywanie operatorowi sieci przesyłowej informacji dotyczącej pracy sieci rozdzielczej, zgodnie z zawartymi umowami,

6) opracowywanie planów ograniczeń dostaw gazu dla odbiorców przyłączonych bezpośrednio do sieci rozdzielczej i przekazywanie tych planów operatorowi sieci przesyłowej,

7) wprowadzanie ograniczeń w dostawach paliw gazowych,

8) prowadzenie optymalizacji pracy sieci rozdzielczej,

9) sporządzanie raportów przepływu paliw gazowych,

10) zbieranie informacji dotyczących zdarzeń występujących w sieci rozdzielczej.

§ 21.

Plany remontów urządzeń mających wpływ na ruch sieci, do której urządzenia są przyłączone, wymagają uzgodnienia z operatorem sieci.

§ 22.

1. Przedsiębiorstwo gazownicze eksploatuje sieć gazową i zapewnia utrzymanie zdolności sieci gazowej do realizacji dostaw gazu, w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących

wymagań jakościowych gazu.

2. Eksploatację sieci, o której mowa w ust. 1, przedsiębiorstwo energetyczne prowadzi na warunkach określonych w odrębnych przepisach.

Rozdział 6

Standardy jakościowe obsługi odbiorców

§ 23.

1. Przedsiębiorstwo gazownicze jest zobowiązane do dostarczania paliw gazowych spełniających następujące parametry jakościowe:

1) zawartość siarkowodoru nie powinna przekraczać 7,0 mg/m3,

2) zawartość siarki całkowitej nie powinna przekraczać 40,0 mg/m3,

3) zawartość par rtęci nie powinna przekraczać 30,0 µg/m3,

4) intensywność zapachu gazu powinna być wyczuwalna w powietrzu po osiągnięciu stężenia:

a) 1,5% V/V - dla nominalnej liczby Wobbego wynoszącej 25÷35,

b) 1,0% V/V - dla nominalnej liczby Wobbego wynoszącej 41÷50,

5) ciepło spalania powinno wynosić nie mniej niż:

a) 18 MJ/m3 - dla nominalnej liczby Wobbego 25,

b) 22 MJ/m3 - dla nominalnej liczby Wobbego 30,

c) 26 MJ/m3 - dla nominalnej liczby Wobbego 35,

d) 30 MJ/m3 - dla nominalnej liczby Wobbego 41,

e) 34 MJ/m3 - dla nominalnej liczby Wobbego 50.

2. Liczbę Wobbego, o której mowa w ust. 1, określa się jako stosunek ciepła spalania paliwa gazowego [MJ/m3] do pierwiastka kwadratowego gęstości względnej tego paliwa.

3. Parametry określone w ust. 1 wynoszą:

1) dla procesu spalania:

a) ciśnienie - 101,325 kPa,

b) temperatura - 298,15 K (25°C),

2) dla pomiaru objętości:

a) ciśnienie - 101,325 kPa,

b) temperatura - 273,15 K (0°C).

4. Przedsiębiorstwo gazownicze wykonuje badania poszczególnych parametrów jakościowych, o których mowa w ust. 1, w zakresie:

1) zawartości siarkowodoru - raz na 12 miesięcy,

2) zawartości siarki całkowitej - raz na 12 miesięcy,

3) zawartości par rtęci - tylko dla złóż paliwa gazowego zawierających rtęć - raz na 6 miesięcy,

4) intensywności zapachu - raz na 14 dni,

5) ciepła spalania - raz na 3 miesiące.

§ 24.

W razie zastrzeżeń dotyczących jakości dostarczanych paliw gazowych, o której mowa w § 23, odbiorca może zażądać wykonania badania ich jakości w niezależnym laboratorium badawczym

posiadającym akredytację jednostki certyfikującej, uzyskaną zgodnie z odrębnymi przepisami.

§ 25.

Przedsiębiorstwo gazownicze, w zakresie standardów jakościowych obsługi odbiorców, jest zobowiązane do:

1) udzielania odbiorcom informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostawy paliw gazowych, przerwanej z powodu awarii sieci,

2) powiadamiania odbiorców o terminach i czasie planowanych przerw w dostawie paliw gazowych w formie: ogłoszeń prasowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych lub w inny sposób

zwyczajowo przyjęty na danym terenie, lub indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych bądź za pomocą innego środka telekomunikacji, co najmniej na 14 dni przed datą planowanej

przerwy,

3) uwzględniania propozycji odbiorcy dotyczącej rodzaju przyłącza i jego usytuowania, jeśli propozycja ta jest zgodna z obowiązującymi przepisami i warunkami technicznymi,

4) odpłatnego podjęcia stosownych czynności w sieci w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania przez odbiorcę lub inny podmiot prac w obszarze tej sieci,

5) pokrycia kosztów badań, o których mowa w § 24, oraz wypłacenia odbiorcy odszkodowania w wysokości ustalonej w taryfie lub umowie, w przypadku stwierdzenia niezgodności jakości paliw

gazowych, o której mowa w § 23,

6) nieodpłatnego udzielania informacji dotyczących rozliczeń oraz aktualnych taryf,

7) rozpatrzenia wniosku lub reklamacji odbiorcy w sprawie rozliczeń i udzielenia odpowiedzi, nie później niż w terminie 30 dni od dnia złożenia wniosku lub zgłoszenia reklamacji.

§ 26.

Rodzaj układów pomiarowych oraz wymagania związane z ich stosowaniem ustala przedsiębiorstwo gazownicze.

§ 27.

W przypadku odbiorców zaliczanych do I grupy przyłączeniowej obowiązek instalowania gazomierza i ponoszenia kosztów z tym związanych spoczywa na przedsiębiorstwie gazowniczym.

§ 28.

1. Przedsiębiorstwo gazownicze może zainstalować gazomierz na monety wrzutowe lub kartę magnetyczną, jeżeli odbiorca:

1) nie uregulował w terminie należności związanych z dostarczaniem paliw gazowych,

2) nie jest właścicielem obiektu, w którym prowadzi działalność gospodarczą,

3) użytkuje obiekt dorywczo w sposób uniemożliwiający sprawdzanie stanu wskazań układu pomiarowego w terminach określonych w umowie o świadczenie usług przesyłowych.

2. Koszty zakupu gazomierza i jego zainstalowania, w przypadkach, o których mowa w ust. 1, ponosi odbiorca.

3. W razie nieuzasadnionej odmowy odbiorcy dotyczącej zainstalowania gazomierza i pokrycia kosztów, o których mowa w ust. 2, przedsiębiorstwo gazownicze może wstrzymać dostawę paliwa

gazowego lub rozwiązać umowę sprzedaży paliw gazowych.

§ 29.

1. Po zakończeniu dostarczania paliw gazowych, a także w razie wymiany układu pomiarowego w trakcie dostaw paliw gazowych, przedsiębiorstwo gazownicze jest zobowiązane wydać odbiorcy

dokument zawierający dane identyfikujące układ pomiarowy i stany wskazań liczydeł w chwili zakończenia dostarczania paliw gazowych lub demontażu.

2. Odbiorca może uczestniczyć przy odczycie wskazań urządzenia pomiarowego przed jego demontażem.

§ 30.

1. Na żądanie odbiorcy zaliczanego do I grupy przyłączeniowej przedsiębiorstwo gazownicze jest zobowiązane dokonać sprawdzenia prawidłowości działania gazomierza nie później niż w ciągu 30

dni od dnia zgłoszenia żądania.

2. Odbiorca ma prawo żądać laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania gazomierza. Badanie laboratoryjne przeprowadza się w ciągu 30 dni od dnia poinformowania odbiorcy o wyniku

sprawdzenia, o którym mowa w ust. 1.

3. Odbiorca pokrywa koszty sprawdzenia prawidłowości działania gazomierza oraz badania laboratoryjnego tylko w przypadku, gdy w wyniku badania laboratoryjnego nie stwierdzono

nieprawidłowości w działaniu gazomierza.

4. W każdym przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu gazomierza przedsiębiorstwo gazownicze zobowiązane jest dokonać korekty uprzednio wystawionych faktur, na zasadach i w

terminach określonych w taryfach.

§ 31.

W stosunku do odbiorców zaliczanych do II grupy przyłączeniowej szczegółowe wymagania i obowiązki stron dotyczące układu pomiarowego określa umowa sprzedaży paliw gazowych lub umowa o

świadczenie usługi przesyłowej.

Rozdział 7

Przepisy przejściowe i końcowe

§ 32.

Warunki przyłączenia wydane przed dniem wejścia w życie rozporządzenia zachowują ważność przez okres w nich oznaczony w zakresie, w jakim nie są sprzeczne z przepisami niniejszego

rozporządzenia.

§ 33.

Traci moc rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 lipca 1998 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci gazowych, pokrywania kosztów przyłączenia, obrotu

paliwami gazowymi, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci gazowych oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców (Dz. U. Nr 93, poz. 588).

§ 34.

Rozporządzenie wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia.

Rozporządzenie Ministra Gospodarki

z dnia 30 lipca 2001 r.

w sprawie warunków technicznych, jakim powinny odpowiadać sieci gazowe.

(Dz. U. Nr 97, poz. 1055)

Na podstawie art. 7 ust. 2 pkt 2 ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. - Prawo budowlane (Dz. U. z 2000 r. Nr 106, poz. 1126, Nr 109, poz. 1157 i Nr 120, poz. 1268 oraz z 2001 r. Nr 5, poz. 42) zarządza się, co

następuje:

Rozdział 1

Przepisy ogólne

§ 1.

1. Przepisy rozporządzenia stosuje się, z zastrzeżeniem ust. 2, przy projektowaniu, budowie, przebudowie lub rozbudowie sieci gazowych służących do przesyłania i dystrybucji paliw gazowych.

2. Przepisów rozporządzenia nie stosuje się do:

1) sieci gazowych służących do przesyłania gazów technicznych i skroplonych gazów węglowodorowych (C3-C4),

2) sieci gazowych w kanałach zbiorczych,

3) doświadczalnych sieci gazowych,

4) sieci gazowych znajdujących się na terenach zakładów górniczych i wojskowych,

5) znajdujących się w budynkach instalacji gazowych nienależących do sieci gazowych, określonych w odrębnych przepisach.

§ 2.

Użyte w rozporządzeniu określenia oznaczają:

1) sieć gazowa - gazociągi wraz ze stacjami gazowymi, układami pomiarowymi, tłoczniami gazu, magazynami gazu, połączone i współpracujące ze sobą, służące do przesyłania i dystrybucji

paliw gazowych, należące do przedsiębiorstwa gazowniczego,

2) paliwo gazowe - paliwo pochodzenia naturalnego, spełniające wymagania Polskich Norm,

3) gazociąg - rurociąg wraz z wyposażeniem, służący do przesyłania i dystrybucji paliw gazowych,

4) klasa lokalizacji - klasyfikację terenu według stopnia urbanizacji obszaru położonego geograficznie wzdłuż gazociągu,

5) strefa kontrolowana - obszar wyznaczony po obu stronach osi gazociągu, w którym operator sieci gazowej podejmuje czynności w celu zapobieżenia działalności mogącej mieć negatywny

wpływ na trwałość i prawidłową eksploatację gazociągu,

6) operator sieci gazowej - jednostkę organizacyjną przedsiębiorstwa gazowniczego posiadającego koncesję na przesyłanie i dystrybucję paliw gazowych siecią gazową, odpowiedzialną za

ruch sieciowy,

7) skrzyżowanie - miejsce, w którym gazociąg przebiega pod lub nad obiektami budowlanymi lub terenowymi takimi jak autostrada, linia kolejowa, rzeka, kanał, grobla,

8) ciśnienie - nadciśnienie gazu wewnątrz sieci gazowej mierzone w warunkach statycznych,

9) maksymalne ciśnienie robocze (MOP) - maksymalne ciśnienie, przy którym sieć gazowa może pracować w sposób ciągły w normalnych warunkach roboczych (normalne warunki robocze

oznaczają brak zakłóceń w urządzeniach i przepływie paliwa gazowego),

10) maksymalne dopuszczalne ciśnienie pracy (MAOP) - maksymalną wartość ciśnienia, jakiemu może być poddana sieć gazowa,

11) ciśnienie robocze (OP) - ciśnienie, które występuje w sieci gazowej w normalnych warunkach roboczych,

12) maksymalne ciśnienie przypadkowe (MIP) - maksymalne ciśnienie, na jakie sieć gazowa może być narażona w ciągu krótkiego okresu czasu, ograniczone przez urządzenia zabezpieczające,

13) współczynnik projektowy - współczynnik charakteryzujący stopień zredukowania naprężeń obwodowych w gazociągach,

14) ciśnienie projektowe - ciśnienie stosowane w obliczeniach projektowych,

15) minimalna żądana wytrzymałość (MRS) - prognozowaną wytrzymałość hydrostatyczną rur z tworzyw sztucznych po 50 latach ich użytkowania w temperaturze 293,15 K (20°C),

16) ciśnienie krytyczne szybkiej propagacji pęknięć - ciśnienie w rurach z tworzyw sztucznych, przy którym w temperaturze 273,15 K (0°C) następuje szybkie rozprzestrzenianie pęknięć,

17) rezystancja jednostkowa przejścia gazociągu - rezystancję między gazociągiem a środowiskiem elektrolitycznym, odniesioną do jednostki powierzchni lub jednostki długości gazociągu,

18) próba ciśnieniowa - zastosowanie ciśnienia próbnego w sieci gazowej, przy którym sieć gazowa daje gwarancję bezpiecznego funkcjonowania,

19) próba wytrzymałości - próbę ciśnieniową przeprowadzaną w celu sprawdzenia, czy dana sieć gazowa spełnia wymagania wytrzymałości mechanicznej,

20) próba szczelności - próbę przeprowadzaną w celu sprawdzenia, czy sieć gazowa spełnia wymagania szczelności na przecieki paliwa gazowego,

21) próba hydrauliczna - próbę ciśnieniową wytrzymałości lub szczelności, przeprowadzaną przy użyciu czynnika ciekłego,

22) próba pneumatyczna - próbę ciśnieniową wytrzymałości lub szczelności, przeprowadzaną przy użyciu czynnika gazowego,

23) próba specjalna - próbę hydrauliczną obciążania gazociągów w granicach plastyczności materiału rur, przeprowadzoną w celu poprawienia ich właściwości wytrzymałościowych,

24) stacja gazowa - zespół urządzeń w sieci gazowej, spełniający oddzielnie lub równocześnie funkcje redukcji, uzdatnienia, regulacji, pomiarów i rozdziału paliwa gazowego,

25) stacja redukcyjna - stację gazową, w skład której wchodzą przewód wejściowy i wyjściowy, armatura odcinająca i filtrująca, urządzenia regulacji ciśnienia paliwa gazowego, ciśnieniowy

system bezpieczeństwa, urządzenia rejestrujące ciśnienie oraz systemy alarmowe,

26) stacja pomiarowa - stację gazową, w skład której wchodzą urządzenia pomiarowe przeznaczone do pomiarów strumienia objętości, masy lub energii paliwa gazowego, przewód wejściowy i

wyjściowy oraz armatura odcinająca i filtrująca,

27) punkt redukcyjny - stację redukcyjną o strumieniu objętości równym 60 m3/h lub mniejszym i ciśnieniu roboczym na wejściu od 10 kPa do 0,5 MPa włącznie,

28) przewód wejściowy stacji gazowej - odcinek rurociągu łączący zespół zaporowo-upustowy z armaturą odcinającą na wejściu do stacji,

29) przewód wyjściowy stacji gazowej - odcinek rurociągu łączący armaturę odcinającą na wyjściu ze stacji z zespołem zaporowo-upustowym,

30) przewód awaryjny - odcinek gazociągu dający możliwość ominięcia elementu sieci gazowej, takich jak stacja gazowa, tłocznia gazu itp.,

31) system kontroli ciśnienia - połączony system zawierający: reduktory ciśnienia, ciśnieniowy system bezpieczeństwa, urządzenia rejestrujące ciśnienie oraz systemy alarmowe i telemetryczne,

32) ciśnieniowy system bezpieczeństwa - system zabezpieczający ciśnienie na wyjściu, po redukcji lub tłoczeniu w określonych dopuszczalnych wartościach,

33) urządzenie regulujące ciśnienie - reduktor lub regulator ciśnienia, zapewniający utrzymanie ciśnienia na określonym poziomie,

34) tłocznia gazu - zespół urządzeń sprężania, regulacji i bezpieczeństwa wraz z instalacjami zasilającymi i pomocniczymi, spełniający oddzielnie lub równocześnie funkcje: przetłaczania gazu,

podwyższania ciśnienia gazu ze złóż i zbiorników oraz zatłaczania gazu do tych zbiorników,

35) instalacja technologiczna tłoczni - rurociągi wraz z armaturą i urządzeniami oraz orurowaniem gazowym sprężarek, doprowadzające do sprężarek i odprowadzające gaz po sprężaniu,

znajdujące się pomiędzy układami odcinającymi na wejściu i wyjściu z tłoczni,

36) orurowanie gazowe sprężarki - rurociągi wraz z armaturą, łączące sprężarkę z gazociągiem ssącym i tłocznym oraz z jej poszczególnymi stopniami sprężania,

37) agregat sprężarkowy - zespół silnika i sprężarki gazu łącznie z układem sterowania agregatem,

38) układ sterowania agregatem - układ uruchamiania, wyłączania, kontrolowania, sterowania i zabezpieczenia agregatu sprężarkowego,

39) układ sterowania tłocznią gazu - układ nadzorowania, kontrolowania, sterowania i zabezpieczenia tłoczni wraz z układami sterowania agregatem,

40) korozja naprężeniowa - pęknięcia śródkrystaliczne lub międzykrystaliczne w materiale rury stalowej lub armatury metalowej, które powstają w wyniku oddziaływania środowiska korozyjnego i

wewnętrznych lub zewnętrznych naprężeń,

41) magazyny gazu - magazyny tworzone w górotworze, w tym w podziemnych wyrobiskach górniczych, oraz zbiorniki ciśnieniowe i kriogeniczne wraz z urządzeniami zatłaczania, redukcji,

pomiarów, osuszania i podgrzewania gazu,

42) metr sześcienny normalny (m3) - jednostkę rozliczeniową oznaczającą ilość suchego gazu zawartą w objętości 1 m3 przy ciśnieniu 101,325 kPa, w temperaturze 273,15 K (0°C).

§ 3.

Przy projektowaniu i budowie sieci gazowej należy uwzględniać warunki geologiczne, hydrologiczne, wymagania ochrony przeciwpożarowej oraz ochrony środowiska i zabytków.

§ 4.

1. Sieć gazowa powinna być projektowana i budowana zgodnie z przepisami prawa budowlanego, w sposób zapewniający jej bezpieczną eksploatację oraz dostawę paliwa gazowego w ilościach

wynikających z bieżącego i planowanego zapotrzebowania.

2. Projektujący i budujący sieć gazową powinni stosować system zarządzania jakością.

3. Sieć gazowa powinna być sterowana i kontrolowana przez operatora sieci gazowej.

Rozdział 2

Gazociągi

§ 5.

Gazociągi dzieli się według:

1) maksymalnego ciśnienia roboczego na:

a) gazociągi niskiego ciśnienia do 10 kPa włącznie,

b) gazociągi średniego ciśnienia powyżej 10 kPa do 0,5 MPa włącznie,

c) gazociągi podwyższonego średniego ciśnienia powyżej 0,5 MPa do 1,6 MPa włącznie,

d) gazociągi wysokiego ciśnienia powyżej 1,6 MPa do 10 MPa włącznie,

2) stosowanych materiałów na:

a) gazociągi stalowe,

b) gazociągi z tworzyw sztucznych.

§ 6.

1. Gazociągi należy budować na terenach zaliczanych do pierwszej i drugiej klasy lokalizacji.

2. Tereny o zabudowie jedno- lub wielorodzinnej, intensywnym ruchu kołowym, rozwiniętej infrastrukturze podziemnej - takie jak sieci wodociągowe, cieplne i kanalizacyjne, przewody energetyczne i

telekomunikacyjne - oraz ulice, drogi i tereny górnicze zalicza się do pierwszej klasy lokalizacji.

3. Inne tereny, niewymienione w ust. 2, zalicza się do drugiej klasy lokalizacji.

4. Operator sieci gazowej dokonuje ustalenia klasy lokalizacji gazociągu na podstawie miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego.

§ 7.

1. Wymagania wytrzymałościowe gazociągów zależą od klasy lokalizacji.

2. Naprężenia obwodowe gazociągu stalowego w warunkach statycznych wywoływane maksymalnym ciśnieniem roboczym nie powinny przekraczać iloczynu minimalnej wartości granicy

plastyczności Rt0,5 i współczynnika projektowego, wynoszącego dla:

1) pierwszej klasy lokalizacji - 0,40,

2) drugiej klasy lokalizacji - 0,72.

3. Naprężenia obwodowe gazociągu z tworzyw sztucznych w warunkach statycznych, wywołane maksymalnym ciśnieniem roboczym, nie powinny przekraczać iloczynu wartości minimalnej wartości

żądanej wytrzymałości i współczynnika projektowego, wynoszącego dla pierwszej i drugiej klasy lokalizacji - 0,5.

4. Sposób dokonywania obliczeń wytrzymałościowych gazociągów, o których mowa w § 5, w warunkach obciążeń statycznych i dynamicznych, określają Polskie Normy.

5. Gazociągi eksploatowane mogą być zakwalifikowane do odpowiedniej klasy lokalizacji po dostosowaniu ich naprężeń obwodowych do wymagań określonych w ust. 2 i 3.

§ 8.

1. Dopuszcza się lokalizowanie gazociągów:

1) w drogowych obiektach inżynierskich zgodnie z odrębnymi przepisami, w tym:

a) w tunelach przeznaczonych dla pieszych lub dla ruchu kołowego i przepustach,

b) na mostach, wiaduktach lub specjalnych konstrukcjach,

2) w kanałach i innych obudowanych przestrzeniach, pod warunkiem że są one wentylowane lub wypełnione piaskiem bądź innym materiałem niepalnym, lub zastosowano dla gazociągu rury

ochronne,

3) nad i pod powierzchnią ziemi na terenach leśnych, górzystych, podmokłych, bagnistych, w wodzie, pod dnem cieków lub akwenów oraz nad innymi przeszkodami terenowymi.

2. Lokalizując gazociągi w miejscach, o których mowa w ust. 1 pkt 3, należy zabezpieczyć je przed przemieszczaniem.

3. Gazociągi układane na terenach górniczych powinny być zabezpieczone przed szkodliwym oddziaływaniem przemieszczania się gruntu.

4. Trasa gazociągu i armatura zabudowana powinny być trwale oznakowane w terenie.

§ 9.

1. Gazociągi powinny być układane w ziemi lub nad ziemią, z uwzględnieniem wymagań określonych w odrębnych przepisach.

2. Dla gazociągów układanych w ziemi i nad ziemią powinny być wyznaczone, na okres eksploatacji gazociągu, strefy kontrolowane, których linia środkowa pokrywa się z osią gazociągu.

3. W strefach kontrolowanych operator sieci gazowej powinien kontrolować wszelkie działania, które mogłyby spowodować uszkodzenie gazociągu.

4. W strefach kontrolowanych nie należy wznosić budynków, urządzać stałych składów i magazynów, sadzić drzew oraz nie powinna być podejmowana żadna działalność mogąca zagrozić trwałości

gazociągu podczas jego eksploatacji. Dopuszcza się, za zgodą operatora sieci gazowej, urządzanie parkingów nad gazociągiem.

5. Jeżeli w planach uzbrojenia podziemnego nie przewidziano, dla gazociągów układanych w pasach drogowych na terenach miejskich i wiejskich, stref kontrolowanych o szerokości określonej w

ust. 6, należy je ustalić w projekcie budowlanym gazociągu.

6. Szerokość stref kontrolowanych, których linia środkowa pokrywa się z osią gazociągu, powinna wynosić:

1) dla gazociągów podwyższonego średniego ciśnienia i gazociągów wysokiego ciśnienia, o średnicy nominalnej oznaczonej symbolem "DN":

a) do DN 150 włącznie - 4 m,

b) powyżej DN 150 do DN 300 włącznie - 6 m,

c) powyżej DN 300 do DN 500 włącznie - 8 m,

d) powyżej DN 500 - 12 m,

2) dla gazociągów niskiego i średniego ciśnienia - 1 m.

7. Dla gazociągów układanych w przecinkach leśnych powinien być wydzielony pas gruntu, o szerokości po 2 m z obu stron osi gazociągu, bez drzew i krzewów.

8. W przypadku równolegle układanych gazociągów, których strefy kontrolowane stykają się lub nakładają, należy przyjąć całkowitą szerokość strefy kontrolowanej stanowiącą sumę odstępu osi

dwóch skrajnych gazociągów i połowy szerokości stref kontrolowanych zewnętrznych gazociągów.

§ 10.

1. Odległość pomiędzy powierzchnią zewnętrzną gazociągu i skrajnymi elementami uzbrojenia powinna wynosić nie mniej niż 40 cm, a przy skrzyżowaniach lub zbliżeniach - nie mniej niż 20 cm,

jeżeli gazociąg układany jest w pierwszej klasie lokalizacji równolegle do podziemnego uzbrojenia.

2. Dopuszcza się zmniejszenie odległości, o których mowa w ust. 1, po zastosowaniu płyt izolujących lub innych środków zabezpieczających.

3. Przy układaniu gazociągów w drugiej klasie lokalizacji równolegle do istniejącego gazociągu, odległość pomiędzy powierzchniami zewnętrznymi gazociągów o średnicy nominalnej oznaczonej

symbolem "DN":

1) do DN 150 włącznie - nie powinna być mniejsza niż 1,00 m,

2) powyżej DN 150 do DN 400 włącznie - nie powinna być mniejsza niż 1,50 m,

3) powyżej DN 400 do DN 600 włącznie - nie powinna być mniejsza niż 2,00 m,

4) powyżej DN 600 do DN 900 włącznie - nie powinna być mniejsza niż 3,00 m,

5) powyżej DN 900 - nie powinna być mniejsza niż 3,50 m.

4. Jeżeli są układane równolegle gazociągi o różnych średnicach, odstęp między nimi ustala się, biorąc pod uwagę większą ze średnic.

5. Odległości i wymagania dla gazociągów budowanych w obrębie dróg, linii kolejowych oraz napowietrznych linii wysokiego napięcia i kabli energetycznych oraz innych obiektów budowlanych

określają odrębne przepisy.

§ 11.

1. Gazociąg stalowy powinien być wykonany z rur przewodowych stalowych dla mediów palnych, zgodnie z wymaganiami określonymi w Polskich Normach.

2. Rury stalowe stosowane do budowy gazociągu powinny charakteryzować się wymaganymi wartościami udarności, określonymi w odrębnych przepisach, i potwierdzonymi badaniami w

przewidywanych temperaturach roboczych.

3. Wymagania techniczne, jakim powinny odpowiadać rury z tworzyw sztucznych, określają odrębne przepisy.

§ 12.

1. Gazociąg powinien być wyposażony w armaturę zaporową i upustową.

2. Armatura zaporowa i upustowa powinna mieć wytrzymałość mechaniczną oraz konstrukcję umożliwiającą przenoszenie maksymalnych ciśnień i naprężeń mogących wystąpić w gazociągu w

skrajnych temperaturach jego pracy.

3. Korpusy armatury zaporowej i upustowej powinny być wykonane ze stali lub staliwa.

4. W gazociągu o maksymalnym ciśnieniu roboczym nieprzekraczającym 1,6 MPa dopuszcza się stosowanie armatury zaporowej i upustowej z korpusami z żeliwa sferoidalnego i ciągliwego.

5. W gazociągu z tworzyw sztucznych dopuszcza się stosowanie armatury zaporowej i upustowej wykonanej z tych tworzyw.

6. Części armatury zaporowej i upustowej mające kontakt z paliwem gazowym powinny być odporne na jego działanie.

7. Armatura zaporowa i upustowa zabudowana w gazociągu układanym pod powierzchnią jezdni powinna być zabezpieczona przed uszkodzeniem od obciążeń powodowanych naciskami

mechanicznymi.

8. Warunki techniczne, jakim powinna odpowiadać armatura zaporowa i upustowa stosowana do budowy gazociągów, określają przepisy o dozorze technicznym i Polskie Normy.

9. Gazociągi wysokiego ciśnienia powinny być podzielone na odcinki wydzielone za pomocą armatury zaporowej i upustowej zamykanej ręcznie lub automatycznie bądź za pomocą zdalnego

sterowania.

10. Przy określaniu długości odcinków gazociągu należy brać pod uwagę ich średnicę, ciśnienie i czas opróżnienia z paliwa gazowego. Odległość między armaturą zaporową i upustową nie

powinna być większa niż:

1) 20 km - dla gazociągu w drugiej klasie lokalizacji,

2) 10 km - dla gazociągu w pierwszej klasie lokalizacji.

§ 13.

1. Do łączenia rur stalowych przewodowych z armaturą zaporową i upustową mogą być stosowane połączenia spawane i kołnierzowe; w zakresie średnic do DN 50 włącznie mogą być również

stosowane połączenia gwintowe ze szczelnością uzyskiwaną na gwincie.

2. Technologia łączenia rur oraz użyte materiały dodatkowe powinny zapewnić wytrzymałość połączeń równą wytrzymałości materiałów podstawowych.

§ 14.

1. Łączenie rur, o których mowa w § 11 ust. 1, powinno być wykonane wyłącznie za pomocą spawania elektrycznego.

2. Kategorię wymagań jakościowych połączeń spawanych w zależności od maksymalnego ciśnienia roboczego i grup materiałowych rur określają Polskie Normy.

3. Wykonawcy złączy spawanych, w zależności od kategorii wymagań jakościowych, powinni stosować system jakości zgodnie z wymaganiami określonymi w Polskich Normach.

4. Złącza spawane powinny być wykonywane zgodnie z uznanymi technologiami spawania oraz instrukcjami technologicznymi spawania, określonymi w Polskich Normach.

5. Jakość złączy spawanych powinna być badana metodami nieniszczącymi lub w razie wymagań dodatkowych metodami niszczącymi. Metody badań i udział procentowy badanych spoin, w

zależności od kategorii wymagań jakościowych, określają Polskie Normy.

6. Sprawdzeniu badaniami nieniszczącymi podlegają wszystkie połączenia spawane wykonane w gazociągach ułożonych na mostach, wiaduktach, na terenach bagnistych, podmokłych, górniczych

oraz w miejscach skrzyżowań z przeszkodami terenowymi.

§ 15.

1. W gazociągu stalowym elementy zmieniające średnice gazociągu, takie jak łuki lub odgałęzienia, powinny być wykonane przez zastosowanie kształtek kutych lub ciągnionych.

2. Dopuszcza się wykonywanie elementów, o których mowa w ust. 1, z rur przewodowych w sposób określony w odrębnych przepisach.

3. Przy wykonywaniu włączeń do czynnego gazociągu dopuszcza się stosowanie trójników i nakładek rozciętych pełnoobwodowych.

§ 16.

1. Rury i kształtki polietylenowe powinny być łączone za pomocą połączeń zgrzewanych czołowo lub elektrooporowo, a z rurami stalowymi - za pomocą kształtek polietylenowo-stalowych. Połączenia

zgrzewane powinny spełniać wymagania określone w Polskich Normach.

2. Odgałęzienia przy wykonywaniu włączeń do czynnego gazociągu z polietylenu powinny być wykonane z zastosowaniem trójników siodłowych.

§ 17.

1. Rury i kształtki poliamidowe należy łączyć za pomocą klejenia lub połączeń zaciskowych i kołnierzowych.

2. Połączenia, o których mowa w ust. 1, powinny spełniać wymagania określone w odrębnych przepisach.

§ 18.

1. Gazociąg stalowy powinien być zabezpieczony przed korozją zewnętrzną za pomocą powłok ochronnych izolacyjnych i ochrony elektrochemicznej. Dopuszcza się niestosowanie ochrony

elektrochemicznej do zabezpieczenia gazociągu stalowego o maksymalnym ciśnieniu roboczym równym lub mniejszym niż 0,5 MPa, jeżeli zapewniona zostanie całkowita szczelność powłoki

gazociągu okresowo monitorowana podczas jego eksploatacji.

2. Powłoki ochronne gazociągu stalowego powinny być dobierane z uwzględnieniem warunków, jakie występują w otaczającym środowisku pracy gazociągu oraz współdziałania z ochroną

elektrochemiczną.

3. Rury stalowe stosowane do budowy gazociągów powinny być zabezpieczone fabrycznie powłoką z tworzyw sztucznych.

4. Dopuszcza się stosowanie rur izolowanych taśmami z tworzyw sztucznych dla gazociągów o średnicach nieprzekraczających DN 50.

5. Powłoki ochronne gazociągu stalowego powinny być poddawane badaniom szczelności, przeprowadzanym podczas układania gazociągu.

6. Jakość powłoki gazociągu po jego przykryciu ziemią powinna być badana w szczególności poprzez wyznaczenie jednostkowej rezystancji przejścia gazociągu względem ziemi, która powinna być

zgodna z wartością określoną w projekcie budowlanym.

7. Gazociąg stalowy, dla którego stosuje się ochronę elektrochemiczną przed korozją, powinien:

1) posiadać przewodność elektryczną,

2) być oddzielony elektrycznie przez złącza izolujące od obiektów niewymagających ochrony,

3) być odizolowany elektrycznie od wszelkich konstrukcji i elementów o małej rezystancji przejścia względem ziemi.

§ 19.

1. Gazociąg przed oddaniem do eksploatacji powinien być poddany próbom wytrzymałości i szczelności.

2. Gazociąg stalowy wysokiego ciśnienia i podwyższonego średniego ciśnienia, który będzie pracować przy naprężeniach obwodowych o równej lub większej od 30% wartości granicy plastyczności

materiału rur, powinien być poddany:

1) w drugiej klasie lokalizacji - próbie hydraulicznej lub pneumatycznej wytrzymałości do ciśnienia nie niższego od iloczynu współczynnika 1,3 i maksymalnego ciśnienia roboczego,

2) w pierwszej klasie lokalizacji - próbie hydraulicznej wytrzymałości do ciśnienia nie niższego od iloczynu współczynnika 1,5 i maksymalnego ciśnienia roboczego,

3) próbie hydraulicznej lub pneumatycznej szczelności do ciśnienia równego iloczynowi współczynnika 1,1 i maksymalnego ciśnienia roboczego.

3. Naprężenia wywołane ciśnieniem próby wytrzymałości, o której mowa w ust. 2 pkt 1 i 2, nie powinny przekroczyć 95% minimalnej granicy plastyczności Rt0,5.

4. Gazociąg o maksymalnym ciśnieniu roboczym równym lub mniejszym od 0,5 MPa powinien być poddany próbie pneumatycznej szczelności powietrzem lub gazem obojętnym pod ciśnieniem

większym o 0,2 MPa od maksymalnego ciśnienia roboczego.

5. Wymagania w zakresie przeprowadzania prób wytrzymałości i szczelności określają Polskie Normy.

6. Dopuszcza się, aby odcinki gazociągu o średnicach równych lub mniejszych od DN 150 i długości do 300 m lub o średnicach większych od DN 150 i długości do 200 m nie były poddane próbie

szczelności, pod warunkiem że cały gazociąg poddano próbie wytrzymałości do ciśnienia, o którym mowa w ust. 2 pkt 1 i 2, oraz wszystkie spoiny były skontrolowane metodami nieniszczącymi,

zgodnie z § 14 ust. 5.

7. Wszystkie spoiny obwodowe, łączące poszczególne sekcje gazociągów, po przeprowadzonych próbach ciśnieniowych powinny być poddane badaniom nieniszczącym, zgodnie z § 14 ust. 5.

8. Gazociąg z tworzywa sztucznego po dostatecznym utwardzeniu złączy powinien być poddany próbie wytrzymałości i szczelności. Gazociąg powinien być poddany ciśnieniu nie mniejszemu niż

iloczyn współczynnika 1,5 i maksymalnego ciśnienia roboczego, lecz nieprzekraczającemu iloczynu współczynnika 0,9 i ciśnienia krytycznego szybkiej propagacji pęknięć.

§ 20.

Gazociąg nowo wybudowany wysokiego i podwyższonego średniego ciśnienia oraz gazociąg eksploatowany, w którym zachodzi konieczność podwyższenia maksymalnego ciśnienia roboczego,

może być poddawany próbom specjalnym. Sposób przeprowadzenia prób specjalnych określają odrębne przepisy.

§ 21.

Gazociąg nieprzekazany do eksploatacji w okresie 6 miesięcy od zakończenia prób ciśnieniowych powinien być ponownie poddany próbom szczelności przed oddaniem go do użytkowania.

§ 22.

1. Powierzchnie wewnętrzne gazociągu przed oddaniem do eksploatacji powinny być oczyszczone.

2. Gazociąg podwyższonego średniego ciśnienia i wysokiego ciśnienia o średnicach równych i większych od DN 200 powinien być przystosowany do czyszczenia tłokami lub inspekcji wewnętrznej.

§ 23.

1. Dopuszcza się podwyższenie ciśnień roboczych w eksploatowanych gazociągach stalowych i z tworzyw sztucznych, po określeniu dla nich maksymalnego dopuszczalnego ciśnienia pracy.

2. Maksymalne dopuszczalne ciśnienie pracy gazociągu określa się na podstawie obliczeń wytrzymałościowych z uwzględnieniem najsłabszego elementu gazociągu stalowego.

3. Dla gazociągów o nieznanych właściwościach wytrzymałościowych należy za pomocą badań określić co najmniej:

1) granicę plastyczności - w przypadku gazociągów stalowych,

2) wartość minimalnej żądanej wytrzymałości - w przypadku gazociągów z tworzyw sztucznych.

4. Gazociąg stalowy o maksymalnym ciśnieniu roboczym wyższym od 0,5 MPa przy podwyższaniu ciśnienia powinien być poddany próbie hydraulicznej, a maksymalne dopuszczalne ciśnienie pracy

powinno być niższe od iloczynu ciśnienia próby i współczynnika projektowego, określonego w § 7 ust. 2.

5. Gazociągi o maksymalnym ciśnieniu roboczym do 0,5 MPa włącznie przy podwyższaniu ciśnienia powinny być poddane próbie ciśnieniowej, a maksymalne dopuszczalne ciśnienie robocze

powinno być niższe od iloczynu ciśnienia próby i współczynnika 0,67.

Rozdział 3

Stacje gazowe

§ 24.

1. Stacje gazowe powinny spełniać wymagania określone w § 3 i § 4 ust. 1.

2. Dopuszcza się umieszczenie punktów redukcyjnych i stacji gazowych o strumieniu objętości paliwa gazowego nieprzekraczającym 200 m3/h, o maksymalnym ciśnieniu roboczym na wejściu do

1,6 MPa, oraz stacje o strumieniu objętości nieprzekraczającym 300 m3/h, lecz o maksymalnym ciśnieniu roboczym na wejściu do 0,5 MPa - przy ścianach budynku wykonanych z materiałów

niepalnych lub w ich wnękach.

3. Stacje gazowe o strumieniu objętości paliwa gazowego nieprzekraczającym 200 m3/h i o maksymalnym ciśnieniu roboczym na wejściu do 0,5 MPa mogą być zlokalizowane w kotłowniach

umieszczonych w pomieszczeniach technicznych budynków lub w budynkach wolno stojących przeznaczonych na kotłownie. Pomieszczenia te powinny spełniać wymagania określone w odrębnych

przepisach i Polskich Normach.

4. Dla stacji gazowych niewymienionych w ust. 2 i 3 odległości tych stacji od obiektów budowlanych powinny być większe od poziomego zasięgu stref zagrożenia wybuchem ustalonych dla tych

stacji, o ile przepisy odrębne nie stanowią inaczej.

5. Zasięg stref zagrożenia wybuchem dla stacji gazowych i innych instalacji sieci gazowej określają odrębne przepisy.

§ 25.

Otwory okienne, drzwiowe i wentylacyjne w ścianach, na których są umieszczone punkty redukcyjne i stacje, o których mowa w § 24 ust. 2, powinny znajdować się poza strefą zagrożenia wybuchem

stacji gazowej.

§ 26.

1. Poszczególne elementy ciągów redukcyjnych, urządzenia zabezpieczające i redukcyjne oraz aparatura kontrolno-pomiarowa stacji gazowej mogą być instalowane w obudowie, pod zadaszeniem

lub na otwartej przestrzeni.

2. Obudowy stacji gazowych mogą stanowić oddzielne budynki, kontenery, obudowy zlokalizowane w ziemi i na dachach budynków.

§ 27.

1. Stacje redukcyjne powinny być wyposażone co najmniej w dwa ciągi redukcyjne z regulacją automatyczną, każdy o przepustowości stacji, przy czym jeden z nich powinien być ciągiem rezerwowym.

2. Przy zastosowaniu w stacjach redukcyjnych więcej niż dwóch ciągów redukcyjnych dopuszcza się, aby każdy z nich miał przepustowość mniejszą niż przepustowość stacji.

3. W stacjach redukcyjnych mogą być umieszczone urządzenia związane z pomiarem lub nawanianiem.

4. Urządzenia stacji redukcyjnej wraz z ciągami redukcyjnymi do pierwszej armatury zaporowej włącznie zainstalowanej po urządzeniach regulujących ciśnienie powinny spełniać wymagania

wytrzymałościowe odpowiadające maksymalnemu ciśnieniu roboczemu gazociągu zasilającego stację.

§ 28.

W sieciach gazowych niskiego i średniego ciśnienia dopuszcza się instalowanie stacji gazowych z jednym ciągiem redukcyjnym, pod warunkiem że stacja współpracuje z innymi stacjami gazowymi

mogącymi przejąć jej funkcje lub że wyłączenie się stacji wskutek awarii nie spowoduje zagrożenia lub strat u odbiorców.

§ 29.

1. W przypadku gdy maksymalne ciśnienie robocze na wejściu do stacji gazowej przekracza maksymalne ciśnienie przypadkowe na wyjściu, powinien być stosowany ciśnieniowy system

bezpieczeństwa niedopuszczający do nadmiernego wzrostu ciśnienia wyjściowego i ciśnienia między stopniami redukcji.

2. W stacji gazowej redukcyjnej nie jest wymagane stosowanie ciśnieniowego systemu bezpieczeństwa, o ile maksymalne ciśnienie robocze na wejściu jest równe 10 kPa lub mniejsze oraz gdy nie

przekracza maksymalnego ciśnienia przypadkowego na wyjściu.

3. Ciśnieniowy system bezpieczeństwa powinien działać automatycznie i nie dopuszczać do przekroczenia wartości granicznych maksymalnego ciśnienia przypadkowego na wyjściu.

4. Ponowne uruchomienie stacji gazowej redukcyjnej powinno być możliwe wówczas, gdy ciśnienie na wyjściu osiągnie dopuszczalne wartości.

§ 30.

1. W celu zabezpieczenia przed nadmiernym wzrostem ciśnienia wyjściowego każdy ciąg redukcyjny z automatyczną regulacją powinien być wyposażony w urządzenie regulujące ciśnienie i w szybko

zamykający zawór bezpieczeństwa.

2. Jeżeli różnica maksymalnego ciśnienia roboczego na wejściu i maksymalnego ciśnienia roboczego na wyjściu stacji redukcyjnej przekracza 1,6 MPa, a jednocześnie maksymalne ciśnienie

robocze na wejściu jest większe od wartości ciśnienia próby wytrzymałości sieci i jej elementów po redukcji, powinien być zastosowany oprócz urządzenia, o którym mowa w ust. 1, drugi zawór

szybko zamykający lub drugi reduktor monitorujący.

3. W przypadku zastosowania zaworu bezpieczeństwa, o którym mowa w § 33 ust. 3, nie jest wymagane stosowanie zaworów szybko zamykających lub reduktorów monitorujących.

§ 31.

1. W stacjach redukcyjnych z wielostopniową redukcją ciśnienia gazu każdy stopień redukcji powinien być, z zastrzeżeniem ust. 2, wyposażony w odrębny ciśnieniowy system bezpieczeństwa.

2. Dopuszcza się wyposażenie kilku szeregowo pracujących stopni redukcji ciśnienia gazu w jeden system bezpieczeństwa, pod warunkiem że maksymalne ciśnienie robocze urządzeń i rurociągów

poszczególnych stopni redukcji nie będzie niższe od maksymalnego ciśnienia roboczego, jakie może wystąpić w przyjętym układzie.

§ 32.

1. System kontroli ciśnienia powinien uniemożliwiać przekroczenie maksymalnego ciśnienia przypadkowego, stanowiącego iloczyn maksymalnego ciśnienia roboczego i współczynnika:

1) 1,15 - gdy ciśnienie jest większe od 4 MPa,

2) 1,20 - gdy ciśnienie to jest równe lub mniejsze od 4 MPa i większe od 1,6 MPa,

3) 1,30 - gdy ciśnienie to jest równe lub mniejsze od 1,6 MPa i większe od 0,5 MPa,

4) 1,40 - gdy ciśnienie to jest równe lub mniejsze od 0,5 MPa i większe od 0,2 MPa,

5) 1,75 - gdy ciśnienie to jest równe lub mniejsze od 0,2 MPa i większe od 0,1 MPa,

6) 2,50 - gdy ciśnienie to jest równe lub mniejsze od 0,1 MPa.

2. Maksymalne ciśnienie przypadkowe, jakie może wystąpić na wyjściu stacji redukcyjnej, powinno być mniejsze od ciśnienia próby wytrzymałości, jakiemu jest poddana sieć gazowa zasilana z tej

stacji.

3. Wartości ciśnień, przy których powinny działać urządzenia zabezpieczające, należy każdorazowo określić w dokumentacji eksploatacyjnej stacji gazowej.

§ 33.

1. W stacjach gazowych dopuszcza się stosowanie wydmuchowych zaworów upustowych, gdy na skutek wzrostu temperatury, przy braku przepływu gazu, będzie w niej następował wzrost ciśnienia

mogący spowodować zadziałanie szybko zamykającego zaworu bezpieczeństwa. Przepustowość wydmuchowego zaworu nie powinna przekraczać 2% przepustowości ciągu redukcyjnego.

2. Dopuszcza się instalowanie armatury zaporowej przed wydmuchowym zaworem upustowym, pod warunkiem że armatura będzie zabezpieczona przed przypadkowym zamknięciem.

3. Dopuszcza się stosowanie wydmuchowych zaworów upustowych jak

Zarządzenie Ministra Łączności

z dnia 2 września 1997 r.

w sprawie warunków, jakim powinny odpowiadać linie i urządzenia telekomunikacyjne oraz urządzenia do

przesyłania płynów lub gazów w razie ich skrzyżowania się lub zbliżenia

(M. P. Nr 59, poz. 567)

Na podstawie art. 11 ust. 2 ustawy z dnia 23 listopada 1990 r. o łączności (Dz. U. z 1995 r. Nr 117, poz. 564, z 1996 r. Nr 106, poz. 496 oraz z 1997 r. Nr 43, poz. 272, Nr 88, poz. 554 i Nr 106, poz. 675)

zarządza się, co następuje:

§ 1.

Skrzyżowania lub zbliżenia linii i urządzeń telekomunikacyjnych z urządzeniami do przesyłania płynów lub gazów powinny być tak wykonane, aby nie dopuścić do:

1) przedostawania się do kanalizacji kablowej i kabli telekomunikacyjnych płynów i gazów palnych, wybuchowych, trujących i aktywnych chemicznie oraz innych płynów powodujących

zawilgocenie lub uszkodzenie kabla,

2) podwyższania się temperatury kabla więcej niż o 5 stopni C,

3) uszkodzeń mechanicznych kabli przy pracach konserwacyjnych i budowlanych.

§ 2.

1. W razie skrzyżowania podziemnej telekomunikacyjnej linii kablowej bądź innego urządzenia telekomunikacyjnego z urządzeniem do przesyłania płynów, najmniejsza dopuszczalna odległość

pionowa między nimi powinna wynosić:

1) dla rurociągu wodnego magistralnego - 0,25 m,

2) dla rurociągu wodnego rozdzielczego - 0,15 m,

3) dla obudowy sieci cieplnej, w tym sieci preizolowanej - 0,50 m,

4) dla rurociągu ropy i produktów naftowych - 0,80 m,

5) dla przewodów kanalizacji ściekowej - 0,30 m.

2. Odległość pionowa, o której mowa w ust. 1, jest liczona od skrajni linii lub urządzenia telekomunikacyjnego do zewnętrznej powierzchni ścianki rurociągu lub obudowy.

3. W razie skrzyżowania telekomunikacyjnej linii kablowej ułożonej w ziemi bez kanalizacji kablowej z rurociągami podziemnymi, o których mowa w ust. 1, linia kablowa powinna być ułożona nad

rurociągiem w rurze ochronnej stalowej lub grubościennej z tworzywa sztucznego wystającej co najmniej o 2 m poza obrys rurociągu z każdej jego strony.

4. Dopuszcza się ułożenie telekomunikacyjnej linii kablowej pod rurociągami podziemnymi, o których mowa w ust. 1, jeżeli górna powierzchnia tego rurociągu jest ułożona w ziemi na głębokości

mniejszej niż 0,6 m; w takim wypadku kabel powinien być ułożony w rurze ochronnej.

5. Skrzyżowanie linii i urządzeń telekomunikacyjnych z urządzeniami do przesyłania płynów lub gazów powinno przebiegać tak, aby ich osie przecinały się pod kątem nie mniejszym niż 60 stopni.

6. Skrzyżowanie linii telekomunikacyjnej z gazociągiem powinno być wykonane zgodnie z Polskimi Normami.

§ 3.

1. W razie zbliżenia linii i urządzeń telekomunikacyjnych podziemnych do urządzeń podziemnych do przesyłania płynów, odległości poziome pomiędzy nimi nie powinny być mniejsze niż:

1) dla rurociągu wodnego magistralnego - 1,0 m,

2) dla rurociągu wodnego rozdzielczego - 0,5 m,

3) dla obudowy sieci cieplnej, w tym sieci preizolowanej - 2,0 m,

4) dla rurociągu ropy i produktów naftowych - 8,0 m,

5) dla przewodów kanalizacji ściekowej - 1,0 m.

2. Odległość pozioma, o której mowa w ust. 1, jest liczona od skrajni linii lub urządzenia telekomunikacyjnego do zewnętrznej powierzchni ścianki rurociągu lub obudowy.

3. Zbliżenia linii i urządzeń telekomunikacyjnych do gazociągu powinny odpowiadać wymaganiom określonym w załączniku do zarządzenia.

§ 4.

1. Jeżeli urządzenia podziemne do przesyłania płynów usytuowane są w odległościach równych lub większych niż określone w § 3 ust. 1, linie i urządzenia telekomunikacyjne nie wymagają

zabezpieczeń.

2. W razie gdy nie jest możliwe wzajemne usytuowanie podziemnych linii i urządzeń telekomunikacyjnych oraz urządzeń do przesyłania płynów z zachowaniem odległości wymienionych w § 3 ust. 1,

odległości te mogą być zmniejszone do połowy pod warunkiem zastosowania zabezpieczeń specjalnych, a poniżej połowy pod warunkiem zastosowania zabezpieczeń szczególnych; odległości te

nie mogą jednak być mniejsze niż 25% odległości podanej w § 3 ust. 1.

§ 5.

1. Zabezpieczenie specjalne linii i urządzeń telekomunikacyjnych polega na umieszczeniu linii kablowej lub rurociągu kablowego w rurach ochronnych.

2. Zabezpieczenie szczególne linii i urządzeń telekomunikacyjnych polega na oddzieleniu linii kablowej lub rurociągu kablowego od rurociągów, o których mowa w § 3 ust. 1, zaporą (ścianą)

oddzielającą.

3. W razie zbliżenia lub skrzyżowaniach linii i urządzeń telekomunikacyjnych już istniejących z nowo budowanymi urządzeniami do przesyłania płynów lub gazów należy każdorazowo uzgadniać na

etapie projektowania:

1) rodzaj zabezpieczeń linii i urządzeń telekomunikacyjnych,

2) rodzaj urządzeń do przesyłania płynów lub gazów.

4. Przepis ust. 3 stosuje się także w razie zbliżenia lub skrzyżowania już istniejących urządzeń do przesyłania płynów lub gazów z nowo budowanymi liniami i urządzeniami telekomunikacyjnymi.

5. Każde zbliżenie (skrzyżowanie) linii bądź urządzenia projektowanego oraz istniejącego powinno być odpowiednio oznaczone w dokumentacji technicznej.

§ 6.

1. W razie zbliżenia lub skrzyżowania nadziemnej linii telekomunikacyjnej z nadziemnym rurociągiem (np. gazów technicznych, ropy i produktów naftowych, obudowy sieci cieplnej), odległość

pozioma słupów linii telekomunikacyjnej liczona od rzutu: fundamentów, słupów lub podpór do ścianki rurociągu nie powinna być mniejsza od całkowitej długości słupa powiększonej o 1 m.

2. Minimalna odległość przewodów telekomunikacyjnych przy skrzyżowaniu z rurociągiem nadziemnym powinna wynosić co najmniej 2,5 m.

3. Odległość przewodów telekomunikacyjnych przy zbliżeniu do nadziemnej obudowy sieci cieplnej powinna wynosić co najmniej 2,5 m, a przy zbliżeniu do nadziemnych rurociągów do przesyłania

gazów technicznych oraz ropy i produktów naftowych - 10 m.

4. Przy skrzyżowaniu nadziemnej linii telekomunikacyjnej z nadziemnym rurociągiem do przesyłania gazów technicznych lub nadziemnym rurociągiem ropy i produktów naftowych należy stosować

izolowane przewody w linii telekomunikacyjnej.

§ 7.

Traci moc zarządzenie Ministra Łączności z dnia 12 marca 1992 r. w sprawie warunków, jakim powinny odpowiadać linie i urządzenia telekomunikacyjne oraz urządzenia do przesyłania płynów lub

gazów w razie zbliżenia się lub skrzyżowania (Monitor Polski Nr 13, poz. 94).

§ 8.

Zarządzenie wchodzi w życie po upływie 14 dni od dnia ogłoszenia.

Załącznik do zarządzenia Ministra Łączności z dnia 2 września 1997 r. (poz. 567)

WYMAGANIA JAKIM POWINNY ODPOWIADAĆ ZBLIŻENIA LINII I URZĄDZEŃ TELEKOMUNIKACYJNYCH DO GAZOCIĄGU

I. Postanowienia ogólne

1. Podstawowe odległości poziome przy zbliżeniach linii i urządzeń telekomunikacyjnych do gazociągów określone zostały w tabeli.

2. Odległości podstawowe obiektów telekomunikacyjnych od stacji gazowych powinny być równe odległościom ustalonym dla gazociągu zasilającego stację, lecz nie mniejsze od poziomego

zasięgu zewnętrznej strefy zagrożenia wybuchem ustalonej dla stacji.

3. Odległości podstawowe, jak i zmniejszone powinny być liczone od zewnętrznej ścianki gazociągu i skrajni obiektu telekomunikacyjnego.

4. Kanalizacja szczelna oznacza kanalizację wykonaną z rur z tworzyw sztucznych łączonych przez zgrzewanie lub stalowych spawanych.

II. Odległości linii i urządzeń telekomunikacyjnych od gazociągów o ciśnieniu nominalnym nie przekraczającym 0,4 MPa

1. Odległości podstawowe podane w tabeli mogą być zmniejszone do 25% odległości podstawowej (nie mniej jednak niż do 0,5 m) pod warunkiem zastosowania na gazociągu rury ochronnej.

Odległość wylotu rury ochronnej od linii lub urządzenia telekomunikacyjnego powinna odpowiadać odległościom podstawowym określonym w tabeli.

2. W przypadku braku możliwości założenia na istniejącym gazociągu rury ochronnej, dla zbliżeń nie przekraczających 10 m długości dopuszcza się możliwość zastosowania betonowej ścianki

oddzielającej gazociąg od linii lub urządzenia telekomunikacyjnego.

III. Odległości linii i urządzeń telekomunikacyjnych od gazociągów o ciśnieniu nominalnym większym niż 0,4 MPa

1. Odległości podstawowe podane w tabeli mogą być zmniejszone przy zastosowaniu większej grubości ścianki gazociągu, tak aby zmniejszyć naprężenie zredukowane w ściance rury, przy czym

jeżeli odległość linii i urządzeń telekomunikacyjnych od gazociągu wynosi co najmniej:

a) 75% odległości podstawowej - to grubość ścianki rury należy zwiększyć o 10% lub zmniejszyć o 10% naprężenie zredukowane w ściance rury,

b) 50% odległości podstawowej - to grubość ścianki rury należy zwiększyć o 20% lub zmniejszyć o 20% naprężenie zredukowane w ściance rury,

c) 25% odległości podstawowej - to grubość ścianki rury należy zwiększyć o 30% lub zmniejszyć o 30% naprężenie zredukowane w ściance rury.

2. Odległości zmniejszone dla rurociągów gazowych o zwiększonej grubości ścianki o 30% nie mogą być mniejsze niż:

a) 10 m dla gazociągów o ciśnieniu nominalnym do 1,2 MPa włącznie,

b) 15 m dla gazociągów o ciśnieniu nominalnym większym od 1,2 MPa.

3. W przypadku założenia na gazociągu rury ochronnej, kończącej się od obrysu linii i urządzeń telekomunikacyjnych w odległości wynoszącej co najmniej 25% odpowiedniej odległości

podstawowej, jednak nie mniejszej niż 10 m - dla gazociągów o ciśnieniu nominalnym do 1,2 MPa włącznie i 15 m dla gazociągów o ciśnieniu nominalnym większym niż 1,2 MPa, odległości

zmniejszone, o których mowa w ust. 2, nie mogą być mniejsze niż:

a) 5 m dla gazociągów o ciśnieniu nominalnym do 2,5 MPa,

b) 10 m dla gazociągów o ciśnieniu nominalnym większym od 2,5 MPa,

przy czym długość rury ochronnej nie może być większa niż 100 m.

4. Zmniejszonych odległości nie należy stosować w odniesieniu do linii i urządzeń telekomunikacyjnych, dla których odległości podstawowe określone w tabeli są mniejsze od odległości podanych

w ust. 2 i 3.

5. Odległość między kanalizacją kablową mającą połączenie z pomieszczeniami dla ludzi i zwierząt a gazociągiem może być zmniejszona, lecz nie może wynosić mniej niż 8 m, pod warunkiem, że

na całym odcinku zbliżenia na gazociągu zostały wykonane:

a) zwiększenia grubości ścianki o 30%,

b) sprawdzenia metodami nie niszczącymi wszystkich spoin obwodowych i wzdłużnych rury,

c) założono sączek węchowy liniowy.

IV. Odległości podstawowe [m] przy zbliżeniu obiektów telekomunikacyjnych do gazociągów układanych w ziemi

---