PRAVILA O RADU DISTRIBUTIVNOG SISTEMA "EPS DISTRIBUCIJA" d.o.o Beograd - prečišćen tekst zaključno sa izmenama i dopunama od 24. jula 2025. godine -

SADRŽAJ

1	OPŠTE ODREDBE	4
1.1	Predmet i područje primene	4
1.2	Termini i definicije	7
1.3	Propisi i standardi	10
1.4	Nepredviđene okolnosti	10
1.5	Komisija za praćenje primene Pravila o radu distributivnog sistema	10
2	KVALITET ELEKTRIČNE ENERGIJE	12
2.1	Uvod	12
2.2	Kvalitet napona	12
2.3	Neprekidnost isporuke	13
3	PLANIRANJE RAZVOJA DISTRIBUTIVNOG SISTEMA	14
3.1	Uvod	14
3.2	Opšti uslovi za koncipiranje distributivnog sistema	14
3.3	Podaci i podloge za planiranje razvoja distributivnog sistema	15
3.4	Tehnički kriterijumi za planiranje razvoja distributivne mreže	16
3.5	Plan razvoja distributivnog sistema	18
3.6	Plan investicija u distributivnom sistemu	19
4	TEHNIČKI USLOVI ZA PRIKLJUČENJE I ZA POVEZIVANJE NA DISTRIBUTIVNI SISTEM	20
4.1	Opšta pravila za priključenje i povezivanje	20
4.2	Osnovni tehnički podaci distributivne mreže	21
4.3	Tehnički uslovi za priključenje objekata kupaca	22
4.4	Dimenzionisanje priključka objekta	23
4.5	Uticaj objekta koji se priključuje na kvalitet napona	24
4.6	Kapacitivni i induktivni uticaj na distributivni sistem objekta kupca koji se priključuje	24
4.7	Zaštita objekta kupca koji se priključuje na distributivni sistem	24
4.8	Tehnički uslovi priključenja objekata posebne vrste	26
4.9	Priključenje elektrana na distributivni sistem	27
4.10	Tehnički prijem objekta kupca na srednjem naponu i objekta proizvođača	42
5	RAD DISTRIBUTIVNOG SISTEMA	45
5.1	Uvod	45
5.2	Planiranje rada distributivnog sistema	45
5.3	Upravljanje radom distributivnog sistema	51
5.4	Obaveštavanje korisnika distributivnog sistema o prekidu isporuke električne energije	55
5.5	Rad sistema zaštite	55
5.6	Rad komunikacionog i sistema za upravljanje distributivnim sistemom	55
5.7	Sadržaj ugovora o eksploataciji sa korisnikom distributivnog sistema	56
5.8	Upravljanje potrošnjom električne energije u distributivnom sistemu	56
5.9	Izveštavanje o radu distributivnog sistema	57
6	PRISTUP DISTRIBUTIVNOM SISTEMU	59
6.1	Ostvarivanje prava na pristup	59
6.2	Otkaz ugovora o pristupu distributivnom sistemu	60
6.3	Sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja pristupa distributivnom sistemu	61
7	MERENJE ELEKTRIČNE ENERGIJE	64
7.1	Uvod	64
7.2	Merna oprema	64
7.3	Brojila električne energije	64
7.4	Opšte tehničke karakteristike brojila električne energije i snage	66
7.5	Prikupljanje i provera mernih podataka	66
7.6	Distributivni registar mernih podataka	67
7.7	Baza podataka o mernim mestima	67
7.8	Kontrola mernih mesta	67
7.9	Sadržaj Zapisnika o kontroli mernog mesta	69
7.10	Način utvrđivanja neovlašćene potrošnje električne energije	69
7.11	Profili potrošnje	70
7.12	Koeficijenti svođenja	74
8	PRELAZNE I ZAVRŠNE ODREDBE	81
	PRILOG 1	83
	PRILOG 2	94

 

1 OPŠTE ODREDBE

1.1 Predmet i područje primene

1.1.1 Pravilima o radu DS (u daljem tekstu Pravila) uređuje se:

1) planiranje razvoja DS, uključujući sadržaj plana, način planiranja i sadržaj plana investicija;

2) uslovi za siguran i pouzdan rad DS i obaveze korisnika DS;

3) integracija kapaciteta za proizvodnju električne energije (u daljem tekstu elektrane) i optimalno korišćenje onih koji koriste obnovljive izvore energije;

4) upravljanje potrošnjom;

5) tehnički uslovi za priključenje i za povezivanje na DS;

6) tehnički i drugi uslovi za pouzdan i siguran pogon DS i pouzdano i sigurno preuzimanje električne energije od proizvođača priključenih na DS i iz drugih sistema, kao i pouzdanu isporuku električne energije iz DS;

7) sadržina ugovora o eksploataciji objekta zaključenog sa kupcem, proizvođačem, operatorom drugog DS i operatorom zatvorenog DS;

8) korišćenje i održavanje objekata DS i objekata priključenih na DS;

9) parametri i način kontrole kvaliteta električne energije;

10) planiranje rada DS;

11) prijava rada elektrana priključenih na DS i upravljanje proizvodnjom;

12) operativni postupci u hitnim slučajevima;

13) planiranje rada i upravljanje DS;

14) pristup DS, instrument obezbeđenja plaćanja i kriterijumi za utvrđivanje iznosa i perioda za koji se traži;

15) procedura za merenje sa definisanom potrebnom mernom opremom, kriterijumima za izbor klase tačnosti mernog uređaja i karakteristika pratećih uređaja i opreme, u zavisnosti od položaja mernog mesta u sistemu i vrste korisnika sistema;

16) učestanost i način kontrole ispravnosti priključnog voda, mernog ormana i mernih i drugih uređaja u funkciji merenja, sadržaj zapisnika o kontroli, sadržaj zapisnika o neovlašćenoj potrošnji, način utvrđivanja neovlašćene potrošnje;

17) način utvrđivanja profila potrošnje;

18) način određivanja koeficijenta svođenja izmerene veličine na obračunsku vrednost;

19) obaveze korisnika i ODS u funkcionalnom ispitivanju i puštanju u pogon dela DS u objektima proizvođača i kupaca koji utiču na siguran i pouzdan rad DS, kao i u ispitivanju rada zaštitnih i upravljačkih uređaja nakon značajnih pogonskih događaja ili poremećaja u radu DS;

20) obaveze korisnika DS;

21) operativni postupci i upravljanje sistemom u normalnim uslovima i u slučaju poremećaja i poremećaja na tržištu električne energije;

22) način kontrole kvaliteta napona;

23) obuka lica operatora i korisnika DS na polju operativnih postupaka, u cilju sigurnog i pouzdanog rada DS;

24) druga pitanja neophodna za rad DS i funkcionisanje tržišta;

1.1.2 DS čini:

1) distributivna elektroenergetska mreža (u daljem tekstu: distributivna mreža);

2) upravljački centri i upravljački sistemi u funkciji obavljanja delatnosti distribucije električne energije i upravljanja DS;

3) telekomunikaciona infrastruktura u distributivnim EEO 110 kV, 35 kV, 20 kV, 10 kV i 0,4 kV;

4) telekomunikaciona infrastruktura u EEO OPS, proizvođača i kupaca neophodna za obavljanje poslova upravljanja DS;

5) informacioni i upravljački sistem i druga infrastruktura neophodna za funkcionisanje DS;

1.1.3 Ovim pravilima uređuju se međusobni odnosi ODS, korisnika i snabdevača.

Simboli, oznake i skraćenice

Agencija - Agencija za energetiku Republike Srbije

VN - Visoki napon

DS - Distributivni sistem

DM - Distributivna mreža

DUT - Daljinsko upravljanje tarifama

EEO - Elektroenergetski objekat

EES - Elektroenergetski sistem

ET - Energetski transformator

MPZU - Mikroprocesorski zaštitni uređaj

MRO - Merno razvodni orman

MTK - Mrežna ton frekventna komanda

NDC - Nacionalni dispečerski centar OPS

NMT - Naponski merni transformator

NN - Niski napon

ODS - Operator distributivnog sistema

OPS - Operator prenosnog sistema

PS - Prenosni sistem

RDC - Regionalni dispečerski centar OPS

RTK - Radio ton frekventna komanda

SKS - Samonosivi kablovski snop

SMT - Strujni merni transformator

SN - Srednji napon

TS - Transformatorska stanica

SAIFI (System Average Interruption Frequency Index) - Prosečna učestalost prekida isporuke po mestu predaje električne energije

SAIDI (System Average Interruption Duration Index) - Prosečno trajanje prekida isporuke u minutima po mestu predaje električne energije

CAIDI (Customer Average Interruption Duration Index) - Prosečno trajanje prekida isporuke električne energije

1.2 Termini i definicije

1) Vanredni pogonski uslovi su: neusklađenost instalacija ili opreme korisnika mreže sa relevantnim standardima ili tehničkim zahtevima za priključenje, vanredni vremenski uslovi i druge prirodne katastrofe, uticaj treće strane, odluka organa vlasti, nedostatak električne energije usled spoljnih događaja;

2) Domaćinstvo: krajnji kupac koji kupuje električnu energiju za potrošnju svog domaćinstva i za zajedničku potrošnju domaćinstava isključujući obavljanje komercijalnih ili profesionalnih delatnosti;

3) Distributivna mreža je funkcionalno povezan skup EEO koji čine distributivne TS 110/x kV sa dalekovodnim i spojnim poljima 110 kV, sabirnicama 110 kV i ET 110/x kV sa pripadajućim transformatorskim poljima, TS 35/x kV i x/0,4 kV, razvodna postrojenja 35 kV, 20 kV i 10 kV i elektroenergetski vodovi napona 35 kV, 20 kV, 10 kV i ispod 1 kV; merni uređaji sa mernim ormanom ili razvodnim ormanom, odnosno razvodnim postrojenjem na mestima primopredaje u i iz distributivne elektroenergetske mreže.

4) Elektrana: elektroenergetski objekat za proizvodnju električne energije;

5) Elektroenergetski objekti distributivnog sistema: vodovi, TS, razvodna postrojenja, instalacije, zaštitni i merni uređaji i drugi uređaji koji su u nadležnosti ODS;

6) Elektroenergetski objekti korisnika: vodovi, TS, razvodna postrojenja, instalacije, zaštitni i merni uređaji i drugi uređaji koji su u vlasništvu, odnosno na kojima pravo korišćenja imaju korisnici čiji su objekti priključeni na DS;

7) Element distributivnog sistema: oprema ili uređaj, odnosno skup opreme ili uređaja, koji čine funkcionalni deo i omogućavaju rad DS ili distributivnog objekta u funkciji distribucije električne energije;

8) Zakon: zakon kojim se uređuje oblast energetike - Zakon o energetici;

9) Isključenje objekta korisnika distributivnog sistema: radnja koju preduzima ODS radi galvanskog odvajanja instalacija korisnika DS od distributivne mreže;

10) Jačina flikera je intenzitet prisutnosti koju proizvodi fliker i određena je preko dva indeksa jačine: kratkotrajna jačina flikera Pst i dugotrajna jačina flikera Plt;

11) Kvalitet električne energije obuhvata kvalitet isporuke električne energije i kvalitet isporučene električne energije;

12) Kvar: događaj koji nastaje na objektima ili elementima DS i dovodi do prestanka normalnog funkcionisanja opreme ili ispada opreme iz pogona;

13) Koeficijent svođenja: korektivni faktor kojim se množi izmerena električna energija sa mesta merenja na jednom kraju elementa distributivne mreže (voda ili ET) radi svođenja na mesto primopredaje električne energije sa DS. Koeficijent svođenja se koristi tamo gde se mesto merenja razlikuje od mesta primopredaje a gde između ova dva mesta postoji deo sistema koji uzrokuje gubitke energije koji se ne mogu zanemariti;

14) Komisija: Komisija za praćenje primene Pravila o radu DS;

15) Korisnik distributivnog sistema: proizvođač električne energije, krajnji kupac čiji je objekat priključen na sistem, snabdevač, javni snabdevač i drugi operator sistema;

16) Kriterijum "N-1": Kriterijum tehničke sigurnosti koji se koristi pri planiranju razvoja i upravljanju distributivnim sistemom. Odnosi se na neraspoloživost jedne jedinice distributivnog sistema (transformator, distributivni vod). Kriterijum je zadovoljen, ukoliko pri neraspoloživosti jedne jedinice distributivnog sistema ostatak sistema zadovoljava uslove u pogledu dozvoljenih odstupanja napona i dozvoljenih termičkih opterećenja jedinica distributivnog sistema;

17) Letnje/zimsko uklopno stanje: letnje uklopno stanje je uklopno stanje u vremenskom periodu od 1. aprila do 30. septembra tekuće godine, zimsko uklopno stanje je uklopno stanje u vremenskom periodu od 1. oktobra tekuće godine do 31. marta naredne godine, koje se obrazuje na osnovu istorijskih podataka i prognoza proizvodnje i potrošnje električne energije, pogonskih događaja iz prethodnog perioda i drugih podataka, na principima minimalnih troškova i gubitaka u DS;

18) Merni uređaj: brojilo, naponski i strujni merni transformator i ostala pomoćna oprema koja je u funkciji obračunskog merenja električne energije;

19) Mesto merenja: mesto na kome se meri preuzeta, odnosno isporučena, električna energija i snaga sa DS;

20) Mesto priključenja na distributivni sistem: tačka u DS u kojoj je priključenje objekta kupca i proizvođača tehnički i pravno moguće;

21) Mesto primopredaje električne energije: mesto na kome se električna energija preuzima, odnosno isporučuje iz DS. To je mesto razgraničenja DS i (internih) instalacija objekta kupca ili proizvođača;

22) Nazivna frekvencija je nazivna vrednost frekvencije napona napajanja;

23) Napon napajanja je efektivna vrednost napona;

24) Naponske redukcije: Snižavanje radnog napona u distributivnim mrežama kojima se energija isporučuje iz prenosne mreže, na iznos od 95% nazivnog napona distributivne mreže.

25) Naponske smetnje obuhvataju odstupanja napona i frekvencije od propisanih vrednosti, treperenje (flikeri), talasna izobličenja napona (harmonici) i nesimetrije napona na mestu isporuke električne energije korisniku DS;

26) Nesimetrija napona je stanje u višefaznom sistemu u kojem efektivne vrednosti linijskih napona (osnovna komponenta) ili fazni uglovi između susednih linijskih napona nisu svi jednaki;

27) Normalni pogonski uslovi su uslovi rada DS u kojima:

1) su usklađeni zahtevi potrošnje i proizvodnje,

2) su naponi u čvornim tačkama u dopuštenim granicama,

3) se obavljaju operacije promene uklopnog stanja u mreži,

4) se kvarovi otklanjaju delovanjem automatskih sistema zaštite,

5) radne temperature elektroenergetskih elemenata ne prelaze dozvoljenu vrednost.

28) Obračunski period za angažovanu balansnu energiju: period za koji se obračunava angažovana balansna energija, a koji je definisan Pravilima o radu tržišta;

29) Operator distributivnog sistema: energetski subjekt koji obavlja delatnost distribucije električne energije i upravljanja DS, izuzev dela 110 kV DS u TS 110/x kV (spojna polja 110 kV, sabirnice i dalekovodna polja 110 kV) i odgovoran je za rad, održavanje i razvoj DS na određenom području, njegovo povezivanje sa drugim sistemima i za obezbeđenje dugoročne sposobnosti sistema da ispuni potrebe za distribucijom električne energije na ekonomski opravdan način;

30) Poremećen pogon je stanje dela DS pri kome nije zadovoljen bilo koji od normalnih pogonskih uslova i/ili je nastupio barem jedan vanredni pogonski uslov;

31) Prekid isporuke je pogonsko stanje dela DS pri kome dolazi do pada napona na mestu isporuke na vrednost nižu od 1% nazivnog napona, U< 0.01Un, u trajanju dužem od 3 min;

32) Pristup sistemu: pravo na korišćenje DS radi distribucije, preuzimanja i predaje ugovorene količine električne energije u ugovoreno vreme pod propisanim i javno objavljenim uslovima na principu nediskriminacije;

33) Prioritetni objekti korisnika DS su objekti u kojima bi prekid isporuke električne energije doveo do neposredne opasnosti po život i zdravlje ljudi, objekti od posebnog interesa za privredu i život ljudi i odbranu zemlje;

34) Proizvođač: energetski subjekt, odnosno pravno lice ili preduzetnik čiji je objekat za proizvodnju električne energije priključen na DS;

35) Promena napona je povećanje ili smanjenje efektivne vrednosti napona;

36) Razvoj distributivnog sistema je unapređivanje DS takvo da, pri racionalnim zahtevima korisnika, dugoročno omogućava pouzdanu i ekonomičnu isporuku uz povećanje kvaliteta električne energije;

37) Sedmica: vremenski period od ponedeljka u 700 časova do narednog ponedeljka u 700 časova ;

38) Tržišni dan - Vremenski period koji obuhvata 24 obračunska intervala, sa početkom prvog obračunskog intervala u 00:00h (srednjeevropsko vreme). U danu prelaska sa letnjeg na zimsko računanje vremena, tržišni dan ima 25 obračunskih intervala. U danu prelaska sa zimskog na letnje računanje vremena, tržišni dan ima 23 obračunska intervala;

39) Fliker je treperenje, vizuelni doživljaj prouzrokovan svetlosnim nadražajem čiji se sjaj ili spektralna raspodela menja tokom vremena;

40) Fluktuacija napona je niz promena napona ili ciklična promena amplitude napona;

41) Havarija: kvar većeg obima usled bitnog poremećaja funkcije ili znatnog oštećenja objekta ili elementa DS;

42) Harmonik napona napajanja je sinusoidalni napon sa frekvencijom jednakom celobrojnom umnošku osnovne frekvencije napona napajanja.

1.3 Propisi i standardi

1.3.1 ODS primenjuje srpske propise i standarde, a u nedostatku istih, ukoliko nisu eksplicitno zahtevani ovim Pravilima, sledeće međunarodne standarde:

1) IEC (International Electrotechnical Commission)

2) EN (European Standards)

3) CENELEC (European Committee for Electrotechnical Standardization)

4) ISO (International Organisation for Standardisation)

1.4 Nepredviđene okolnosti

1.4.1 Ako u toku primene Pravila, nezavisno od volje ODS, nastupe okolnosti koje se nisu mogle predvideti, odnosno čije se nastupanje nije moglo sprečiti, a delovanje tih okolnosti može prouzrokovati izmenjene tehničke uslove korišćenja i izazvati posledice po korisnike DS, ODS je ovlašćen da preduzme mere za slučaj nepredviđenih okolnosti.

1.4.2 Mere iz tačke 1.4.1 ODS preduzima u sporazumu sa korisnicima DS kod kojih se javljaju izmenjeni tehnički uslovi korišćenja sistema. ODS po utvrđivanju mogućih načina za otklanjanje posledica delovanja nepredviđenih okolnosti o tome obaveštava pogođene korisnike DS i predlaže mere koje je moguće preduzeti, sa rokom u kojem je te mere potrebno preduzeti.

1.4.3 Ako se između ODS i korisnika DS ne može postići sporazum o preduzimanju mera u raspoloživom vremenskom roku, ODS odlučuje o primeni mera za sprečavanje, odnosno otklanjanje posledica delovanja nepredviđenih okolnosti. ODS je obavezan da primeni takve mere koje posledice po korisnike DS svode na najmanju moguću meru.

1.4.4 Korisnik DS se pridržava svih uputstava dobijenih od strane ODS u cilju sprovođenja odgovarajućih mera u toku trajanja nepredviđenih okolnosti.

1.4.5 ODS sačinjava izveštaj o primeni mera za slučaj nepredviđenih okolnosti, na način i po postupku za izradu vanrednih izveštaja o radu DS, u kojem se, pored ostalog, navode uzroci nastupanja nepredviđenih okolnosti, mere koje su preduzete i posledice delovanja nepredviđenih okolnosti.

1.5 Komisija za praćenje primene Pravila o radu distributivnog sistema

1.5.1 Radi praćenja primene Pravila, formira se Komisija za praćenje primene Pravila o radu DS.

1.5.2 Komisija je savetodavno telo koje:

1) prati primenu Pravila i daje mišljenja u vezi sa njihovom primenom;

2) razmatra i daje mišljenje na inicijative za izmenu ili dopunu Pravila;

3) donosi Poslovnik o radu Komisije.

1.5.3 Članovi komisije su: 5 predstavnika ODS, od kojih jedan vrši funkciju predsednika Komisije; 1 predstavnik OPS; 4 predstavnika korisnika DS, i to:

1) 1 predstavnik proizvođača električne energije koji su priključeni na DS;

2) 1 predstavnik energetskih subjekata koji obavljaju delatnost snabdevanja električnom energijom na tržištu električne energije;

3) 1 predstavnik energetskih subjekata koji obavljaju delatnost garantovanog snabdevanja električnom energijom;

4) 1 predstavnik udruženja potrošača.

1.5.4 U radu Komisije učestvuje i predstavnik Agencije bez prava glasa i odlučivanja.

1.5.5 Član Komisije - predstavnik grupe korisnika DS se određuje na period od godinu dana. Ovaj period počinje da teče od dana prve sednice Komisije po stupanju na snagu Pravila.

1.5.6 U okviru grupe korisnika DS, pravo korisnika da odredi člana Komisije se utvrđuje prema listi redosleda koja se sačinjava na osnovu:

1) broja licence iz Registra izdatih licenci Agencije za proizvođače električne energije odnosno rednog broja u Registru povlašćenih proizvođača električne energije ministarstva nadležnog za poslove energetike (naizmenično);

2) rednog broja u Registru izdatih licenci Agencije za energetske subjekte koji obavljaju delatnost snabdevanja na tržištu električne energije, a prodaju električnu energiju kupcima na području ODS ili kupuju električnu energiju od proizvođača čiji su objekti povezani na DS ODS;

3) datuma registrovanja odgovarajućeg udruženja potrošača;

1.5.7 Predstavnici korisnika DS su obavezni da u radu Komisije zastupaju interese svih, odnosno većine članova grupe korisnika koju predstavljaju, na način koji sporazumno odrede.

1.5.8 Predsednik Komisije utvrđuje i objavljuje listu članova Komisije najkasnije mesec dana pre dana održavanja redovne sednice Komisije.

1.5.9 Poslovnikom o radu Komisije naročito se uređuje:

1) način sazivanja redovnih i vanrednih sednica;

2) način vođenja i objavljivanja liste korisnika za svaku grupu i način objavljivanja liste članova Komisije;

3) način dostavljanja materijala za sednice;

4) način objavljivanja zapisnika sa sednica Komisije;

5) tumačenje Poslovnika.

1.5.10 Zapisnik sa sednice Komisije dostavlja se Agenciji za energetiku Republike Srbije.

1.5.11 Uslove za rad Komisije obezbeđuje ODS.

2 KVALITET ELEKTRIČNE ENERGIJE

2.1 Uvod

2.1.1 ODS je odgovoran za kvalitet električne energije, a koji obuhvata kvalitet isporučene električne energije i kvalitet isporuke električne energije.

2.1.2 Ovim Pravilima se utvrđuju parametri i način kontrole kvaliteta električne energije.

2.1.3 Kvalitet isporučene električne energije ocenjuje se na osnovu kvaliteta napona i kvaliteta frekvencije.

2.1.4 Kvalitet isporuke električne energije ocenjuje se na osnovu trajanja i učestalosti prekida u isporuci električne energije.

2.1.5 Kvalitet električne energije se procenjuje u odnosu na normalne pogonske uslove.

2.2 Kvalitet napona

2.2.1 Kvalitet napona na mestu priključenja objekta korisnika i proizvođača, odnosno povezivanja DS sa prenosnim sistemom, drugim DS i zatvorenim DS, utvrđuje se merenjem i praćenjem parametara: veličine (amplitude), talasnog oblika, fluktuacije i simetričnosti faznog napona.

2.2.2 U DS nazivni naponi su: 110 kV, 35 kV, 20 kV, 10 kV i 0,4 kV frekvencije 50 Hz.

2.2.3 Veličina (amplituda) napona utvrđuje se merenjem. Pri normalnim pogonskim uslovima tokom 7 dana u bilo kojem periodu godine, 95% desetominutnih srednjih efektivnih vrednosti napona napajanja mora biti u opsegu definisanom u aktu kojim se uređuje isporuka električne energije.

2.2.4 Talasni oblik napona utvrđuje se merenjem. Pri normalnim pogonskim uslovima tokom 7 dana u bilo kojem periodu godine, 95% desetominutnih srednjih efektivnih vrednosti napona za svaki pojedinačni harmonik napona ne sme da pređe vrednost datu u tabeli 2.1. Faktor ukupnog harmonijskog izobličenja napona napajanja, THD, ne sme da pređe 8%.

Tabela 2.1. Harmonici napona - dozvoljene vrednosti

Neparni harmonici				Parni harmonici
Nisu umnošci broja 3		Umnošci broja 3
Red h	Relativna amplituda Uh	Red h	Relativna amplituda Uh	Red h	Relativna amplituda Uh
5	6%	3	5%	2	2%
7	5%	9	1,5%	4	1%
11	3,5%	15	0,5%	6...24	0,5%
13	3%	21	0,5%
17	2%
19	1,5%
23	1,5%
25	1,5%

2.2.5 Fluktuacija napona koja se ispoljava pojavom flikera utvrđuje se merenjem. Pri normalnim pogonskim uslovima, tokom 7 dana u bilo kojem periodu godine, dugotrajna jačina flikera koji je izazvan fluktuacijom napona mora da bude manja ili jednaka 1 tokom 95% vremena.

2.2.6 Simetričnost faznog napona se utvrđuje merenjem. Pri normalnim pogonskim uslovima tokom 7 dana u bilo kojem periodu godine, 95% desetominutnih srednjih efektivnih vrednosti inverzne komponente napona napajanja mora biti u opsegu od 0% do 2% direktne komponente osnovnog napona napajanja.

2.2.7 Faktor snage se utvrđuje merenjem. Pod normalnim pogonskim uslovima tokom 7 dana u bilo kojem periodu godine vrednost faktora snage u distributivnoj mreži je u opsegu od 0,95 do 1.

2.2.8 Merenje kvaliteta električne energije vrši se na mestu preuzimanja ako postoje tehničke mogućnosti ili na tehnički pogodnom mestu za obavljanje merenja, a po potrebi i u objektima korisnika radi utvrđivanja činjeničnog stanja.

2.2.9 Ako nema podataka o merenju parametara kvaliteta električne energije u realnom vremenu, vrše se merenja u skladu sa ovim Pravilima. Ako nema tehničkih mogućnosti za obavljanje merenja vrše se analize i proračuni na osnovu raspoloživih podataka.

2.3 Neprekidnost isporuke

2.3.1 Prekid u isporuci električne energije se može klasifikovati kao:

1) planirani prekid koji je prethodno dogovoren i kada su korisnici DS blagovremeno obavešteni;

2) neplanirani prekid nastao usled trajnih ili prolaznih kvarova.

2.3.2 Neplanirani prekid nastaje usled događaja koji nisu mogli biti predviđeni u DS. Neplanirani prekid prestaje uspostavljanjem normalnih pogonskih uslova.

2.3.3 Pouzdanost isporuke električne energije prati se preko sledećih pokazatelja pouzdanosti: prosečno trajanje prekida isporuke u minutima po mestu predaje el. energije SAIDI, prosečna učestalost prekida isporuke po mestu predaje el. energije SAIFI i prosečno trajanje prekida isporuke CAIDI. ODS izrađuje mesečne i godišnje izveštaje pokazatelja pouzdanosti.

2.3.4 Naponske smetnje uzrokovane operacijama rasklopnih aparata, dejstvom uređaja relejne zaštite i isključenjem opterećenja u poremećenom pogonu čije se dejstvo nije moglo predvideti ni izbeći ne smatraju se prekidima u isporuci električne energije.

2.3.5 Na korisniku DS je odgovornost da ugradi dodatnu opremu u svoj objekat u cilju zaštite tehnološkog procesa za slučaj pojave poremećaja u distributivnoj mreži. Ova oprema ne sme biti aktivirana od prelaznih procesa.

3 PLANIRANJE RAZVOJA DISTRIBUTIVNOG SISTEMA

3.1 Uvod

3.1.1 Razvoj DS je unapređivanje DS takvo da, pri racionalnim zahtevima korisnika DS, dugoročno omogućava pouzdanu i ekonomičnu isporuku uz povećanje kvaliteta električne energije.

3.1.2 Planom razvoja DS sagledavaju se neophodne aktivnosti i tehnički uslovi za planski period.

3.1.3 ODS svake godine izrađuje i objavljuje Plan razvoja DS za desetogodišnji period, sa sagledavanjem razvojnih potreba za svaku od prvih pet godina, a za preostalih pet godina potrebe se prikazuju indikativno.

3.1.4 ODS izrađuje plan razvoja DS, usklađen sa planom razvoja prenosnog sistema i drugih distributivnih sistema, uz sagledavanje zahteva za priključenje objekata proizvođača i kupaca.

3.2 Opšti uslovi za koncipiranje distributivnog sistema

3.2.1 ODS koncipira DS tako da korisnicima obezbedi kvalitet isporučene električne energije i pouzdanost isporuke električne energije koji su utvrđeni ovim Pravilima.

3.2.2 Na zahtev korisnika DS pouzdanost isporuke električne energije se može dodatno povećati odgovarajućim tehničkim rešenjima prema posebno ugovorenim uslovima.

3.2.3 Distributivna mreža se koncipira uz uvažavanje sledećih opštih uslova:

1) kvalitet isporučene električne energije,

2) sigurnost distributivne mreže,

3) pouzdanost,

4) ekonomičnost.

Pored toga, uvažavaju se i sledeći zahtevi:

1) zaštita životne sredine,

2) jednostavnost,

3) fleksibilnost, evolutivnost i adaptivnost,

4) upravljivost,

5) mogućnost uklapanja u postojeću mrežu.

3.2.4 Pouzdanost DS je verovatnoća ispravnog funkcionisanja sistema i obezbeđenje isporuke električne energije. Pouzdanost se procenjuje preko pokazatelja pouzdanosti, SAIFI, SAIDI i CAIDI objašnjenim u poglavlju 2 ovih Pravila.

3.2.5 Koncipiranje distributivne mreže na osnovu uvažavanja pouzdanosti isporuke električne energije sprovodi se u zavisnosti od konfiguracije distributivne mreže i načina lokalizacije kvara na razmatranom području.

3.2.6 U zavisnosti od konfiguracije SN mreže definišu se 4 nivoa pouzdanosti isporuke el. energije:

1) prvi nivo: Radijalno priključen SN izvod bez mogućnosti dvostranog napajanja.

2) drugi nivo: Omogućeno je napajanje SN izvoda dvostrano koji u normalnom pogonu rade u radijalnom režimu. TS SN/NN priključene su na izvod po principu ulaz-izlaz. Lokalizacija kvara vrši se ručnim i daljinskim manipulacijama.

3) treći nivo: Omogućeno je dvostrano napajanje SN izvoda koji u normalnom pogonu rade u radijalnom režimu. TS SN/NN priključene su na izvod po principu ulaz-izlaz. Lokalizacija kvara se vrši poluautomatski ili automatski.

4) četvrti nivo: TS korisnika DS je sa dvostrukim podzemnim vodovima priključenim sa različitih TS VN/SN koji u normalnom pogonu rade u radijalnom režimu. Lokalna automatika u TS SN/NN prebacuje napajanje ET sa oštećenog na ispravni SN podzemni vod.

3.2.7 Sigurnost distributivne mreže ostvaruje se uvažavanjem kriterijuma sigurnosti "N-1" za distributivnu mrežu za drugi, treći i četvrti nivo.

3.2.8 Pouzdan pogon se obezbeđuje tako što se tehnička rešenja biraju na osnovu statističke obrade podataka o kvarovima i analize parametara pouzdanosti.

3.2.9 Ekonomičnost distributivne mreže se utvrđuje odgovarajućim tehno-ekonomskim analizama pojedinačno za određena konzumna područja, kao i za mrežu u celini.

3.2.10 Planiranje razvoja distributivne mreže se vrši tako da se omogući i etapna izgradnja.

3.3 Podaci i podloge za planiranje razvoja distributivnog sistema

3.3.1 Podaci i podloge su:

1) podaci o potrošnji električne energije: potrošnja po naponskim nivoima i po kategorijama, nameni i vremenu potrošnje; prostorna raspodela potrošnje po TS i po naseljima; potrošnja kupaca sa poluindirektnim i indirektnim mernim grupama;

2) podaci o preuzetoj električnoj energiji iz prenosne mreže i iz elektrana priključenih na DS;

3) podaci o planiranoj proizvodnji električne energije u elektranama priključenim na DS;

4) podaci o merenjima: vršne snage i protekle aktivne i reaktivne energije po TS 110/x kV, 35/x kV i X/0,4 kV; izmerene vrednosti napona i struja na mestima u kojima postoje odgovarajući merni uređaji;

5) pogonski događaji (prorada zaštitnih uređaja, prorada APU, kvarovi na elementima DM, pregorevanje osigurača, i sl);

6) urbanistički i demografski podaci: broj stanovnika i domaćinstava prema prethodnim popisima; prostorni i urbanistički planovi; planovi toplifikacije i gasifikacije,

7) podaci o mreži: prostorni razmeštaj svih objekata DS; karakteristike vodova i TS; jednopolne šeme i dispozicije TS; planirane maksimalno dozvoljene vrednosti struja kratkog spoja na mestima povezivanja sa prenosnim sistemom,

8) podaci o novim korisnicima DS: očekivane snage na osnovu izdatih uslova i odobrenja,

9) struktura potrošnje prema tipovima potrošača.

3.3.2 ODS prikuplja, obrađuje, analizira i arhivira sve podatke potrebne za planiranje.

3.3.3 Na osnovu podataka i podloga navedenih u tački 3.3.1 izračunavaju se ostvarene vrednosti opterećenja elemenata DS u prethodnom periodu i prognozirane vrednosti opterećenja u planskom periodu.

3.4 Tehnički kriterijumi za planiranje razvoja distributivne mreže

3.4.1 Tehnički kriterijumi za planiranje razvoja distributivne mreže su:

1) struja kratkog spoja,

2) dozvoljeno odstupanje napona,

3) dozvoljeno strujno opterećenje elemenata distributivne mreže,

4) sigurnost distributivne mreže.

3.4.2 Pri planiranju distributivne mreže celokupna oprema dimenzioniše se prema planiranim maksimalno dozvoljenim vrednostima trofaznih simetričnih struja kratkog spoja, koje su date u tački 4.2.2 ovih Pravila.

3.4.3 Distributivna mreža se planira tako da vrednost napona ostane u okviru opsega definisanih tabelom 3.1.

Tabela 3.1 Vrednosti napona za planiranje mreže

Nazivni napon mreže (kV)	Minimalni napon za planiranje mreže (kV)	Maksimalni napon za planiranje mreže (kV)
35	31,5	38
20	19	21,4
10	9,5	10,7
0,4	0,38	0,42

3.4.4 Prilikom planiranja razvoja distributivne mreže kriterijum dozvoljenog strujnog opterećenja elemenata distributivne mreže se proverava za normalan i poremećen pogon, uz uvažavanje sledećih graničnih vrednosti, čije prekoračenje uzrokuje planiranje proširenja kapaciteta posmatranog dela distributivne mreže:

1) Rad u normalnim pogonskim uslovima

a) Energetski transformatori se mogu opteretiti do vrednosti od 80% trajno dozvoljenog opterećenja (Itd), uvažavajući konstantno opterećenje, pri eksploatacionim i ambijentalnim uslovima navedenim u Poglavlju 4.2 ovih Pravila. Trajno dozvoljeno opterećenje energetskog transformatora se određuje u skladu sa standardom o opterećivanju energetskih transformatora SRPS N.H1.016.

b) Nadzemni vodovi (neizolovani, slaboizolovani) se mogu opteretiti do granične vrednosti struje (Ign), koja se određuje na osnovu ekonomske gustine struje za dati presek provodnika, a koja se izračunava prema izrazu:

Ign = K * S

pri čemu je S poprečni presek provodnika izražen u (mm2), a K je koeficijent koji iznosi:

K=2 [A/mm2] - za neizolovan/slaboizolovan provodnik od aluminijumčelika,

K=2,4 [A/mm2] - za neizolovan provodnik od bakra

Vodovi izrađeni samonosećim kablovskim snopom mogu se opteretiti do vrednosti 90% trajno dozvoljenog opterećenja voda. Trajno dozvoljeno opterećenje samonosivog kablovskog voda određuje se u skladu sa standardom SRPS HD626 S1, SRPS HD620 S2 i podacima dobijenim od proizvođača kablova.

v) Podzemni vodovi se mogu opteretiti do vrednosti 90% trajno dozvoljenog opterećenja podzemnog voda (Itd), pri eksploatacionim i ambijentalnim uslovima polaganja navedenim u Poglavlju 4.2 ovih Pravila. Trajno dozvoljeno opterećenje podzemnih vodova određuje se u skladu sa standardom SRPS IEC 60287 i podacima dobijenim od proizvođača kablova.

2) Rad u poremećenim pogonskim uslovima:

a) Energetski transformatori se mogu opteretiti do vrednosti dozvoljenog opterećenja (Id), koje se izračunava u skladu sa standardom o opterećivanju energetskih transformatora SRPS N.H1.016 i na osnovu utvrđenih dijagrama potrošnje, pri ambijentalnim uslovima navedenim u Poglavlju 4.2 ovih Pravila, uz uvažavanje eksploatacionog stanja transformatora.

b) Nadzemni vodovi (neizolovani, slaboizolovanim, SKS) se mogu opteretiti do granične vrednosti (Igp), koja se izračunava prema izrazu:

Igp = Kd * In,

pri čemu je In naznačena vrednost struje provodnika, a koeficijent Kd ima maksimalnu vrednost 1,41 za zimski period i 1,0 za letnji period.

v) Podzemni vodovi se mogu opteretiti do vrednosti trajno dozvoljenog opterećenja podzemnog voda (Itd), pri eksploatacionim i ambijentalnim uslovima polaganja navedenim u Poglavlju 4.2 ovih Pravila u skladu sa standardom SRPS IEC 60287 i podacima dobijenim od proizvođača kablova.

3.4.5 Razvoj SN mreže 35 kV, 20 kV i 10 kV se planira uz poštovanje kriterijuma "N-1" tamo gde je to ekonomski opravdano s obzirom na gustinu potrošnje i proizvodnje električne energije, u skladu sa tačkom 3.2.7 Pravila. U ostalim slučajevima mreža se planira radijalno.

3.4.6 Za TS 110/x kV primenjuje se kriterijum "N-1".

3.4.7 Kod NN mreže se ne primenjuje kriterijum sigurnosti "N-1".

3.5 Plan razvoja distributivnog sistema

3.5.1 Plan razvoja određuje obim izgradnje EEO za planski period od 10 godina po etapama za svaku godinu planskog perioda i po konzumnim područjima.

3.5.2 Plan razvoja DS minimalno sadrži:

1) opis postojećeg stanja,

2) prognozu vršne snage TS 110/x kV i 35/x kV i potrošnje električne energije,

3) pregled planiranog ulaganja u izgradnju objekata 110 kV i 35 kV napona, po godinama,

4) pregled planiranog ulaganja u izgradnju objekata 20 kV i 10 kV napona, po godinama, koji su od uticaja na dinamiku izgradnje objekata 110 kV, 35 kV napona,

5) zbirni pregled fizičkog obima i potrebnog ulaganja u izgradnju objekata 20 kV, 10 kV i 0,4 kV napona, po godinama i tipovima objekata,

6) zbirni pregled fizičkog obima i potrebnog ulaganja u postojeće priključke,

7) opis strateških opredeljenja modernizacije objekata i ulaganja u ugradnju opreme pratećih sistema: daljinskog upravljanja, upravljanja potrošnjom, telekomunikacija, informacione opreme i merenja.

3.5.3 Izlazni rezultati treba da predstave obim i dinamiku izgradnje distributivne mreže i potrebna sredstva za investicije i razvoj DS, uz odgovarajući tabelarni i grafički prikaz.

3.5.4 ODS izrađuje plan razvoja do 15.septembra u godini koja prethodi periodu za koji se radi plan.

3.5.5 Plan razvoja se izrađuje svake godine.

3.5.6 Plan razvoja DS je javno dostupan i objavljuje se na internet stranici ODS.

3.5.7 Plan razvoja DS predstavlja osnovu za izradu godišnjih i trogodišnjih planova investicija.

3.6 Plan investicija u distributivnom sistemu

3.6.1 ODS svake godine donosi Plan investicija u DS za period od 3 godine, usklađen sa planom investicija OPS.

3.6.2 Plan investicija u DS izrađuje se na osnovu plana razvoja DS za period od 10 godina i analize realizacije investicija u DS za tekuću godinu, uz uvažavanje zahteva za priključenje objekata proizvođača i kupaca.

3.6.3 Plan investicija u DS sadrži sledeće podatke prikazane po godinama:

1) za objekte nazivnog napona 110 kV i 35 kV: naziv objekta sa kratkim opisom planiranih aktivnosti; procenjenu ukupnu vrednost investicije i uložena sredstva do početka planskog perioda; vrednost potrebnog ulaganja po godinama, sa izvorom finansiranja,

2) zbirni prikaz ulaganja u 20 kV i 10kV objekte,

3) zbirni prikaz ulaganja u NN objekte,

4) zbirni prikaz ulaganja u postojeće priključke,

5) zbirni prikaz ulaganja u prateće sisteme (telekomunikacioni sistem, sistem daljinskog upravljanja, sistem relejne zaštite, sistem daljinskog merenja, sistemi akvizicije podataka).

4 TEHNIČKI USLOVI ZA PRIKLJUČENJE I ZA POVEZIVANJE NA DISTRIBUTIVNI SISTEM

4.1 Opšta pravila za priključenje i povezivanje

4.1.1 Tehnički uslovi za priključenje i za povezivanje objekata na DS su u nadležnosti ODS.

4.1.2 Tehnički uslovi za priključenje i povezivanje objekata na DS treba da omoguće normalan pogon DS uz nenarušavanje uslova postojećim korisnicima DS.

4.1.3 ODS određuje tehničke uslove za priključenje objekata korisnika na DS, promene na postojećem priključku, odnosno promene uslova korišćenja električne energije, pod uslovima propisanim Zakonom, aktom kojim se uređuju uslovi isporuke i snabdevanja električne energije i Pravilima o radu DS.

4.1.4 Tehnički uslovi za priključenje su sadržani u uslovima za projektovanje i priključenje, odnosno odobrenju za priključenje, koje izdaje ODS.

4.1.5 U postupku određivanja tehničkih uslova za priključenje, na osnovu analize pogonskih događaja, merenjem ili proračunom (ako nema merenja), ODS proverava da li parametri elemenata DS zadovoljavaju tehničke uslove za priključenje i povezivanje objekta na DS. Prilikom ove provere koriste se opterećenja elemenata DS definisana tačkom 4.2.6 ovih Pravila uz uvažavanje očekivanih vrednosti povećanja opterećenja elemenata DS utvrđenih na osnovu izdatih akata. Provera se vrši na modelu razmatranog dela DS u kome je simulirano stanje nakon priključenja objekta korisnika na DS. Za takav model parametri elemenata DS koji omogućavaju priključenje objekta korisnika na DS, bez proširenja kapaciteta DS, su:

1) napon u distributivnoj mreži kod krajnjih kupaca je u granicama datim u aktu kojim se uređuju uslovi isporuke i snabdevanja električne energije,

2) planirano maksimalno opterećenje distributivne mreže na koju bi trebalo priključiti objekat budućeg korisnika DS ne premašuje granične vrednosti koje su date u Poglavlju 3, tačka 3.4.

3) ne narušava se sigurnosni princip "N-1", tj. ako ispad jednog elementa ne izaziva ispad drugih i ako je pri tome vrednost napona kod krajnjeg kupca u propisanim granicama u normalnim pogonskim uslovima.

4.1.6 Ako uslovi iz tačke 4.1.5 nisu zadovoljeni, ODS definiše izgradnju nedostajuće infrastrukture, uz uvažavanje planiranog razvoja DS, tehničkih propisa i standarda datih u Poglavlju 1 ovih Pravila.

4.1.7 Tehnički uslovi priključenja sadrže:

1) uslove koje treba da zadovolji objekat korisnika DS da bi se mogao izgraditi priključak,

2) uslove koje treba da zadovolji instalacija objekta korisnika DS da bi se objekat mogao priključiti na DS,

3) opis priključka koji će nakon izgradnje postati deo DS,

4) opis mera zaštite koje treba primeniti u objektu korisnika DS, u cilju usklađivanja sa delovanjem zaštitnih uređaja u DS,

5) opis nedostajućih EEO čija je izgradnja uslov za priključenje objekta korisnika na DS,

6) mesto priključenja,

7) osnovne tehničke podatke o DS na mestu priključenja,

8) opis zaštitnih uređaja u DS, čije delovanje utiče na objekat korisnika na koji se tehnički uslovi odnose,

9) opis mernog mesta,

10) opis mernog uređaja.

4.1.8 Za složenije priključke, za koje je potrebno mesto priključenja opremiti odgovarajućim uređajima za uvođenje u sistem daljinskog upravljanja, tehnički uslovi sadrže opis komunikacionih puteva i karakteristike telekomunikacionih uređaja.

4.1.9 ODS daje saglasnost na promene uslova korišćenja električne energije ako se izmene uslovi korišćenja, koji se odnose na priključenje specijalnih trošila (nelinearni potrošači, motori velikih snaga, kotlovi za grejanje) ili priključenje uređaja za rezervno napajanje, odnosno drugih sličnih uređaja kojima se bitno menja uticaj objekta korisnika na DS ili ugrožava sigurnost i bezbednost imovine i lica. Zahtev za dobijanje saglasnosti podnosi se pre preduzimanja bilo koje radnje u smislu izmene uslova korišćenja električne energije. Zahtev za dobijanje saglasnosti popunjava kupac.

4.1.10 Ako se u objektu korisnika DS izvrše promene (proširenje ili rekonstrukcija instalacije) koje nisu sagledane prilikom postupka priključenja korisnik je u obavezi da ishoduje novu izjavu o usaglašenosti unutrašnjih instalacija.

4.1.11 Za određivanje tehničkih uslova za povezivanje objekata na DS primenjuju se odredbe ovih Pravila koje se koriste za određivanje tehničkih uslova za priključenje objekata na DS.

4.2 Osnovni tehnički podaci distributivne mreže

4.2.1 Objekat korisnika priključuje se na distributivnu mrežu nazivnih napona 35 kV, 20 kV, 10 kV i 0,4 kV.

4.2.2 U DS tipizirane su sledeće vrednosti maksimalnih dozvoljenih trofaznih simetričnih struja (snaga) kratkih spojeva:

1) mreža 0,4 kV: 26 kA na sabirnicama 0,4 kV za kablovske mreže i 16 kA za nadzemne mreže,

2) mreža 10 kV: 14,5 kA (250MVA),

3) mreža 20 kV: 14,5 kA (500 MVA),

4) mreža 35 kV: 12 kA (750 MVA),

5) mreža 110 kV: 26,5 kA (5000 MVA).

Vreme trajanja kratkog spoja iznosi najviše 0,5 s u mreži 10 kV i 20 kV, odnosno do 1s u mreži 35 kV.

4.2.3 Tipska vrednost struje zemljospoja u uzemljenim mrežama 10 kV, 20 kV, 35 kV je 300 A. U mrežama 10 kV, 20 kV i 35 kV struja zemljospoja može da bude i različita od 300A, ali najviše do 1000A.

4.2.4 Prelazak na uzemljenje neutralne tačke mreže preko niskoomske impedanse vrši se kada kapacitivne struje zemljospoja prelaze 20A za kablovsku i mešovitu mrežu 10 kV, odnosno 15 A za kablovsku i mešovitu mrežu 20 kV.

4.2.5 Maksimalno godišnje opterećenje (vršno opterećenje) distributivnog konzuma, koje se ostvaruje u zimskom periodu definiše se za sledeće ambijentalne uslove:

1) najviša vrednost temperature vazduha: 0°C,

2) maksimalna brzina vetra: 0,6m/s,

3) srednja vrednost temperature tla na dubini polaganja kabla: 5°C do 10°C,

4) specifična toplotna otpornost tla 1-1,5 Km/W,

5) nadzemni vodovi izvedeni golim užadima ili SKS-om nisu izloženi direktnom sunčevom zračenju.

4.2.6 Maksimalno opterećenje distributivnog konzuma, koje se ostvaruje u letnjem periodu definiše se za sledeće ambijentalne uslove:

1) najviša vrednost temperature vazduha: 40° C,

2) maksimalna brzina vetra: 0,6 m/s,

3) srednja vrednost temperature tla na dubini polaganja kabla: 10° C do 20° C,

4) specifična toplotna otpornost tla 1-1,5 Km/W,

5) nadzemni vodovi izvedeni golim užadima ili SKS-om su izloženi direktnom sunčevom zračenju.

4.2.7 Maksimalno opterećenje elemenata DS utvrđuje se na osnovu podataka očitanih sa daljinskih sistema merenja ili na osnovu maksigrafa.

4.2.8 EEO distributivne mreže rade u okruženju u kome se predviđa normalna izloženost spoljašnjim uticajima.

4.2.9 Pri određivanju maksimalnih dozvoljenih opterećenja elemenata distributivne mreže računa se sa normalnim starenjem izolacije.

4.2.10 Priključni vod, transformator, rasklopna, zaštitna i merna oprema priključka projektuje se i izvodi u skladu sa podacima navedenim u tačkama 4.2.1 do 4.2.7 i tačkom 3.4.

4.3 Tehnički uslovi za priključenje objekata kupaca

4.3.1 Priključak objekta kupca se izvodi kao trofazni ili jednofazni, nadzemni ili podzemni i služi za napajanje samo jednog objekta.

4.3.2 Položaj priključka se određuje na takav način da se omogući nesmetan pristup svim delovima priključka tokom eksploatacije.

4.3.3 U slučaju priključenja na NN mrežu, za objekte sa maksimalno 4 brojila merno mesto se postavlja po pravilu na granicu javne i privatne svojine (granici poseda), na najbliži stub NN mreže ili na javnu površinu u neposrednoj blizini objekta.

4.3.4 U slučaju priključenja na NN mrežu, za objekte sa više od 4 brojila merno mesto se postavlja u ili na objekat, na pristupačnom mestu u zajedničkoj prostoriji.

4.3.5 Ako je kod nadzemnog priključka raspon priključnog voda duži od 25 metara, priključak se realizuje preko pomoćnih stubova.

4.4 Dimenzionisanje priključka objekta

4.4.1 Priključak se dimenzioniše i izvodi u zavisnosti od očekivanog maksimalnog jednovremenog opterećenja na nivou priključka, načina izvođenja distributivne mreže (nadzemna ili podzemna), konstrukcije i oblika objekta, položaja objekta u odnosu na distributivnu mrežu, dozvoljenog pada napona, uslova zaštite od električnog udara, zaštite provodnika od struje kratkog spoja i trajno dozvoljene struje.

4.4.2 Maksimalno jednovremeno opterećenje na nivou priključka stambenog objekta zavisi od broja stanova koji se napajaju preko ovog priključka, načina zagrevanja i pripremanja tople vode u stanovima, instalisane snage električnih uređaja i slično. Prosečno učešće jednog stana u maksimalnom opterećenju stambenog objekta može se proračunati prema sledećim izrazima:

1) ako se za zagrevanje stanova u stambenom objektu koristi centralno grejanje:

 (važi za najviše 20 stanova),

(važi za više od 20 stanova);

2) ako se za grejanje stanova u stambenom objektu delimično ili u potpunosti koristi električna energija:

gde je:

P1e - maksimalno jednovremeno opterećenje stambenog objekta u [kW]

P1c - prosečno opterećenje po stanu kada se koristi centralno grejanje u [kW]

n - broj stanova

Keg = 0,6 ako najviše 75% stanova koriste električno grejanje

Keg = 0,9 ako svi stanovi koriste električno grejanje.

4.4.3 Odabir priključnog voda se vrši prema tipiziranim presecima, tako da on nije manji od proračunatog minimalnog preseka. Kod podzemnih priključaka, kada se oni izvode po sistemu "ulaz-izlaz", presek priključnog voda ne može biti manji od preseka voda na koji se priključuje.

4.5 Uticaj objekta koji se priključuje na kvalitet napona

4.5.1 Priključenje objekta kupca na distributivnu mrežu ne sme da prouzrokuje u bilo kojoj tački distributivne mreže odstupanja napona veća od opsega datog u aktu kojim se uređuju uslovi isporuke i snabdevanja električnom energijom.

4.5.2 Objekat kupca ne sme prouzrokovati izobličenje talasnog oblika napona, kojim bi se prekoračile srednje efektivne vrednosti za svaki pojedinačni harmonik i THD napona koje su navedene u tački 2.2.4 ovih Pravila. Način kontrole i merenja talasnog oblika napona je opisano u Poglavlju 2.

4.5.3 Objekat kupca ne sme prouzrokovati nesimetriju napona iznad granične vrednosti koja je definisana u tački 2.2.6 ovih Pravila. Simetričnost faznog napona se utvrđuje merenjem opisanim u Poglavlju 2, tačka 2.2.6.

4.5.4 Koeficijent jačine dugotrajnog flikera uzrokovanog od strane objekta kupca priključenog na distributivni sistem treba da bude manji od 1.

4.6 Kapacitivni i induktivni uticaj na distributivni sistem objekta kupca koji se priključuje

4.6.1 Kapacitivni i induktivni uticaj odnose se na uslove puštanja u pogon kapacitivnih i induktivnih uređaja koji mogu uticati na naponske prilike i faktor snage delova DS. Na zahtev ODS, kupci dostavljaju ODS izveštaj kojim se pokazuje da neće biti nepovoljnih uticaja na distributivnu mrežu. Uređaji korisnika DS neće imati štetan uticaj na DS ako je faktor snage na priključnom mestu u opsegu od 0,95 do 1.

4.7 Zaštita objekta kupca koji se priključuje na distributivni sistem

4.7.1 ODS određuje sistem zaštite objekta koji se priključuje, kao i aktivnosti ODS i korisnika DS u cilju koordinacije podešavanja zaštita.

4.7.2 Zaštita mora biti projektovana tako da se omogući brzo i selektivno isključenje kvarova sa ciljem da se sačuva oprema u distributivnim objektima i objektima korisnika DS od trajnih oštećenja, odnosno da se svedu na najmanju moguću meru posledice kvarova ili neregularnih događaja i da se održi stabilan rad DS.

4.7.3 Zaštitni uređaji štite DS i objekat kupca tako da isključenjem rasklopnog uređaja na rastavnom mestu sprečavaju štetne uticaje kvarova.

4.7.4 Svi ugrađeni zaštitni uređaji moraju imati izveštaj o ispitivanju (atest).

4.7.5 Pri izboru zaštitnih uređaja uvažavaju se i specifičnosti već ugrađene opreme u DS.

4.7.6 Zaštitni uređaji su savremeni MPZU, koji pored funkcije zaštite imaju mogućnost:

1) hronološke registracije događaja,

2) snimanja poremećaja u mreži,

3) samonadzora,

4) daljinskog upravljanja i nadzora nad rasklopnom opremom,

5) aktiviranja podfrekventne zaštite.

4.7.7 Za zaštitu ET 35/X kV primenjuju se:

1) osnovna zaštita od unutrašnjih kvarova (diferencijalna zaštita ET za snage veće od 8 MVA, zaštita od inverzne struje, Buholcova zaštita, zemljospojna zaštita,

2) rezervna zaštita (rezervna prekostrujna zaštita, rezervna kratkospojna zaštita - kratkospojna zaštita sabirnica i zaštita od otkazivanja rada prekidača, rezervna zemljospojna zaštita koja je obavezna kod mreža sa uzemljenom neutralnom tačkom, rezervna homopolarna naponska zaštita koja je obavezna kod mreža sa izolovanom neutralnom tačkom),

3) zaštita od preopterećenja (kontaktni termometar, termostat),

4) zaštita od nesimetričnog opterećenja,

5) zaštita od prenapona.

4.7.8 Za zaštitu ET 10/0,4 kV i 20/0,4 kV primenjuju se:

1) zaštita od kratkog spoja - visokoučinskim osiguračima sa udarnom iglom za tropolno isključenje sklopke-rastavljača sa osiguračima u transformatorskom polju 10 kV i 20 kV ili primenom MPZU ili statičkih uređaja kombinovanih sa rastavljačem snage ili prekidačem,

2) osnovna zaštita od unutrašnjih kvarova - Buholcova zaštita, odnosno zaštita relejima koji reaguju na nedozvoljeno povećanje pritiska unutar transformatorskog suda kod transformatora bez konzervatora,

3) zaštita od preopterećenja - termostat, izuzetno primena bimetalnih releja,

4) kod suvih energetskih transformatora primenjuju se specijalni termički releji.

4.7.9 Osnovna zaštita 10 kV, 20 kV i 35 kV vodova je:

1) prekostrujna zaštita,

2) kratkospojna zaštita koja je obavezno trofazna,

3) zemljospojna zaštita,

4) zaštita od inverzne komponente struje,

5) APU (samo za nadzemne vodove),

6) podfrekventna zaštita.

4.7.10 Rezervna zaštita vodova 10 kV, 20 kV i 35 kV obezbeđuje se preko zaštite u DM, koja se realizuje preko uređaja relejne zaštite ugrađenih u EEO sa kojih se napaja objekat korisnika DS.

4.7.11 Zaštita od otkazivanja rada prekidača na nekom izvodu 10 kV ili 20kV primenjuje se u kombinaciji sa kratkospojnom zaštitom sabirnica.

4.7.12 Na izvodima NN u TS X/0,4 kV, uključujući i izvod za javno osvetljenje i kondezatorske baterije, postavljaju se niskonaponski osigurač-sklopka-rastavljač i čija se naznačena struja, odnosno zamenjivi deo osigurača bira prema preseku provodnika NN voda, termičkoj čvrstoći pri kratkom spoju, uslovima odvođenja toplote sa provodnika, kao i uslovima primenjene zaštite od indirektnog dodira u mreži NN. Zaštita nadzemnog priključka od preopterećenja izvodi se pomoću ograničavača snage u MRO. Zaštita unutrašnjeg podzemnog priključka od preopterećenja izvodi se pomoću niskonaponskih visokoučinskih osigurača u KPK.

4.8 Tehnički uslovi priključenja objekata posebne vrste

4.8.1 Objekti posebne vrste, u smislu ovih Pravila su: privremeni objekti, gradilišta, objekti sa motorima velike snage, semaforski uređaji, objekti na vodi i objekti sa sopstvenim rezervnim napajanjem.

4.8.2 Privremeni objekti su: kiosci na javnim površinama, pokretni kiosci sezonskog karaktera, pokretni cirkusi, ringišpili, pokretni cirkulari, reportažna televizijska kola, sanduci za prodaju sladoleda i sl.

4.8.3 Za tehničke uslove priključenja objekata posebne vrste primenjuju se odredbe koje važe za trajno priključenje objekata, osim ako ovim Pravilima nije drugačije propisano.

4.8.4 Priključak privremenih objekata se izvodi kao jedinstveni od mesta vezivanja priključka na DS do MRO. Kada se izvodi kao nadzemni priključak izvodi se sa stuba NN voda direktno ili preko pomoćnog stuba. Merni uređaj i instalaciona oprema se montiraju u MRO, koji se nalazi na mestu pristupačnom za manipulaciju i očitavanje mernog uređaja.

4.8.5 Priključenje gradilišta se vrši preko gradilišnog MRO postavljenog izvan objekta koji se gradi..

4.8.6 U objektima sa motorima velike snage pokretanje motora ne sme da izazove štetan uticaj na DS i korisnike DS. Ovaj uslov je zadovoljen ako se u objektu primenjuje:

1) jednofazni motor sa direktnim pokretanjem: naznačene snage do 1,5 kW,

2) trofazni motor sa normalnom učestanošću uključivanja (do 20 puta dnevno): sa direktnim pokretanjem naznačene snage do 5,5 kW; sa pokretačem zvezda-trougao naznačene snage do 11 kW i sa centrifugalnim pokretačem ili sličnim uređajem naznačene snage do 15 kW, uz uslov da polazna struja ne prelazi dvostruku vrednost naznačene struje.

4.8.7 Priključenje semaforskih uređaja vrši se preko mernog uređaja u MRO koji se na NN mrežu priključuje kablovski preko KPK.

4.8.8 Objekat na vodi se priključuje kablovski na NN mrežu preko KPK i MRO na kopnu.

4.8.9 Priključenje objekta sa sopstvenim rezervnim napajanjem mora da bude izvedeno tako da nije moguć paralelan rad postrojenja sopstvenog rezervnog napajanja sa NN mrežom, niti povratno napajanje NN mreže iz agregata, nezavisno od načina prebacivanja sa mrežnog na sopstveno rezervno napajanje.

4.8.10 U okviru projekta rezervnog napajanja treba da se predvidi veza MRO rezervnog napajanja sa MRO koji se napaja samo iz NN mreže, kao i uređaj za automatsko uključenje i isključenje rezervnog napajanja.

4.8.11 Za merenje potrošnje električne energije električnih uređaja koji se mogu napajati i iz postrojenja za rezervno napajanje, za vreme dok se napajaju iz NN mreže, važe isti uslovi kao za ostale uređaje opšte potrošnje.

4.9 Priključenje elektrana na distributivni sistem

4.9.1 Uvod

4.9.1.1 Tehnički uslovi priključenja elektrana se utvrđuju na osnovu rezultata analiza i tehničkih proračuna u zavisnosti od zahtevane snage, broja i karakteristika generatora i naponskog nivoa mreže na koju se zahteva priključenje.

4.9.1.2 Tehnički uslovi za priključenje elektrana treba da omoguće normalan pogon DS uz nenarušavanje pouzdanosti isporuke i kvaliteta električne energije drugim korisnicima DS.

4.9.1.3 U elektranama se koriste sledeće vrste generatora:

1) sinhroni generatori,

2) asinhroni generatori,

3) izvori sa pretvaračima trofaznog izlaznog napona naznačene frekvencije 50 Hz.

4.9.2 Osnovni tehnički zahtevi za priključenje elektrane na distributivni sistem

4.9.2.1 Za priključenje i bezbedan paralelan rad elektrane sa DS, elektrana mora da zadovolji sledeće kriterijume:

1) kriterijum maksimalno dozvoljene snage generatora u elektrani,

2) kriterijum dozvoljenih vrednosti napona u stacionarnom režimu,

3) kriterijum dozvoljenog strujnog opterećenja elemenata distributivne mreže,

4) kriterijum snage kratkog spoja,

5) kriterijum flikera,

6) kriterijum dozvoljenih struja viših harmonika i interharmonika.

4.9.2.2 U odnosu na DS, način rada elektrane može biti:

1) izolovan rad generatora za rezervno napajanje sopstvenih potreba,

2) paralelan rad sa DS bez predaje energije u DS, proizvedena električna energija se koristi isključivo za napajanje sopstvenih potreba,

3) paralelan rad sa DS sa predajom energije u DS u celosti (izuzev sopstvene potrošnje elektrane),

4) paralelan rad sa DS gde se deo energije predaje u DS, a deo koristi za napajanje sopstvenih potreba,

5) kombinovani rad (izolovan - paralelni rad), odnosi se na elektrane opremljene za obe vrste rada.

4.9.2.3 Ako se naznačeni napon generatora razlikuje od nazivnog napona mreže potrebno je uskladiti napone i fazne stavove generatora sa nazivnim naponom na mestu priključenja primenom međutransformacije.

4.9.2.4 Nije dozvoljeno ostrvsko napajanje dela DS iz elektrane. Ako je sa strane DS prekinuto napajanje ugradnjom odgovarajućih uređaja u objektu elektranetreba obezbediti da se delovanjem uređaja za relejnu zaštitu izvrši automatsko odvajanje elektrane sa DS.

4.9.2.5 Elektrane sa sinhronim generatorskim jedinicama moraju imati implementiranu regulaciju napona na svojim krajevima. Regulacija napona se mora obavljati u opsegu rada generatora od 0,95 za nadpobuđen režim do 0,95 za podpobuđen režim. Generatori moraju imati mogućnost regulacije faktora snage ili reaktivne snage, koja se koristi umesto regulacije napona po nalogu ODS.

4.9.2.6 Kriterijum maksimalno dozvoljene snage generatora

4.9.2.6.1 Kriterijumom maksimalno dozvoljene snage generatora u elektrani sa energetskim pretvaračima ili asinhronim generatorima proverava se da pri uključenju generatora promena napona na mestu priključenja na DS (Dum) ne prekorači vrednost od 2% na SN, odnosno 3% na NN. Maksimalno dozvoljena prividna snaga generatora u elektrani (Sngm) u [MVA] izračunava se prema sledećim formulama:

, za priključenje elektrane na SN;

, za priključenje elektrane na NN;

gde je:

Sks - snaga trofaznog kratkog spoja (stvarna vrednost) u tački priključenja na DS bez uticaja razmatrane elektrane, u [MVA],

k - količnik polazne (struje uključenja) i naznačene struje generatora.

Ukoliko, za razmatrani generator, nije data vrednost polazne struje, za vrednost parametra k usvaja se:

k = 1 za jednosmerne generatore sa invertorom,

k = 4 za asinhrone generatore, za priključenje u granicama ± 5% sinhrone brzine, bez napona.

Ovaj uslov (k=1) se primenjuje i u slučaju provere uslova priključenja sinhronih generatora koji se na DS priključuju preko energetskih pretvarača.

4.9.2.6.2 Ovaj kriterijum se proverava za k = ku, gde je ku koeficijent promene napona. Njega daje proizvođač vetrogeneratora za fazne uglove impedanse mreže od 30°, 50°, 70° i 85°. Ako je stvarni fazni ugao impedanse distributivne mreže različit od ove četiri vrednosti potrebno je izvršiti interpolaciju ili ekstrapolaciju (odgovarajućeg tipa) dobijenih podataka kako bi se dobila vrednost ovog faktora za stvarni fazni ugao impedanse distributivne mreže.

4.9.2.6.3 Kriterijum maksimalno dozvoljene snage za sinhrone generatore se proverava na osnovu kriterijuma najvećeg dozvoljenog odstupanja (promene) napona (Dum) na mestu priključenja elektrane sa sinhronim generatorskim jedinicama na DS u prelaznom režimu, pri uključenju generatora na DS.

Tabela 4.1. Dozvoljene varijacije napona

	Maksimalno odstupnje (promena) napona	Maksimalna učestalost odstupanja (promena) napona jednom u
Niski napon	5%	5 min.
Srednji napon	5%	3 min.

4.9.2.6.4 Dozvoljeno odstupanje (promena) napona (Dum) na mestu priključenja generatorske jedinice sa cilinidričnim rotorom (turbogeneratori) u trenutku sinhronizacije se izračunava preko sledeće formule:

gde je:

SG - ukupna naznačena snaga generatora koji se istovremeno priključuju na mrežu,

ZT - tevenenova impedansa sistema u subtranzijentnom režimu na generatorskim sabirnicama blok transformatora,

UG - naznačeni napon generatora,

Xs""- subtranzijentna reaktansa generatora,

jT - ugao Tevenenove impedanse.

Za generatorske jedinice sa istaknutim polovima (hidrogeneratori) u prethodnoj formuli se umesto Xs"" koristi subtranzijentna reaktansa generatora u uzdužnoj osi Xd"".

4.9.2.6.5 U slučaju da se ne dostave vrednosti za subtranzijentnu reaktansu generatora, ODS će usvojiti vrednost od 12% i zahtevati ugradnju generatora čija subtranzijentna reaktansa nije manja od ove vrednosti.

4.9.2.6.6 Za prividnu snagu generatora (Sng) koja se poredi sa Sngm najpre se usvaja data naznačena prividna snaga generatora. Ako za tako usvojenu vrednost kriterijum maksimalno dozvoljene snage generatora u elektrani nije zadovoljen za Sng može se usvojiti:

1) za blok generator-pretvarač-transformator - minimalna od tri prividne snage: prividne snage generatora, prividne snage pretvarača ili transformatora,

2) za sinhroni generator vrednost koja se dobije količnikom maksimalne aktivne snage koja se dovodi generatoru (maksimalna ulazna snaga) i minimalne vrednosti faktora snage sa kojom generator može da radi za datu vrednost aktivne snage. Minimalna vrednost faktora snage se očitava sa pogonske karte generatora; ukoliko pogonska karta generatora nije dostupna, za vrednost faktora snage usvaja se 0,9.

4.9.2.6.7 Generatori u elektrani se mogu simultano priključivati na mrežu ukoliko je suma prividnih snaga generatora (SSng) manja od Sngm. U suprotnom, generatori se moraju priključivati pojedinačno u vremenskim intervalima od po 5 min za priključenje na NN, odnosno 3 min za priključenje na SN.

4.9.2.7 Kriterijum dozvoljenih vrednosti napona u stacionarnom režimu

4.9.2.7.1 Kriterijumom dozvoljenih vrednosti napona u stacionarnom režimu proverava se tako da u okviru normalnog pogona DS, vrednost napona u bilo kojoj tački DS ostane u dopuštenim granicama datim u aktu kojim se uređuju uslovi isporuke i snabdevanja električnom energijom. Za proveru ovog kriterijuma je potrebno izvršiti proračune tokova snaga za minimalno i maksimalno opterećenje DS.

4.9.2.7.2 Kod elektrana koje za proizvodnju električne energije koriste energiju sunca (solarne elektrane) za minimalno i maksimalno opterećenje DS usvaja se minimalno i maksimalno opterećenje u periodu u kojem je moguća proizvodnja ove vrste elektrana (pri prisustvu sunčeve svetlosti).

4.9.2.7.3 Za proveru kriterijuma dozvoljene vrednosti napona u stacionarnom stanju mogu se koristiti sledeći izrazi:

za režim u kojem elektrana troši reaktivnu snagu iz mreže (podpobuđeni režim),

za režim u kojem elektrana injektira reaktivnu snagu u mrežu (nadpobuđeni režim),

pri čemu je:

Dum - promena napona koju jedna elektrana izaziva u nekoj tački DS

SE - prividna snaga elektrane, u [MVA],

Rk - ekvivalentna otpornost distributivne mreže od tačke u kojoj se automatski kontroliše napon, do posmatrane tačke, u [W];

Xk - ekvivalentna reaktansa distributivne mreže od tačke u kojoj se automatski kontroliše napon, do posmatrane tačke, u [W];

j -fazni ugao napona i struje elektrane, u [°]

Un - nazivni napon mreže u razmatranoj tački DS, u [ kV].

Kriterijum je zadovoljen ukoliko je promena napona Dum manja od 5% u bilo kojoj tački DS, uvažavajući sve elektrane priključene na razmatrani deo DS.

Ukoliko postoji više od jedne elektrane ukupna vrednost promene napona se izračunava sumiranjem vrednosti izračunatih za svaku elektranu.

4.9.2.7.4 Kada se radi sistemski proračun tokova snaga i naponskih prilika i kada se ovaj kriterijum proverava formulama, tačka 4.9.2.7.3 usvaja se da je cosj=0,95 za režim u kojem elektrana injektira reaktivnu snagu u mrežu (nadpobuđeni režim). Za minimalno opterećenje DS se može usvojiti da elektrana radi sa cosj = 1.

4.9.2.8 Kriterijum dozvoljenog strujnog opterećenja elemenata distributivne mreže

4.9.2.8.1 Kriterijumom dozvoljenog strujnog opterećenja elemenata distributivne mreže se proverava da za vreme rada elektrane struje u elementima DS ne pređu vrednosti definisane u Poglavlju 3 Pravila.

4.9.2.9 Kriterijum snage kratkog spoja

4.9.2.9.1 Kriterijumom snage kratkog spoja se proverava ukupna vrednost struje (snage) trofaznog kratkog spoja na mestu priključenja elektrane u pogonu. Vrednost struje (snage) ne sme preći maksimalne dozvoljene vrednosti struja (snaga) kratkog spoja na koje je dimenzionisana oprema u DS.

4.9.2.9.2 Ako vrednost struje (snage) prelazi maksimalne dozvoljene vrednosti, neophodno je ograničiti struju kratkog spoja koju daje elektrana tako da ovaj kriterijum bude zadovoljen.

4.9.2.9.3 Ako se zbog priključenja elektrane poveća snaga (struja) trofaznog kratkog spoja iznad vrednosti za koju je dimenzionisana oprema u DS, treba da se primeni jedna ili više sledećih mera:

1) ograničenje struja kratkog spoja elektrane,

2) zamena rasklopnih aparata i/ili druge opreme koja ne ispunjava zahteve s obzirom na snage (struje) kratkog spoja,

3) promena mesta priključenja na DS, promena parametara priključnog voda, transformatora i slično.

4.9.2.10 Kriterijum flikera

4.9.2.10.1 Elektrana sa n generatora ukupne snage S£ može da se priključi na DS ako je ispunjen uslov:

gde je:

Alt - dugotrajni faktor smetnji elektrane

cfE -koeficijent flikera elektrane,

cfg - koeficijent flikera generatora.

Sks - snaga trofaznog kratkog spoja sa priključenom elektranom

4.9.2.10.2 Koeficijent flikera označava osobinu elektrane da proizvodi flikere. Vrednost koeficijenta flikera generatora daje proizvođač, odnosno ovlašćena nezavisna institucija, posebno za svaki generator i elektranu kao celinu, na osnovu izveštaja o tipskom ispitivanju od strane ovlašćene laboratorije (atest) za elektranu koja ima iste ili slične karakteristike kao elektrana koja se gradi.

4.9.2.10.3 Kod generatora koje pokreću vodena, parna ili gasna turbina kriterijum flikera se ne proverava.

4.9.2.10.4 Kod elektrana na vetar i solarnih elektrana obavezan je atest kojim se dokazuje da elektrana zadovoljava kriterijum flikera. Kriterijum flikera je zadovoljen ako je koeficijent flikera generatora cfg≤ 20.

4.9.2.10.5 Za vetrogeneratore se proverava kriterijuma dugotrajne jačine flikera prema sledećoj formuli:

za priključenje na mrežu SN

za priključenje na mrežu NN

gde je:

Plt - dugotrajna jačina flikera

n120i - maksimalni broj prekidnih operacija i-te proizvodne jedinice u vremenskom intervalu od 120 min (ovaj podatak daje proizvođač vetrogeneratora),

kf - faktor brojnosti (emisije) flikera koji daje proizvođač vetrogeneratora za fazne uglove impendanse distributivne mreže od 30°, 50°, 70° i 85°. Ukoliko je stvarni fazni ugao impedanse distributivne mreže različit od ove četiri vrednosti potrebno je izvršiti interpolaciju ili ekstrapolaciju (odgovarajućeg tipa) dobijenih podataka kako bi se dobila vrednost ovog faktora za stvarni fazni ugao impedanse distributivne mreže,

Se - maksimalna snaga elektrane, u [MVA]

Sks - snaga trofaznog kratkog spoja sa priključenom elektranom, u [MVA]

Sng - prividna snaga generatora, u [MVA].

4.9.2.11 Kriterijum dozvoljenih struja viših harmonika i interharmonika

4.9.2.11.1 Kriterijum dozvoljenih struja viših harmonika i interharmonika se proverava pomoću izraza:

gde je:

Ivhg - stvarna vrednost struje višeg harmonika/interharmonika koju generator injektira u DS, svedena na mesto priključenja, u [A],

Ivhdoz - dozvoljena vrednost struje višeg harmonika/interharmonika na mestu priključenja, u [A],

Ivhs,v,pm- dozvoljena vrednost struje višeg harmonika/interharmonika svedena na jediničnu snagu kratkog spoja na mestu priključenja na DS, u [A/MVA].

4.9.2.11.2 U tabeli 4.10.3.10.2 date su dozvoljene vrednosti struja viših harmonika i interharmonika svedene na snagu kratkog spoja na mestu priključenja na DS.

4.9.2.11.3 Ukoliko je nekoliko generatora ili elektrana priključeno i/ili se priključuje na DS u istoj tački priključenja primenjuje se sledeća formula:

gde je

Sng - snaga razmatranog generatora na mestu priključenja,

Ssum - suma snaga svih generatora na mestu priključenja.

4.9.2.11.4 Ukoliko su na nekoliko mesta u SN mreži pripadajuće TS 110/h kV priključene elektrane, dozvoljena vrednost struja viših harmonika/interharmonika u tački priključenja se izračunava prema sledećim formulama:

gde je:

Ivh - stvarna vrednost struje višeg harmonika/interharmonika koju generatori u tački priključenja injektiraju u distributivnu mrežu, svedena na mesto priključenja, u [A],

ST - prividna snaga transformatora u pripadajućoj TS 110/h kV.

v - red harmonika

4.9.2.11.5 Ukoliko nisu ispunjeni uslovi iz tačaka od 4.10.2.11.1. do 4.10.2.11.4 za više harmonike i interharmonike, treba nabaviti drugi generator odgovarajućih karakteristika ili preduzeti zaštitne mere kao što je ugradnja filtera za eliminaciju viših harmonika.

4.9.2.11.6 Kod elektrana sa frekventnim pretvaračima treba dostaviti proračun uticaja viših harmonika na MTK uređaje i način eliminisanja štetnog dejstva.

Tabela 4.2. Dozvoljene vrednosti struje v-tog harmonika i m-tog interharmonika svedene na snagu kratkog spoja u tački priključenja elektrane na DS

Redni broj višeg harmonika	lvhs,v,m [A/MVA]
	Niski napon	10 kV	20 kV	35 kV
2	1,5	0,058	0,029	0,0163
3	3	/	/	/
4	0,47	0,019	0,009	0,005
5	1,5	0,058	0,029	0,0163
6	0,58	0,023	0,012	0,007
7	1	0,082	0,041	0,0231
8	0,2	0,008	0,004	0,002
9	0,7	/	/	/
10	0,36	0,014	0,007	0,004
11	0,5	0,052	0,026	0,0146
12	0,27	0,011	0,005	0,002
13	0,4	0,038	0,019	0,0111
14	0,17	0,007	0,003	0,002
16	0,15	0,006	0,003	0,002
17	0,3	0,022	0.011	0,0600
18	0,12	0,005	0,002	0,001
19	0,25	0,018	0,009	0,0051
23	0,3	0,012	0,006	0,0034
25	0,25	0.010	0,005	0,0026
25 < v < 40*	0.15-25/v	0,01 • 25/v	0,005 • 25/v	0,0026 • 25/v
v = paran 18 < v	1,5/v	0.06/m	0.03/m	0.0171/m
m< 40	1,5/v	0.06/m	0.03/m	0.0171/m
m> 40**	4,5/v	0.18/ p	0.09/ p	0,0514/ p
* neparan broj harmonika
** za opseg modulacije pri frekvenciji od 200 Hz; mereno u skladu sa SRPS EN 61000-4-7:2008 EN 61000-4-7, Anex B i SRPS EN 61000-4-7:2008/A1:2010.

4.9.2.12 Sinhronizacija

4.9.2.12.1 Ugradnjom odgovarajućih zaštitnih i drugih tehničkih uređaja u elektrani, treba obezbediti da uključenje elektrane na DS bude izvršeno samo ako je na svim faznim provodnicima prisutan napon mreže sa strane DS.

4.9.2.12.2 Za uključenje se koristi spojni prekidač u rasklopnom postrojenju elektrane ili izuzetno generatorski prekidač kod elektrane sa jednim generatorom snage do 43,6 kVA.

4.9.2.12.3 Za priključenje sinhronog generatora na DS, potreban je uređaj koji treba da zadovolji sledeće uslove sinhronizacije.

Tabela 4.3. Uslovi sinhronizacije

Ukupna snaga generatora (kVA)	razlika frekvencija (Df, Hz)	razlika napona (DV, %)	razlika faznog ugla (Dq °)
0-500	0,3	5	10
500-1500	0,2	5	10
>1500	0,1	3	10

4.9.2.12.4 Sinhronizacija se vrši na generatorskom prekidaču. Ukoliko proizvođač želi da obezbedi izolovan rad svojih pogona iza mesta merenja, tada se sinhronizacija može vršiti na spojnom prekidaču.

4.9.2.12.5 Za priključenje asinhronog generatora na DS, koji se pokreće pomoću pogonskog agregata, potreban je uređaj koji obezbeđuje da se priključenje izvede između 95% i 105% od sinhronog broja obrtaja, bez napona.

4.9.2.12.6 Kod samopobudnih i dvostrano napajanih asinhronih generatora treba da se ispune svi uslovi koji su predviđeni za sinhrone generatore.

4.9.2.12.7 Kod pokretanja elektrana preko invertora jednosmerna komponenta injektiranja u distributivnu mrežu ne sme biti veća od 0,5% od naznačene struje invertora pri svakom priključenju na DS. Kod priključenja na NN mrežu struja injektiranja ne sme biti veća od 1 A.

4.9.3 Osnovni tehnički zahtevi za izvođenje priključka elektrane

4.9.3.1 Elektrana se povezuje na DS samo preko jednog priključka izuzimajući priključak opšte potrošnje elektrane i ostale potrošnje na lokaciji elektrane.

4.9.3.2 EEO, oprema i uređaji proizvođača do mesta priključenja, nezavisno od broja generatora, izvode se u skladu sa opštim šemama koje su date u prilogu Pravila. Granične vrednosti snage elektrane za izbor šeme priključenja su date u tabeli 4.4.

4.9.3.3 Izuzetno, ODS može propisati i drugačiji način priključenja u odnosu na predloge date u tabeli 4.4. u zavisnosti od konfiguracije i pogonskih uslova distributivne mreže.

4.9.3.4 Priključak elektrane je trofazni, a dimenzioniše se prema nazivnom naponu mreže, naznačenoj snazi elektrane i tipskim presecima vodova u DS.

4.9.3.5 Prekidač (spojni prekidač) služi za:

1) spajanje (povezivanje) elektrane sa DS,

2) automatsko odvajanje elektrane od DS zbog kvarova i poremećaja u DS (kratak spoj, zemljospoj, promena napona i/ili promena frekvencije), delovanjem sistemske zaštite, zaštita voda elektrane ili zaštite od ostrvskog rada,

3) odvajanje elektrane od DS zbog izvođenja radova, remonata, prelaska na izolovani rad elektrane itd.

4.9.3.6 Rasklopni aparati, merna, zaštitna i druga oprema u rasklopnom postrojenju elektrane su elementi rasklopne aparature u izvodnom polju (ćeliji) u kom se povezuje vod elektrane i u kom se nalazi spojni prekidač.

4.9.3.7 Glavni elementi rasklopne aparature su prekidač (spojni prekidač) i merni transformatori za merenje i zaštitu. Ova oprema mora u svakom momentu da bude pristupačna za ovlašćenog predstavnika ODS.

4.9.3.8 Rasklopni aparati, merna, zaštitna i druga oprema koji čine priključak na mestu priključenja na DS se povezuju prema šemama datim u Prilogu 1 Pravila.

4.9.3.9 Potrošnja električne energije u elektrani, odnosno na lokaciji elektrane, koja se preuzima iz DS, u zavisnosti od načina priključenja na DS i načina merenja, može biti:

1) sopstvena potrošnja elektrane,

2) opšta potrošnja elektrane,

3) ostala potrošnja na lokaciji elektrane.

4.9.3.10 Sopstvena potrošnja elektrane predstavlja potrošnju električne energije u objektu elektrane koja se meri mernim uređajem kojim se meri električna energija isporučena u DS.

4.9.3.11 U slučaju kada elektrana radi paralelno sa DS, sa predajom energije u DS u celosti:

1) snaga sopstvene potrošnje elektrane ne može biti veća od 7% u odnosu na odobrenu aktivnu snagu kojom elektrana predaje električnu energiju u DS,

2) ukoliko je (zahtevana) aktivna snaga kojom se energija preuzima iz DS veća od 7% u odnosu na odobrenu aktivnu snagu kojom elektrana predaje električnu energiju u DS, tada je neophodno formirati poseban priključak, odnosno merno mesto, preko koga se isporučuje i meri električna energija koja predstavlja opštu potrošnju elektrane.

4.9.3.12 Opšta potrošnja elektrane je električna energija koja se isporučuje i meri iz DS preko strujnih kola koja nisu galvanski vezana sa priključkom preko koga se električna energija iz elektrane isporučuje u DS. Na zahtev proizvođača, može se formirati poseban priključak, odnosno merno mesto, preko koga se isporučuje električna energija samo i isključivo za opštu potrošnju elektrane, odvojeno od strujnih kola za napajanje ostale potrošnje na lokaciji elektrane.

4.9.3.13 Ostala potrošnja na lokaciji elektrane je izmerena potrošnja električne energije u koju nije obuhvaćena sopstvena potrošnja elektrane. U ostaloj potrošnji na lokaciji elektrane može biti sadržana opšta potrošnja elektrane.

Tabela 4.4. Opšte šeme priključenja elektrane

Priključenje elektrane na DS na 0,4 kV naponu
Opis		Snaga	Šema
1	Priključenje na NN mrežu Elektrane sa jednim ili više generatora (invertora), sa sistemskom zaštitom koja deluje na spojni prekidač. Primena direktne merne grupe (DMG)	≤ 43,6 kW	1
2	Priključenje na NN mrežu Elektrane sa jednim ili više generatora (invertora), sa sistemskom zaštitom koja deluje na spojni prekidač. Primena poluindirektnog merenja	≥ 43,6 kW ≤ 100 kW	2
3	Priključak elektrane na sabirnice 0,4 kV u distributivnoj TS x/0,4 kV Elektrane sa jednim ili više generatora (invertora), sa sistemskom zaštitom koja deluje na spojni prekidač. Primena poluindirektnog merenja	≥ 100 kW ≤ 160 kW	3

 

Priključenje elektrane na DSEE na 35 kV, 20 kV i 10 kV naponu
Opis		Snaga	Šema
4	Priključenje na 35 kV, 20 kV i 10 kV mrežu. Oprema za priključenje elektrane na DS se smešta u zasebnu prostoriju u okviru objekta elektrane. Navedena prostorija mora imati zaseban ulaz i omogućen pristup nadležnim licima ODS-a.	≤ 10500 kW (35 kV) 6000 kW (20 kV) 3000 kW (10 kV)	4,5
5	Priključenje na 35 kV, 20 kV i 10 kV mrežu. Oprema za priključenje elektrane na DS se smešta u zaseban objekat u nadležnosti ODS-a.	≤ 10500 kW (35 kV) 6000 kW (20 kV) 3000 kW (10 kV)	6,7
6	Priključenje na 35 kV, 20 kV i 10 kV postrojenje u TS 110/35(20)(10) kV/kV	>   10500 kW (35 kV) 6000 kW (20 kV) 3000 kW (10 kV)	8

4.9.4 Tehnički zahtevi za merno mesto

4.9.4.1 Merno mesto mora biti izvedeno tako da se omogući neometan pristup ovlašćenim licima ODS.

4.9.4.2 Za merenje primopredaje električne energije na mernom mestu iza koga je priključen generator, koji radi paralelno sa DS, upotrebljavaju se:

1) trofazna trosistemska (četvorožično priključenje) četvorokvadrantna višefunkcijska elektronska (statička) merila za direktno merenje na niskom naponu;

2) trofazna trosistemska (četvorožično priključenje) četvorokvadrantna višefunkcijska elektronska (statička) merila za poluindirektno merenje na niskom naponu;

3) trofazna trosistemska (četvorožično priključenje) četvorokvadrantna višefunkcijska elektronska (statička) merila za indirektno merenje na naponskom nivou 10 kV, 20 kV i 35 kV.

4.9.4.3 Za merenje električne energije preuzete iz DS za opštu potrošnju elektrane i ostalu potrošnju na lokaciji elektrane, primenjuju se odredbe ovih Pravila koje se odnose na merenje električne energije isporučene krajnjim kupcima.

4.9.5 Zaštita generatora i elektrane

4.9.5.1 Ovim potpoglavljem se utvrđuju osnovni zahtevi za izbor uređaja za zaštitu generatora i elemenata rasklopne aparature elektrane od mogućih havarija i oštećenja usled kvarova u uslovima paralelnog rada.

4.9.5.2 Obuhvaćene su sledeće zaštite:

1) sistemska zaštita,

2) zaštita od ostrvskog rada,

3) zaštita voda elektrane.

4.9.5.3 Delovanjem ovih zaštita, mora na spojnom prekidaču da se automatski prekine paralelan rad generatora sa DS i izvrši havarijsko zaustavljanje generatora (brzo razbuđivanje i brzo zaustavljanje).

4.9.5.4 Elektrane koje se priključuju na DS na NN i koje imaju jedan generator, odnosno invertor snage do 43,6 kW, mogu se priključiti tako da sistemska i ostala zaštita deluju na generatorski prekidač.

4.9.5.5 Ovim Pravilima nisu obuhvaćene sledeće zaštite:

1) zaštita od unutrašnjih kvarova generatora,

2) zaštita turbine,

3) zaštita energetskih transformatora u elektrani,

4) zaštita od atmosferskih prenapona u elektrani,

5) zaštita od kvarova (kratak spoj, zemljospoj) na elementima rasklopne aparature i u električnim instalacijama elektrane.

4.9.5.6 Sistemska zaštita se sastoji od naponske i frekventne zaštite.

4.9.5.7 Naponska zaštita se sastoji od:

1) nadnaponske zaštite (U>) koju čini trofazni naponski relej najmanjeg opsega podešavanja (0,9-1,2) Ung, koja reaguje sa vremenskom zadrškom najmanjeg opsega podešavanja (0,2 - 3) s,

2) podnaponske zaštite (U<) koju čini trofazni naponski relej najmanjeg opsega podešavanja (1,0 - 0,7)-Ung, koja reaguje sa vremenskom zadrškom najmanjeg opsega podešavanja (0,2 - 3) s.

4.9.5.8 Frekventna zaštita se sastoji od:

1) nadfrekventne zaštite (f>) koju čini monofazni frekventni relej najmanjeg opsega podešavanja (49 - 52) Hz, koja reaguje sa vremenskom zadrškom najmanjeg opsega podešavanja (0,2 - 3) s,

2) podfrekventne zaštite (f<) koju čini monofazni frekventni relej najmanjeg opsega podešavanja (51 - 48) Hz, koja reaguje sa vremenskom zadrškom najmanjeg opsega podešavanja (0,2 - 3) s.

4.9.5.9 Frekventni relej treba da bude sa funkcijom brzine promene frekvencije u intervalu 10 mHz. Obe zaštite mogu da budu realizovane preko jednog uređaja koji ispunjava prethodne zahteve (f<, f>). Frekventna zaštita može da se realizuje tako da se ova funkcija integriše sa nekom drugom zaštitom ili funkcijom.

4.9.5.10 Podešavanje sistemskih i ostalih zaštita, koje su od interesa za DS, je u nadležnosti ODS, i daje se kroz Plan podešenja zaštite.

4.9.5.11 Plan podešenja generatorskih zaštita nije u nadležnosti ODS, osim zaštita koje se tiču sinhronizacije generatora na mrežu za koje ODS daje saglasnost.

4.9.5.12 Zaštita voda elektrane, kojim se povezuje spojni prekidač sa mestom priključenja na DS:

1) zaštita SN voda u elektrani je prekostrujna,

2) zaštita SN voda u rasklopnom postrojenju DS je prekostrujna i zemljospojna

4.9.5.13 Prekostrujna zaštita je trofazna maksimalna strujna vremenski nezavisna zaštita koja reaguje:

1) sa vremenskom zadrškom pri strujnim opterećenjima koja prelaze vrednosti dozvoljenih strujnih opterećenja voda elektrane,

2) trenutno pri bliskim kratkim spojevima,

3) merni releji prekostrujne zaštite su za naznačenu struju 5A i za najmanji opseg podešavanja (3-9)A za prekostrujnu zaštitu, (20-50) A za kratkospojnu zaštitu,

4) najmanji opseg podešavanja vremenske zadrške prekostrujne zaštite treba da bude (0,2-3)s.

4.9.5.14 Zemljospojna zaštita je homopolarna zaštita, čije izvođenje zavisi od načina uzemljenja neutralne tačke SN mreže.

1) ako je neutralna tačka SN mreže uzemljena preko niskoomske impedanse, primenjuje se monofazna maksimalna strujna vremenski nezavisna zaštita, čiji merni relej je za naznačenu struju 5A, najmanjeg opsega podešavanja (0,5-2,5)A. Zaštita treba da reaguje sa vremenskom zadrškom najmanjeg opsega podešavanja (0,2-3)s,

2) ako je neutralna tačka SN mreže izolovana, zemljospojna zaštita zavisi od veličine kapacitivne struje zemljopsoja galvanski povezane mreže.

4.9.5.15 Zaštita NN voda u elektrani je prekostrujna, preko kratkospojnog i termičkog okidača NN prekidača.

4.9.5.16 U elektrani se koriste MPZU kao samostalni releji ili u okviru sistema integrisane zaštite i upravljanja elektrane. Sva zaštitna oprema mora da radi nezavisno od rada sistema upravljanja i sistema komunikacije u okviru elektrane, osim kod solarnih elektrana.

4.9.5.17 Za elektrane snage do 43,6kW, naponske i frekventne zaštite mogu biti integrisane u okviru invertora i tom slučaju uključenje/isključenje sa distributivne mreže mora biti izvedeno od strane invertora. U tom slučaju, između invertora i mreže mora postojati rastavni element čija funkcija automatskog uključenja/isključenja mora biti usaglašena sa proradom inegrisanih invertorskih zaštita. Pored automatske funkcije rastavni element mora da ima mogućnost i manuelnog uključenja/isključenja.

4.9.5.18 Zaštitni uređaj (MPZU) mora da:

1) bude neosetljiv na prelazne režime,

2) ima visok nivo samodijagnostike, ali kvar u zaštitnom uređaju ne sme da izazove proradu zaštite,

3) ima ugrađenu funkciju registrovanja i pamćenja najmanje tri događaja (kvara),

4) ima metalno kućište osigurano od prodora prašine i vlage.

4.9.5.19 ODS prema potrebi prisustvuje funkcionalnim ispitivanjima pre prvog puštanja u pogon i vrši tehnički prijem prema poglavlju 4.10 ovih Pravila.

4.9.6 Kompenzacija reaktivne energije u elektrani

4.9.6.1 Faktor snage elektrane u odnosu na DS treba da je veći od 0,95 u kapacitivnom i induktivnom režimu rada. Ukoliko je za održavanje zahtevane vrednosti faktora snage potrebna ugradnja kondenzatorskih baterija, njen se kapacitet bira tako da ni u jednom pogonskom slučaju ne sme da dođe do samopobuđivanja generatora.

4.9.6.2 Faktor snage elektrane sa asinhronim generatorskim jedinicama u režimu predaje ili prijema električne energije treba da iznosi cosj≥0,95. Za održavanje zahtevane vrednosti faktora snage neophodna je ugradnja kondenzatorskih baterija.

4.9.6.3 Kod vetroelektrana i solarnih elektrana, koje su na mrežu vezane preko punoupravljivog pretvarača, obavezna je primena automatske regulacije faktora snage.

4.9.6.4 Pomoću odgovarajuće projektne dokumentacije će se za svaki konkretan slučaj odabrati odgovarajući način kompenzacije reaktivne energije.

4.9.7 Nadzor i komunikacija sa elektranom

4.9.7.1 Elektrana mora biti opremljena odgovarajućom opremom, softverom i komunikacionim servisom radi dostavljanja neophodnih podataka.

4.9.7.2 Za elektrane čija je aktivna snaga preko 160 kW mora da se obezbedi opremu koja će omogućiti prenos sledećih informacija do nadležnog centra upravljanja ODS:

1) analogne veličine: aktivnu snagu (MW); reaktivnu snagu (MVAr); napone po fazama; struje po fazama,

2) statuse sledećih uređaja: svih rastavnih uređaja (prekidač, rastavljač); automatskog regulatora napona pod uslovom da njegov rad ima uticaj na DS,

3) alarmi: gubitak komunikacije između elektrane i nadležnog centra upravljanja; gubitak/poremećaj funkcije zaštite u okviru elektrane; informaciju o delovanju sistemske zaštite.

4.9.7.3 Način komunikacije elektrane sa nadležnim centrom upravljanja definiše ODS odgovarajućim protokolom.

4.9.7.4 ODS može zahtevati mogućnost daljinskog nadzora rastavno rasklopne opreme u tački priključenja.

4.9.7.5 Elektrana mora biti opremljena registratorom događaja koji omogućava skladištenje podataka u trajanju od minimalno 90 dana za slučaj prekida komunikacija sa nadležnim centrom upravljanja.

4.10 Tehnički prijem objekta kupca na srednjem naponu i objekta proizvođača

4.10.1 ODS sprovodi proveru ispunjenosti uslova iz odobrenja za priključenje u postupku tehničkog prijema objekta (u daljem tekstu: tehnički prijem). Tehnički prijem za objekte kupca na SN i objekte proizvođača vrši se po završetku izgradnje objekta, faze ili dela objekta.

4.10.2 Nadležna stručna lica ODS utvrđuju kompletnost i ispravnost tehničke i druge dokumentacije, od interesa za priključenje, prema kojoj je izgrađen objekat i utvrđuju da li je izgrađeni objekat usaglašen sa dostavljenom dokumentacijom odnosno podoban za puštanje pod napon.

4.10.3 Tehnički prijem obuhvata:

1) proveru potpunosti tehničke i druge dokumentacije, od interesa za priključenje objekta, u skladu sa aktom kojim se uređuju uslovi isporuke i snabdevanja električnom energijom,

2) preuzimanje minimuma tehničke i druge dokumentacije neophodne za dalju eksploataciju i upravljanje objektom,

3) u slučaju tehnološki složenog i funkcionalno zahtevnog EEO, ODS može formirati posebnu komisiju za funkcionalnu proveru ispunjenosti tehničkih i drugih uslova za priključenje. Zaključak ove komisije je sastavni deo izveštaja o tehničkom prijemu.

4.10.4 Minimum dokumentacije koja se preuzima za tehnički prijem iz člana 4.10.3 stav 1 tačka 2 treba da sadrži:

1) dispoziciju postrojenja,

2) jednopolnu šemu sa jasno naznačenim pravcima napajanja odnosno vezama sa DS,

3) osnovne podatke o ugrađenoj EE opremi,

4) izveštaje o funkcionalnom ispitivanju rastavno rasklopne opreme,

5) izveštaje o funkcionalnom ispitivanju uređaja relejne zaštite.

4.10.5 Tehnička dokumentacija koja se daje na uvid ovlašćenim licima ODS za obavljanje tehničkog prijema treba da sadrži:

1) upotrebnu dozvolu ili izveštaj komisije za tehnički pregled objekta kojim je odobreno puštanje objekta u probni rad,

2) delove projektne dokumentacije izvedenog objekta od interesa za ODS (zahteva se da bude u objektu korisnika),

3) deklaracije proizvođača kojima se dokazuje kvalitet ugrađenog materijala i opreme, odnosno izvršenih radova,

4) sertifikate ovlašćenih institucija, a odnose se na ispravnost odgovarajućih sistema instalacija i opreme.

4.10.6 Pisane izjave i izveštaji koje treba dostaviti nadležnim licima ODS kao sastavni deo izveštaja o tehničkom prijemu su:

1) upotrebna dozvola,

2) izveštaj o pregledu i kontroli priključka i mernog mesta,

3) pisane izjave izvođača radova i nadzornog organa, da su radovi završeni u skladu sa građevinskom dozvolom i projektnom dokumentacijom, da su izvršeni kvalitetno, da je korišćena odgovarajuća oprema i materijal, da su izvršena sva naophodna funkcionalna, kvalitativna i kvantitativna ispitivanja i provere, da su oprema i ljudstvo povučeni i da se objekat može staviti u probni rad, odnosno rad,

4) izveštaj o izvršenom merenju napona koraka i dodira, merenju otpora uzemljenja i kontrole povezanosti metalnih masa od strane ovlašćene ustanove,

5) izveštaj o pregledu gromobranske instalacije,

6) izveštaj o zastupljenosti mera i ispunjenosti standarda iz oblasti bezbednosti, zaštite na radu, zaštite od požara i zaštite životne sredine, od strane ovlašćene ustanove,

7) izveštaj o izvršenim ispitivanjima SN opreme: izveštaj o ispitivanju sistema izolacije, prenosnog odnosa i otpora namotaja ET, izveštaj o merenju dielektrične probojnosti, o gasnohromatografskoj analizi i ispitivanju fizičko-hemijskih karakteristika ulja iz ET, izveštaj o merenju prelaznih otpora i vremena uključenja i isključenja prekidača snage, izveštaj o merenju otpora izolovanosti, polariteta i prenosnog odnosa strujnih transformatora,

8) izveštaj službe relejne zaštite o izvršenim: funkcionalnim ispitivanjima, ispitivanju sekundarnih veza, signalizacije i sopstvene potrošnje, ispitivanju relejne zaštite, automatike i TK uređaja,

9) izveštaj komisije za tehnički pregled objekta.

4.10.7 Izveštaj o tehničkom prijemu sadrži:

1) datum obrazovanja Komisije za tehnički prijem sastavljene od ovlašćenih lica ODS,

2) odluku o imenovanju članova i predsednika Komisije,

3) naziv investitora i izvođača radova i imena njihovih predstavnika koji su učestvovali u radu Komisije, kao i imena drugih lica koja su učestvovala u radu Komisije ili prisustvovala njenom radu,

4) mesto, vreme i način rada Komisije,

5) predmet internog tehničkog prijema,

6) spisak dokumentacije stavljene na raspolaganje Komisiji,

7) mišljenje i predlozi Komisije, kao i izdvojena mišljenja pojedinih članova Komisije, ako postoje.

4.10.8 Komisija, na osnovu izvršenog tehničkog prijema objekta sačinjava izveštaj kojim utvrđuje da li se objekat može (ili ne može) staviti pod napon.

4.10.9 Komisija Izveštaj dostavlja licu ODS nadležnom za stavljanje objekta pod napon.

5 RAD DISTRIBUTIVNOG SISTEMA

5.1 Uvod

5.1.1 Ovim poglavljem se uređuje:

1) planiranje rada DS,

2) upravljanje radom DS,

3) obaveštavanje korisnika DS o prekidima u isporuci električne energije,

4) rad sistema zaštite,

5) rad komunikacionog i sistema za upravljanje DS,

6) sadržaj ugovora o eksploataciji sa korisnikom DS,

7) upravljanje potrošnjom električne energije u DS

8) izrada izveštaja o radu DS.

5.2 Planiranje rada distributivnog sistema

5.2.1 Planiranje rada DS se vrši na osnovu podataka o energiji preuzetoj iz prenosnog sistema i elektrana priključenih na DS, energiji koja je isporučena korisnicima, podataka o planiranim radovima, opštih podataka o stanju pojedinih elemenata DS i drugih podataka. Prikupljanje i arhiviranje podataka se vrši kontinuirano i na osnovu njih ODS u tekućoj godini, za naredu godinu izrađuje:

1) bilans električne energije ODS,

2) plan smanjenja gubitaka,

3) plan povećanja pouzdanosti,

4) planovi optimalnih uklopnih stanja,

5) planove odbrane EES,

6) planove isključenja elemenata EES.

5.2.2 Bilans električne energije ODS

5.2.2.1 ODS svake godine, do kraja meseca oktobra tekuće godine, za narednu godinu izrađuje bilans električne energije ODS sa ciljem da se obezbedi pouzdana i sigurna isporuka električne energije.

5.2.2.2 Bilans se izrađuje na nivou ODS-a, ali i za svako distributivno područje pojedinačno, na osnovu istorijskih podataka i uočenog trenda, kao i prognoza bitnih parametara za godinu za koju se izrađuje bilans.

5.2.2.3 Bilans sadrži podatke o planiranim vrednostima preuzete i isporučene električne energije, kao i gubitaka, za svaki mesec pojedinačno.

5.2.2.4 U bilansu se posebno iskazuju podaci o planiranim vrednostima:

1) preuzete električne energije iz prenosnog sistema

2) preuzete električne energije od proizvođača priključenih na DS

3) preuzete električne energije od susednih distributivnih sistema

5.2.2.5 Bilans za distributivna područja sadrži i podatke o planskim vrednostima preuzete aktivne energije od susednih distributivnih područja u okviru ODS.

5.2.2.6 U bilansu se posebno iskazuju podaci o planiranim vrednostima isporučene električne energije po kategorijama i grupama potrošnje. Planira se broj mernih mesta, odobrena snaga, aktivna energija, reaktivna energija (za kategorije kod kojih je reaktivna energija jedan od tarifnih elemenata). Posebno se iskazuju i podaci o planskim vrednostima isporuke aktivne energije susednim DS.

5.2.2.7 Bilans za distributivna područja sadrži i podatke o planskim vrednostima isporuke aktivne energije susednim distributivnim područjima u okviru ODS.

5.2.2.8 U bilansu se posebno iskazuju podaci o planskim količinama energije potrebne za nadoknadu gubitaka u DS koji se dobijaju kao razlika planskih vrednosti ukupno preuzete i isporučene električne energije.

5.2.3 Plan smanjenja gubitaka

5.2.3.1 ODS svake godine, do kraja tekuće godine, za narednu godinu izrađuje plan smanjenja gubitaka.

5.2.3.2 Plan smanjenja gubitaka se izrađuje na nivou ODS-a, ali i za svako distributivno područje pojedinačno.

5.2.3.3 Plan smanjenja gubitaka sadrži podatke ostvarenim gubicima u tri godine koje prethode godini za koju se izrađuje plan. Planom su definisane aktivnosti koje će se provoditi u cilju smanjenja gubitaka, za svaku aktivnost se daje planirani efekat za smanjenje gubitaka i podaci o planskim količinama energije potrebne za nadoknadu gubitaka u DS koje su definisane bilansom za posmatranu godinu.

5.2.4 Plan povećanja pouzdanosti

5.2.4.1 Plan povećanja pouzdanosti izrađuje svaki organizacioni deo (ogranak) na godišnjem nivou, polazeći od analize pokazatelja pouzdanosti u prethodnoj godini.

5.2.4.2 Na osnovu analize pokazatelja (SAIFI, SAIDI, učestanosti prekida, statistike prorada uređaja relejne zaštite i sl.) se utvrđuju događaji, objekti, mesta i delovi DM koji su imali značajan negativan uticaj na pokazatelje pouzdanosti. Plan povećanja pouzdanosti se definiše za svaki takav slučaj i sadrži mere koje je potrebno sprovesti u cilju poboljšanja pogonskog stanja datog elementa DS, odnosno poboljšanja pokazatelja pouzdanosti.

5.2.4.3 Plan povećanja pouzdanosti čini jednu od osnova za izradu planova održavanja i investicija. Rok za usvajanje Plana povećanja pouzdanosti je 1. avgust u godini koja prethodi godini za koju se Plan izrađuje.

5.2.5 Planovi optimalnih uklopnih stanja

5.2.5.1 Planove optimalnih uklopnih stanja koji izrađuje svaki organizacioni deo (ogranak), posebno za zimsku i letnju sezonu, određuju se na osnovu zadovoljenja sledećih kriterijuma:

1) trajno dozvoljenih opterećenja elemenata DS,

2) uslova minimalnih gubitaka aktivne snage,

3) uslova upravljivosti distributivnom mrežom,

4) definisanih vrednosti naponskih odstupanja u svim delovima distributivne mreže,

5) uslova napajanja prioritetnih objekata korisnika DS,

6) optimalnih uslova napajanja korisnika DS u slučajevima ograničenja isporuke električne energije,

7) odobrenim snagama na mestima preuzimanja energije iz prenosnog sistema.

5.2.5.2 Rokovi za izradu ovih planova su 1. mart za letnju sezonu i 1. septembar za zimsku sezonu u tekućoj godini za koju se Plan izrađuje.

5.2.6 Planovi odbrane EES

5.2.6.1 Planovi odbrane EES imaju za svrhu da stvore tehničke i organizacione preduslove kako bi se, u slučaju ozbiljnih poremećaja u EES, očuvala sigurnost rada sistema po kriterijumima OPS.

5.2.6.2 ODS, u skladu sa Zakonom, aktom kojim se uređuju uslovi isporuke i snabdevanja električnom energijom i Pravilima kojima se uređuje rad prenosnog sistema, u delu mera koje se odnose na DS, učestvuje u izradi i izvršava planove odbrane EES, i to:

1) naloge za naponske redukcije,

2) plan podfrekventne zaštite,

3) plan hitnog ograničenja isporuke električne energije,

4) plan dugotrajnog ograničenja isporuke električne energije.

5.2.6.3 Planove odbrane nalaže nadležni centar upravljanja OPS u skladu sa odlukom kojom se svake godine utvrđuju planovi ograničenja isporuke električne energije i plan podfrekventne zaštite.

5.2.6.4 Planovima odbrane EES definišu se mere koje se preduzimaju u slučaju:

1) havarija i drugih nepredviđenih situacija kojima je ugrožena sigurnost rada EES u celini ili njegovog dela. Kriterijume po kojima se definiše stepen ugroženosti određuje OPS,

2) opšte nestašice električne energije,

3) raspada EES (delimičnog ili potpunog),

4) poremećaja na tržištu električne energije.

5.2.6.5 Planovima odbrane EES se utvrđuje procedura koja omogućava ODS da sprovede ograničenje isporuke električne energije sa ciljem da se očuva sigurnost rada EES, po kriterijumima OPS, a da pritom ne dođe do diskriminacije korisnika DS u skladu sa Zakonom i aktom kojim se uređuju uslovi isporuke električne energije.

5.2.7 ODS sačinjava godišnje planove ograničenja isporuke električne energije i plan podfrekventne zaštite za objekte DS u obimu utvrđenom tim planovima.

5.2.8 Planove hitnog i dugotrajnog ograničenja isporuke električne energije, ODS izvršava u skladu sa odlukom OPS o primeni mera ograničenja isporuke električne energije utvrđenih tim planovima.

5.2.9 Plan podfrekventne zaštite ODS izvršava podešavanjem zaštita na distributivnim objektima obuhvaćenim tim planom.

5.2.10 Planovi odbrane EES se izrađuju na osnovu istorijskih podataka o opterećenjima SN izvoda, zimskog ili letnjeg uklopnog stanja DS i mogućnosti daljinskog upravljanja i nadgledanja SN izvoda.

5.2.11 U izradi i primeni planova odbrane EES objekti proizvođača električne energije priključeni na DS ravnopravni su sa ostalim korisnicima DS.

5.2.12 Naponske redukcije

5.2.12.1 Naloge za naponske redukcije izdaje NDC, preko RDC, a sprovode ih dispečerski centri ODS.

5.2.12.2 Redukcija napona se vrši na energetskim transformatorima 110/x kV podešavanjem automatskog regulatora napona na zahtevanu vrednost.

5.2.12.3 Redukcija napona se ne sprovodi nad energetskim transformatorima 110/x kV koji napajaju rudnike sa podzemnom eksploatacijom i pogone koji se bave proizvodnjom i preradom eksplozivnih materija.

5.2.13 Plan podfrekventne zaštite

5.2.13.1 Planom podfrekventne zaštite se predviđa automatsko isključenje SN izvoda, u EEO priključenim na prenosni sistem, proradom uređaja relejne zaštite.

5.2.13.2 Pri izradi plana podfrekventne zaštite, vodi se računa o selektivnosti i redosledu isključivanja kupaca koji se napajaju sa SN izvoda.

5.2.14 Plan hitnog ograničenja isporuke električne energije

5.2.14.1 Plan hitnog ograničenja isporuke električne energije podrazumeva ograničenje isporuke električne energije isključenjem SN izvoda, na osnovu naloga nadležnog centra upravljanja OPS.

5.2.14.2 Plan hitnog ograničenja isporuke električne energije ima delimičnu selektivnost i obuhvata listu i redosled isključivanja SN izvoda koji su prvenstveno pod sistemom daljinskog upravljanja i nadgledanja.

5.2.15 Plan dugotrajnog ograničenja isporuke električne energije

5.2.15.1 Plan dugotrajnog ograničenja isporuke električne energije podrazumeva ograničenje isporuke električne energije korisnicima DS priključenim na SN, koji su formirani po grupama (ili podgrupama) i sprovodi se, na osnovu naloga nadležnog centra upravljanja OPS.

5.2.15.2 Plan dugotrajnog ograničenja isporuke električne energije ima selektivnost i obuhvata listu i redosled isključivanja SN izvoda ili njihovih ogranaka.

5.3.16 Planovi isključenja elemenata DS

5.3.16.1 Planovi isključenja elemenata DS se izrađuju za potrebe izvođenja radova na elementima DS.

5.3.16.2 Planovi isključenja elemenata DS se izrađuju na osnovu:

1) uklopnih stanja distributivne mreže,

2) istorijskih podataka o opterećenju elemenata EES,

3) istorijskih podataka o pogonskim događajima,

4) planova investicija DS,

5) planova održavanja i remonata objekata DS,

6) planova održavanja i remonata objekata korisnika DS,

7) planova isključenja elemenata EES u prenosnom sistemu.

5.3.16.3 ODS izrađuje godišnje planove isključenja elemenata DS naponskog nivoa 110 kV i 35 kV, kao i kvartalne odnosno mesečne planove isključenja elemenata DS naponskog nivoa iznad 1 kV.

5.3.16.4 OPS i ODS međusobno usaglašavaju izradu i izmene planove isključenja elemenata DS naponskog nivoa 110 kV i 35 kV.

5.2.17 Godišnji plan isključenja elemenata DS

5.2.17.1 ODS izrađuje Godišnji plan isključenja elemenata DS u skladu sa rokovima za izradu planova isključenja u prenosnom sistemu utvrđenim Pravilima kojima se uređuje rad prenosnog sistema.

5.2.17.2 Godišnji plan isključenja elemenata DS se izrađuje i usaglašava po kvartalima, mesecima i ukoliko je neophodno po danima.

5.2.17.3 U cilju izrade Godišnjeg plana isključenja elemenata DS, korisnici DS čiji su objekti priključeni na sistem naponskog nivoa 110 kV i 35 kV u objektima ODS dostavljaju godišnji plan remonata i održavanja svojih EEO na mesečnom nivou do 1. septembra u godini koja prethodi godini za koju se izrađuje Godišnji plan isključenja elemenata DS.

5.2.17.4 ODS izrađuje predlog Godišnjeg plana isključenja elemenata DS i najkasnije do 20. septembra u godini koja prethodi godini za koju se izrađuje plan, isti prosleđuje OPS.

5.2.17.5 OPS dostavlja ODS Godišnji plan isključenja elemenata EES najkasnije do 25. novembra u godini koja prethodi godini za koju se izrađuje plan.

5.2.17.6 Na osnovu Godišnjeg plana isključenja elemenata EES, dostavljenog od strane OPS, ODS revidira svoj predlog plana, usvaja konačan Godišnji plan isključenja elemenata DS i dostavlja ga OPS, kao i zainteresovanim korisnicima DS čiji su objekti priključeni na sistem naponskog nivoa 110 kV i 35 kV u objektima ODS najkasnije do 5. decembra u godini koja prethodi godini za koju se izrađuje plan.

5.2.17.7 Godišnji plan isključenja elemenata DS ODS može menjati na sopstvenu inicijativu ili po zahtevu korisnika DS, ako za to postoje opravdani razlozi. Promene se odnose na period od nastupanja okolnosti za promenu do isteka godine. Korisnici DS mogu podneti ODS zahtev za promenu plana najkasnije do 15. dana u mesecu M-2 za mesec M.

5.2.17.8 ODS sprovodi redovnu verifikaciju, odnosno korekciju Godišnjeg plana isključenja elemenata DS do svakog 5. dana u mesecu M-1, pri čemu se verifikacija, odnosno korekcija ovog plana odnosi na sve mesece od meseca M do kraja godine.

5.2.18 Kvartalni plan isključenja elemenata DS

5.3.18.1 Kvartalni plan isključenja elemenata DS se izrađuje najkasnije 50 dana pre početka perioda na koji se Kvartalni plan odnosi, osim za prvi kvartal koji se izrađuje zajedno sa Godišnjim planom isključenja. Kvartalni plan isključenja elemenata DS se dostavlja OPS i zainteresovanim korisnicima DS najkasnije u roku od 5 dana od dana izrade.

5.3.18.2 Kvartalni plan isključenja elemenata DS se izrađuje po mesecima i danima.

5.3.18.3 Korisnici DS koji su dostavili plan remonata i održavanja svojih EEO za potrebe izrade Godišnjeg plana isključenja elemenata DS u skladu sa ovim Pravilima, kao i korisnici DS čiji su objekti priključeni na sistem naponskog nivoa 20 kV, 10 kV ili 6 kV, dostavljaju precizan termin za izvođenje radova najkasnije 60 dana pre početka perioda na koji se Kvartalni plan isključenja elemenata DS odnosi, osim za prvi kvartal za koji se planovi dostavljaju u terminima za Godišnji plan isključenja elemenata DS.

5.3.18.4 Kvartalne planove isključenja elemenata DS ODS može menjati na sopstvenu inicijativu ili po zahtevu korisnika DS, ako postoje opravdani razlozi. Promene se odnose na period od nastupanja okolnosti za promenu do isteka kvartala za koji je donet plan. Korisnici DS mogu podneti ODS-u zahtev za promenu plana najkasnije do srede u 10 00 časova sedmice S-4 za sedmicu S.

5.3.18.5 ODS sprovodi redovnu verifikaciju, odnosno korekciju Kvartalnog plana isključenja elemenata DS do svakog 5. dana u mesecu M-1, pri čemu se verifikacija, odnosno korekcija ovog plana odnosi na sve mesece od meseca M do kraja kvartalnog perioda.

5.2.19 Mesečni plan isključenja elemenata EES

5.2.19.1 Mesečni planovi isključenja elemenata DS se prave po nedeljama i danima na osnovu Kvartalnog plana isključenja elemenata DS.

5.2.19.2 Mesečni plan isključenja elemenata DS se izrađuje najkasnije do 15. dana u mesecu M-1 za mesec M.

5.2.19.3 Mesečne planove isključenja elemenata DS ODS može menjati, ako za to postoje opravdani razlozi. Promene se odnose na period od nastupanja okolnosti za promenu do isteka meseca.

5.2.19.4 ODS sprovodi redovnu verifikaciju, odnosno korekciju Mesečnog plana isključenja elemenata DS na sedmičnom nivou do utorka u 10 00 časova u sedmici koja prethodi sedmici za koju se izrađuje plan.

5.3 Upravljanje radom distributivnog sistema

5.3.1 Ovim poglavljem je definisan skup mera i aktivnosti, koje sprovodi ODS, a kojima se obezbeđuje kvalitetna i pouzdana isporuka električne energije korisnicima DS.

5.3.2 Upravljanje radom DS obuhvata sledeće aktivnosti:

1) operativno planiranje rada DS,

2) nadgledanje pogona i elemenata DS pri svim uklopnim stanjima,

3) sprovođenje mera kojima se održava normalan pogon distributivne mreže,

4) izrada planova isključenja elemenata DS,

5) isključenje elemenata DS,

6) sprovođenje mera kojima se uspostavlja normalan pogon distributivne mreže nakon poremećaja,

7) razmena informacija, podataka i dokumenata sa ovlašćenim licima,

8) registrovanje poremećaja i kvarova.

5.3.3 Operativno planiranje rada DS se sastoji od:

1) prikupljanja i analize tekućih podataka o električnim parametrima elemenata DS i uklopnim stanjima elemenata DS

2) prikupljanja i analize tekućih podataka o proizvodnji iz elektrana priključenih na DS

3) određivanja maksimalnih snaga u tačkama preuzimanja električne energije iz prenosnog sistema

4) prikupljanja i analize tekućih podataka o pogonskim događajima u distributivnoj mreži

5) izrada energetskih rešenja za realizaciju planiranih radova na elementima DS i objektima korisnika.

5.3.4 Na osnovu podataka iz tačke 5.3.3 ODS kontinuirano prati sprovođenje planova iz tačke 5.2.1 i operativno ih realizuje.

5.3.5 U slučaju promene prognoziranih opterećenja, uvođenja novih EEO i drugih promena u DS, operativnim planiranjem neodložno se pristupa izmeni postojećih planova isključenja elemenata DS, planova optimalnih uklopnih stanja, plana smanjenja gubitaka i plana povećanja pouzdanosti.

5.3.6 Operativno planiranje konstatuje nedostatak elektroenergetskih kapaciteta, potrebe za dodatnom rekonfiguracijom mreže, potrebu za kompenzacijom reaktivne energije, i iskazuje potrebe u smislu investiranja u postojeće objekte i izgradnje novih objekata DS.

5.3.7 Normalni pogon distributivne mreže je stanje u kojem:

1) su naponi u dopuštenim granicama,

2) su opterećenja svih elemenata DS manja od trajno dozvoljenih vrednosti,

3) su struje kratkog spoja u svim čvorovima distributivne mreže manje od maksimalno dozvoljenih struja elemenata DS,

4) ne postoji prekid isporuke električne energije iz distributivne mreže.

5.3.8 Upravljanje radom DS se realizuje iz centara upravljanja:

1) Nacionalni distributivni dispečerski centar (NDDC),

2) Rezervni nacionalni distributivni dispečerski centar (RNDDC),

3) Distributivni dispečerski centar (DDC),

4) Područni dispečerski centar (PDC),

5) Operativni dispečerski centar (ODC).

5.3.9 Vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja objekta mora garantovati pristup objektu ovlašćenim licima ODS u cilju sprovođenja redovnih i vanrednih aktivnosti, ispitivanja, kontrola kao i manipulacija nad elementima DS radi promene ukupnog stanja.

5.3.10 Ne dozvoljava se paralelan rad elektrane sa DS ukoliko on onemogućava uspostavljanje uklopnih stanja predviđenih strukturom (topologijom) i eksploatacionim mogućnostima elektroenergetske mreže.

5.3.11 Isključenje elemenata DS zbog radova

5.3.11.1 Isključenje elemenata DS predstavlja oslobađanje od napona i obezbeđenje od prodora napona delova distributivne mreže uz sprovođenja osnovnih mera za bezbedan rad. Svrha isključenja je omogućavanje izvođenja planiranih radova i radova na otklanjanju kvarova u DS.

5.3.11.2 ODS je nadležan da sprovodi skup aktivnosti kojima se pripremaju i realizuju radovi na elementima DS i objektima korisnika DS, što podrazumeva i prekide i ograničenje isporuke električne energije.

5.3.11.3 Podnošenje i odobrenje zahteva za isključenje za rad na elementima DS koji su u nadležnosti upravljanja OPS obavlja se prema procedurama OPS.

5.3.11.4 Podnošenje i odobrenje zahteva za isključenje za rad na elementima DS koji su u nadležnosti upravljanja ODS obavlja se prema procedurama ODS.

5.3.11.5 Pri radu na elementima DS ili u blizini elemenata DS moraju se striktno sprovoditi mere za bezbedan rad u skladu sa zakonom i aktima kojima se reguliše bezbednost i zdravlje na radu.

5.3.11.6 Vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja objekta, podnosi ODS zahtev za rad na elementima DS i to:

1) najkasnije 60 dana pre predloženog datuma izvođenja radova za objekte korisnika DS koji su priključeni na 110 kV napon u objektima ODS,

2) najkasnije 20 dana pre početka radova ukoliko radovi zahtevaju prekid u napajanju ostalih korisnika DS priključenih na DS naponskog nivoa preko 1 kV,

3) najkasnije 5 dana pre početka radova za sve ostale radove.

5.3.11.7 ODS odlučuje o zahtevu podnosioca i obaveštava ga najmanje 24 časa pre zahtevanog početka rada. U slučaju da ODS ne odobri radove, podnosilac zahteva se obaveštava o razlozima odbijanja. Za novi termin radova podnosi se novi zahtev,

5.3.11.8 ODS obaveštava korisnike DS o planiranim radovima i najavljuje prekid isporuke električne energije u skladu sa aktom kojim se uređuju uslovi isporuke električne energije i ovim Pravilima,

5.3.11.9 Ako je u toku planiranih radova u objektu korisnika DS, izvršena zamena elektroenergetskih elemenata, neophodno je sprovođenje tehničkog prijema objekta od strane nadležnih lica ODS, uz obavezno dostavljanje dokaza o tehničkoj ispravnosti instalacije.

5.3.12 Upravljanje radom DS u poremećenom pogonu

5.3.12.1 Poremećen pogon distributivne mreže predstavlja odstupanje od normalnog pogona u smislu neispunjavanja bar jednog od uslova navedenih u tački 5.3.7.

5.3.12.2 ODS je nadležan da sprovodi skup aktivnosti kojima će se uspostaviti normalan pogon distributivne mreže, što podrazumeva i prekide i ograničenje preuzimanja i isporuke električne energije korisnicima DS, prilikom neposredne ugroženosti života i zdravlja ljudi ili otklanjanja tehničkih i drugih smetnji u DS.

5.3.12.3 ODS pre sprovođenja aktivnosti na uspostavljanju normalnog pogona utvrđuje uzroke poremećaja i topologiju distributivne mreže na osnovu prikupljenih podataka o poremećaju.

5.3.12.4 Ako je poremećen pogon nastao zbog kvara na objektu korisnika DS, korisnik DS po otklanjanju uzroka poremećaja dostavlja Izjavu o tehničkoj ispravnosti objekta koja je preduslov za ponovno uključenje objekta na DS.

5.3.12.5 Korisnici DS na zahtev ODS dostavljaju izveštaje o poremećaju u objektu najkasnije 5 radnih dana od dana podnošenja zahteva.

5.3.12.6 Na zahtev ODS, korisnik DS sprovodi vanredna funkcionalna ispitivanja na svojim objektima nakon događaja koji su doveli do poremećaja normalnog pogona.

5.3.12.7 Ako objekat, tokom funkcionalnog ispitivanja, ne zadovolji predviđene tehničke uslove korisnik DS, najkasnije 3 dana od dana ispitivanja, dostavlja ODS detaljan izveštaj o funkcionalnom ispitivanju koji minimalno obuhvata:

1) obrazloženje zbog čega njegov objekat nije ispunio potrebne tehničke uslove,

2) mere koje će preduzeti da bi se otklonili nedostaci koji su doveli do neispunjavanja uslova funkcionalnog ispitivanja,

3) rok za sprovođenje navedenih mera.

5.3.12.8 Ako rezultati funkcionalnog ispitivanja pokažu da objekat ugrožava normalan rad DS, ODS blagovremeno obaveštava korisnika DS da preduzme sve raspoložive mere na svom objektu kako bi se nedostaci u najskorije vreme otklonili.

5.3.12.9 Ako je u postupku otklanjanja poremećaja vršena zamena elektroenergetskih elemenata u objektu korisnika DS koji je priključen na DS, neophodno je sprovođenje tehničkog prijema objekta od strane nadležnih lica ODS, uz obavezno dostavljanje dokaza o tehničkoj ispravnosti instalacije.

5.3.12.10 Pravo pristupa plombiranim delovima opreme imaju isključivo predstavnici ODS, osim kada je ugrožena sigurnost lica i opreme. Vlasnik, odnosno nosilac prava korišćenja objekta u kome se nalazi oprema, oštećenja plombe prijavljuje nadležnim licima ODS.

5.3.12.11 Za vreme poremećaja je dozvoljeno da ODS naloži privremeno prepodešenje zaštite, pri čemu se ne smeju dostići vrednosti koje mogu oštetiti elemente DS, elektroenergetske elemente u objektu korisnika DS i ugroziti bezbednost imovine i ljudi.

5.4 Obaveštavanje korisnika distributivnog sistema o prekidu isporuke električne energije

5.4.1 ODS obaveštava korisnike DS u skladu sa aktom kojim se uređuju uslovi isporuke električne energije i ovim Pravilima.

5.4.2 Prioritetni objekti korisnika DS se evidentiraju u odgovarajućoj bazi ODS podnošenjem zahteva od strane korisnika DS za dodeljivanje statusa vlasnika /nosioca prava korišćenja prioritetnog objekta.

5.4.3 Zahtev za evidentiranje prioritetnog objekta se podnosi na odgovarajućem obrascu ODS.

5.4.4 Obaveštavanje o prekidima isporuke električne energije evidentiranih korisnika DS sa prioritetnim objektima obavlja se elektronskom poštom, telefonom ili faksom, dok se ostali korisnici DS obaveštavaju sredstvima javnog informisanja ili internet stranicom ODS.

5.4.5 Obaveštavanje elektronskom poštom, telefonom ili faksom, korisnika DS koji nisu vlasnici (nosioci prava korišćenja), prioritetnog objekta smatra se nestandardnom uslugom i naplaćivaće se prema cenovniku nestandardnih usluga koji donosi ODS.

5.5 Rad sistema zaštite

5.5.1 ODS mora da raspolaže ažurnom dokumentacijom koja se odnosi na tipove i podešenja svih zaštita, kako u sopstvenim objektima, tako i u objektima korisnika DS.

5.5.2 Korisnik DS pre funkcionalnih promena ili rekonstrukcije sistema zaštite u svojim objektima, a koje utiču na rad DS, traži saglasnost od ODS na podešenja parametara zaštite, a nakon izvršenih radova dostavlja ažurnu dokumentaciju i odobreni plan podešenja zaštita.

5.5.3 ODS utvrđuje osnovne tehničke zahteve za podešavanje zaštita vodova i energetskih transformatora u DS.

5.6 Rad komunikacionog i sistema za upravljanje distributivnim sistemom

5.6.1 ODS definiše potrebnu opremu u objektu korisnika DS neophodnu za rad komunikacionog sistema i sistema za upravljanje.

5.6.2 Na zahtev ODS korisnici DS dostavljaju informacije u realnom vremenu neophodne za upravljačke akcije.

5.6.3 Korisnik DS koji je u sistemu daljinskog nadzora i upravljanja bez odlaganja prijavljuje ODS neispravan rad opreme za komunikaciju, odnosno upravljanje.

5.6.4 Korisnik DS mora, najkasnije tri dana pre planiranog isključenja, najaviti i zatražiti saglasnost ODS za isključivanje opreme za komunikaciju, odnosno upravljanje DS u svom objektu.

5.7 Sadržaj ugovora o eksploataciji sa korisnikom distributivnog sistema

5.7.1 Ugovor o eksploataciji objekata reguliše međusobne odnose ODS sa korisnicima DS čiji su objekti priključeni na naponski nivo iznad 1 kV, kao i elektrana na svim naponskim nivoima. Pored opštih elemenata ugovora saglasno zakonu kojim se uređuju obligacioni odnosi, ovaj ugovor sadrži i:

1) spisak objekata na koje se ugovor odnosi,

2) granice vlasništva na primarnoj, sekundarnoj i ostaloj opremi,

3) nadležne centre upravljanja ODS,

4) granicu nadležnosti upravljanja nad elementima EEO korisnika DS,

5) po potrebi i protokol o međusobnoj saradnji po pitanju uklopnih stanja, rada u normalnom i poremećenom pogonu,

6) spisak ovlašćenih lica za tehničku saradnju,

7) razmenu tehničke dokumentacije i podataka o elektroenergetskoj opremi u objektu korisnika DS,

8) potrebu i načine za međusobno usaglašavanje planova isključenja elemenata EEO,

9) tehničke parametre koji se odnose na kvalitet električne energije,

10) podatke o podešenju zaštite,

11) poverljive podatke.

5.7.2 Proizvođač električne energije čiji je objekat priključen na distributivni sistem dužan je da pre zaključenja Ugovora o otkupu električne energije, u dogovoru sa ODS, definiše godišnje trajanje prekida proizvodnje električne energije radi planiranog održavanja elektrane kao i elektroenergetske mreže ODS.

5.8 Upravljanje potrošnjom električne energije u distributivnom sistemu

5.8.1 Upravljanje potrošnjom električne energije je skup aktivnosti kojima ODS utiče na dijagram opterećenja DS.

5.8.2 U skladu sa ugovorom zaključenim sa krajnjim korisnikom DS, trošilima električne energije se upravlja i daljinski.

5.8.3 Uređaji za upravljanje potrošnjom se pored osnovne funkcije promene tarifnog stava koriste i za upravljanje javnim osvetljenjem, centralnim grejanjem uz mogućnost pružanja i drugih nestandardnih usluga koje se mogu pružiti ovim uređajima.

5.9 Izveštavanje o radu distributivnog sistema

5.9.1 Opšte karakteristike izveštaja o radu DS

5.9.1.1 Rad DS prati se i analizira na osnovu podataka o radu pojedinih delova DS, odnosno elemenata DS.

5.9.1.2 ODS izrađuje redovne i vanredne izveštaje o radu DS.

5.9.1.3 Prilikom izrade, dostavljanja i objavljivanja izveštaja, ODS posebnu pažnju obraća na poverljivost informacija koje se nalaze u izveštaju.

5.9.2 Redovni izveštaji

5.9.2.1 Redovni izveštaji sadrže podatke o:

1) preuzetoj električnoj energiji od OPS,

2) isporučenoj električnoj energiji iz DS;

3) ostvarenoj proizvodnji proizvođača električne energije priključenih na DS;

4) prekidima u isporuci električne energije;

5) pokazateljima pouzdanosti rada DS;

6) važnijim pogonskim događajima;

7) kvarovima u DS;

8) značajnim investicionim aktivnostima na izgradnji novih i rekonstrukciji postojećih EEO i

9) ostalim podacima važnim za rad DS.

5.9.2.2 Redovni izveštaji se izrađuju na dnevnom, sedmičnom, mesečnom i godišnjem nivou a sadrže određene podatke iz prethodne tačke.

5.9.2.3 U okviru redovnih izveštaja, posebno se izrađuju izveštaji o prioritetnim objektima korisnika DS pogođenih prekidima u isporuci električne energije.

5.9.2.4 Redovni dnevni izveštaji izrađuju se do 10 00 časova svakog radnog dana za prethodni radni dan, uključujući sve neradne dane koji mu prethode.

5.9.2.5 Sedmični izveštaji se izrađuju najkasnije do ponedeljka u 12 00 časova tekuće za prethodnu sedmicu.

5.9.2.6 Redovni mesečni izveštaji se izrađuju do 10. dana u tekućem za prethodni mesec.

5.9.2.7 Redovni godišnji izveštaji se izrađuju najkasnije do 31. marta tekuće za prethodnu godinu i objavljuju se na internet stranici ODS-a.

5.9.3 Vanredni izveštaji

5.9.3.1 ODS sačinjava i dostavlja nadležnim organima i korisnicima DS vanredni izveštaj o pogonskim događajima u DS u slučajevima kada je došlo do havarije na objektu ili elementu EES u nadležnosti ODS ili do prekida isporuke električne energije iz drugih razloga, odnosno kada ODS oceni da posledice pogonskog događaja mogu ugroziti normalan pogon distributivne mreže u nastupajućem periodu, najkasnije 7 dana od dana kada se desio pogonski događaj.

5.9.3.2 Vanredni izveštaji se izrađuju i u slučajevima kada je poremećen pogon distributivne mreže prouzrokovan kvarom na elementu EES koji je u nadležnosti OPS ili objektu korisnika DS.

5.9.3.3 Vanredni izveštaj sadrži vreme, detaljan opis uzroka koji je prouzrokovao poremećen pogon dela distributivne mreže, reagovanje zaštite, preduzete mere radi otklanjanja uzroka i zaključak, sa eventualnim predlogom mera za sprečavanje nastupanja uzroka takvih pogonskih događaja ubuduće.

5.9.3.4 Na pisani zahtev ODS, OPS, odnosno korisnik DS, dostavlja ODS podatke o pogonskom događaju u svom objektu koji je uslovio poremećeni pogon u distributivnoj mreži, najkasnije 5 radnih dana od dana podnošenja zahteva.

5.9.3.5 ODS analizira dostavljene podatke iz vanrednih i redovnih izveštaja, i sačinjava izveštaj o događaju u DS koji je prouzrokovao poremećen pogon DM.

6 PRISTUP DISTRIBUTIVNOM SISTEMU

6.1 Ostvarivanje prava na pristup

6.1.1 Ugovorom o pristupu ODS i korisnik DS ugovaraju međusobna prava i obaveze koje nastaju povodom pristupa sistemu za distribuciju električne energije.

Spisak mesta primopredaje je dat u prilogu ugovora o pristupu DS i sastavni je deo tog ugovora.

6.1.2 Pravo pristupa DS korisnik ostvaruje za vreme važenja ugovora o pristupu.

6.1.3 Uredan i potpun zahtev za zaključenje ugovora o pristupu sadrži sledeće podatke i dokumentaciju:

1) podatke o podnosiocu zahteva (poslovno ime, adresa, matični broj, poreski identifikacioni broj, zakonski zastupnik),

2) broj rešenja Agencije za energetiku Republike Srbije kojim je podnosiocu zahteva izdata licenca za obavljanje energetske delatnosti, ukoliko je zakonom kojim se uređuje oblast energetike predviđena licenca;

3) dokaz o uređenju balansne odgovornosti;

4) spisak mesta primopredaje, koji sadrži sledeće podatke:

a) ED broj,

b) adresa mesta primopredaje,

v) podaci o krajnjem kupcu, kada je podnosilac zahteva snabdevač.

5) plan prosečnih mesečnih količina isporučene/predate električne energije u narednih 12 meseci, za nova mesta primopredaje,

6) kao i:

a) zahtev za promenu snabdevača, u slučaju promene snabdevača,

b) broj, datum i trajanje ugovora o potpunom snabdevanju, odnosno otkupu električne energije, za merna mesta za koja se prvi put reguliše pristup DS,

7) potpis podnosioca zahteva, kada je podnosilac zahteva fizičko lice, odnosno pečat podnosioca zahteva i potpis zastupnika, kada je podnosilac zahteva pravno lice.

6.1.4 Zahtev za zaključenje ugovora o pristupu se podnosi ODS-u po pravilu najkasnije 21 (dvadeset jedan) dan pre otpočinjanja snabdevanja električnom energijom, osim za nova mesta primopredaje.

6.1.5 Ako ODS po prijemu zahteva utvrdi da zahtev ima formalne nedostatke koji sprečavaju dalje postupanje, ODS će pozvati podnosioca zahteva da nedostatke zahteva otkloni u roku od 5 (pet) dana uz upozorenje na posledice propuštanja ostavljenog roka.

6.1.6 Ako podnosilac zahteva u ostavljenom roku ne otkloni formalne nedostatke zahteva, smatraće se da zahtev nije ni podneo, o čemu će ODS obavestiti podnosioca zahteva pismenim putem.

6.1.7 ODS odbija pristup sistemu kada utvrdi da nema uslova za pristup iz razloga propisanih Zakonom i u tom slučaju će ODS u rešenju koje donosi obrazložiti razloge odbijanja pristupa.

6.1.8 Kada se utvrdi urednost i potpunost zahteva za zaključenje Ugovora o pristupu, ODS dostavlja podnosiocu Ugovor o pristupu, overen pečatom i potpisan, koji druga ugovorna strana potpisuje i vraća ODS, nakon čega se Ugovor smatra zaključenim.

6.1.9 Promena koja se odnosi na podatke o mestima primopredaje, i to:

1) povećanje ili smanjenje broja mesta primopredaje;

2) promena odobrene snage na mestu primopredaje;

3) promena kategorije potrošnje, kod mesta primopredaje krajnjih kupaca;

4) promena kupca na mernom mestu;

se ugovara aneksom Ugovora o pristupu.

6.1.10 Uredan i potpun zahtev za zaključenje aneksa ugovora o pristupu sadrži sledeće podatke i dokumentaciju:

1) podatke o podnosiocu zahteva (poslovno ime, adresa, matični broj, poreski identifikacioni broj, zakonski zastupnik),

2) broj ugovora o pristupu za koji se zahteva zaključenje aneksa,

3) spisak mesta primopredaje, koji sadrži sledeće podatke:

a) ED broj;

b) adresa mesta primopredaje;

v) podaci o krajnjem kupcu, kada je podnosilac zahteva snabdevač.

4) plan prosečnih mesečnih količina isporučene/predate električne energije u narednih 12 meseci, za nova mesta primopredaje;

5) kao i:

a) zahtev za promenu snabdevača, u slučaju promene snabdevača;

b) broj, datum i trajanje ugovora o potpunom snabdevanju, odnosno otkupu električne energije, za merna mesta za koja se prvi put reguliše pristup DS;

6) potpis podnosioca zahteva, kada je podnosilac zahteva fizičko lice, odnosno pečat podnosioca zahteva i potpis zastupnika, kada je podnosilac zahteva pravno lice.

6.2 Otkaz ugovora o pristupu distributivnom sistemu

6.2.1 ODS otkazuje ugovor o pristupu DS u sledećim slučajevima:

1) u slučaju da korisnik ne obezbedi sredstvo finansijskog obezbeđenja plaćanja, osim kada je korisnik izuzet od obaveze polaganja sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja;

2) u slučaju neispunjenja ugovornih obaveza koje su preuzete ugovorom o pristupu DS.

6.2.2 U slučaju prestanka ugovora o pristupu ODS obaveštava banku izdavaoca sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja.

6.3 Sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja pristupa distributivnom sistemu

6.3.1 Obaveze koje preuzima zaključenjem Ugovora o pristupu DS, korisnik DS obezbeđuje sredstvom finansijskog obezbeđenja plaćanja.

6.3.2 Obezbeđenje ugovorenog sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja predstavlja bitan element Ugovora o pristupu DS i/ili odložni uslov za pravno dejstvo Ugovora o pristupu DS.

6.3.3 Vrednost visine sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja se određuje u zavisnosti od vrste sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja i utvrđene vrednosti rizika.

6.3.4 Vrednost rizika za slučaj neizvršenja obaveza za uslugu pristupa DS se određuje kao suma maksimalnih iznosa naknade za uslugu pristupa DS svih mesta primopredaje za koje se zaključuje ugovor o pristupu DS:

gde je:

i - redni broj mesta primopredaje korisnika DS

n - ukupan broj mesta primopredaje korisnika DS

Mmp_max - maksimalni iznos naknade za uslugu pristupa DS po mestu primopredaje

6.3.5 Maksimalni iznos naknade za uslugu pristupa DS po mestu primopredaje je definisan kao najveći mesečni iznos naknade za uslugu pristupa DS po mestu primopredaje, sa PDV, u prethodnih 12 meseci bez obzira na mesec u kome se dostigne:

gde je:

i - redni broj obračunskog perioda za uslugu pristupa DS

Mmp - iznos mesečne naknade za uslugu pristupa sistemu za distribuciju za mesto primopredaje, sa PDV.

Maksimalni iznos naknade za uslugu pristupa DS po mestu primopredaje, kao i obračunski period u kojem je ostvaren, se prikazuje u prilogu Ugovora o pristupu DS.

6.3.6 Vrednost rizika za novo mesto primopredaje korisnika DS biće određena na osnovu planiranih prosečnih mesečnih količina energije i odobrene snage i važećih cena za pristup DS, koje dostavlja korisnik DS prilikom zaključenja ugovora o pristupu DS.

6.3.7 U slučaju određivanja vrednosti rizika za novo mesto primopredaje korisnika, po isteku tromesečja, ODS može utvrditi novu vrednost rizika na osnovu ostvarenih mesečnih naknada za uslugu pristupa DS po mestu primopredaje (Mmp), uzimajući u obzir taj tromesečni period.

6.3.8 U slučaju promene mesta primopredaje korisnika sistema, ODS će obračunati novu vrednost rizika, u skladu sa mestima primopredaje korisnika DS, ukoliko nova vrednost rizika predstavlja promenu postojećeg rizika za najmanje ±10%. Izuzetno, u slučaju smanjenja vrednosti rizika, korisnik može zadržati pravo da mu se ne obračuna smanjena vrednost rizika. Ukoliko korisnik sistema koristi pravo da mu se obračuna smanjena vrednosti rizika, ODS će obračunati novu smanjenu vrednost rizika i primeniti je tek nakon 60 dana od dana kada je korisnik sistema stekao pravo na obračun nove smanjene vrednosti rizika.

6.3.9 ODS svake kalendarske godine obračunava novu vrednost rizika, za narednu godinu, u skladu sa ostvarenom potrošnjom u prethodnih 12 meseci.

6.3.10 Korisnik DS obezbeđuje jedno od sledećih sredstava finansijskog obezbeđenja plaćanja kod banke sa sedištem u Republici Srbiji:

1) namenski (garantni) depozit po revolving načelu,

2) bankarsku garanciju plativu na prvi poziv i bez prigovora,

3) bankarsku garanciju plativu na prvi poziv i bez prigovora sa revolving klauzulom.

6.3.11 Vrednost visine sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja u slučaju izbora namenskog (garantnog) depozita po revolving načelu (D) se određuje kao vrednost rizika pomnožena konstantom 2:

D = 2 . R

6.3.12 Namenski (garantni) depozit po revolving načelu podrazumeva da korisnik DS deponuje novčana sredstva u iznosu vrednosti sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja (D), na posebnom namenskom računu kod banke u korist ODS. Korisnik DS, banka i ODS zaključuju međusobni ugovor o otvaranju i administriranju namenskog depozita. Namenski (garantni) depozit po revolving načelu se automatski reoročava na isti period na koji je oročen, i to svake naredne godine reoročenja, ukoliko 15 dana pre isteka roka oročenja, banka ne primi izjavu ODS da depozit ne bude reoročen. Deponent upisuje u APR zalogu na potraživanjima koja ima prema banci po osnovu depozita i sklapa sa ODS-om Ugovor o zalozi na deponovanim sredstvima.

6.3.13 Vrednost visine sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja u slučaju izbora bankarske garancije plative na prvi poziv i bez prigovora se utvrđuje kao vrednost rizika pomnožena konstantom 2:

BG = 2 . R

6.3.14 Bankarska garancija plativa na prvi poziv i bez prigovora podrazumeva da banka izdavalac garancije izdaje plativu garanciju u korist ODS kojom se obavezuje da plati bilo koji iznos do iznosa vrednosti sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja (BG). Bankarska garancija mora da bude neopoziva, bezuslovna, plativa na prvi poziv i bez prigovora, sa rokom važenja do jedne kalendarske godine (do 31. decembra tekuće godine), izdata od banke sa sedištem u Republici Srbiji.

6.3.15 Vrednost visine sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja u slučaju izbora bankarske garancije plative na prvi poziv i bez prigovora sa revolving klauzulom se utvrđuje kao vrednost rizika:

RG = R

6.3.16 Bankarska garancija plativa na prvi poziv i bez prigovora sa revolving klauzulom podrazumeva da banka izdavalac garancije izdaje plativu garanciju u korist ODS kojom se obavezuje da plati bilo koji iznos do iznosa vrednosti sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja (RG), a kod koje se iznos garancije neće smanjivati bez obzira na bilo koje plaćanje koje banka izdavalac garancije izvrši po zahtevu ODS za plaćanje po garanciji. Bankarska garancija mora da bude neopoziva, bezuslovna, plativa na prvi poziv i bez prigovora, sa rokom važenja do jedne kalendarske godine (do 31. decembra tekuće godine), izdata od strane banke sa sedištem u Republici Srbiji.

6.3.17 U slučaju neispunjenja obaveza korisnika DS za određeni obračunski period ODS ima pravo da na prvi pismeni zahtev upućen banci izvrši naplatu celokupnog neplaćenog iznosa potraživanja, o čemu će pismeno obavestiti korisnika DS najmanje 3 radna dana pre pristupanja naplati sredstava obezbeđenja. U slučaju realizacije naplate sredstava obezbeđenja plaćanja po zahtevu ODS sa namenskog računa za depozit, korisnik DS je u obavezi da u roku od tri dana uplati realizovana sredstva na namenski račun, do visine depozita. U slučaju protestovanja bankarske garancije, korisnik DS je u obavezi da u roku od tri dana dopuni nominalni iznos do visine sredstava obezbeđenja plaćanja.

6.3.18 Rok važenja sredstva finansijskog obezbeđenja plaćanja mora biti 60 dana duži od dana otkaza/raskida ugovora o pristupu DS.

6.3.19. Odredbe podtač. 6.3.1 - 6.3.18. ovih pravila ne primenjuju se na ugovor o pristupu DS ukoliko je vlasnik operatora distributivnog sistema i energetskog subjekta koji pristupa sistemu isto lice.

7 MERENJE ELEKTRIČNE ENERGIJE

7.1 Uvod

7.1.1 ODS određuje tehničke kriterijume i procedure za merenje, očitavanje i razmenu mernih podataka na mernim mestima isporuke električne energije iz DS i preuzimanja električne energije u DS.

7.2 Merna oprema

7.2.1 Merna oprema obuhvata:

1) merne transformatore,

2) brojila aktivne i reaktivne električne energije i snage,

3) uređaje za upravljanje tarifama,

4) registratore i pokazivače aktivne i reaktivne snage,

5) komunikacione uređaje,

6) uređaje za ograničavanje snage - struje,

7) merno-priključnu kutiju i merni orman.

7.2.2 Sastav i karakteristike merne opreme određuje ODS.

7.2.3 Merna oprema mora biti u skladu sa nacionalnim metrološkim propisima, aktom kojim se uređuju uslovi isporuke električne energije, standardima i ovim Pravilima.

7.2.4 Izbor klase tačnosti mernih uređaja i mernih transformatora, način izvođenja mernog uređaja, način priključenja mernog mesta na naponski nivo iznad 1 kV:

1) Za kupce čiji je objekat priključen na mrežu napona do 1 kV kojima se meri samo aktivna električna energija, brojila aktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 2 odnosno indeksa klase A.

2) Za kupce čiji je objekat priključen na mrežu napona do 1 kV, sa odobrenom snagom do 43,47 kW, kojima se meri aktivna električna energija, reaktivna električna energija i maksimalna srednja petnaestominutna aktivna snaga, brojila aktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 1 odnosno indeksa klase V i brojila reaktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 3.

3) Kupcima čiji je objekat priključen na mrežu napona do 1 kV sa odobrenom snagom preko 43,47 kW meri se aktivna električna energija, reaktivna električna energija i maksimalna srednja petnaestominutna aktivna snaga, brojila aktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 1 odnosno indeksa klase V i brojila reaktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 3. Klasa tačnosti strujnih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 1.

4) Kupcima čiji je objekat priključen na mrežu napona iznad 1 kV sa odobrenom snagom do 1600 kW, meri se aktivna električna energija, reaktivna električna energija i maksimalna srednja petnaestominutna aktivna snaga brojilom aktivne električne energije najmanje naznačene klase tačnosti 0,5S, odnosno indeksa klase S i brojilom reaktivne električne energije najmanje naznačene klase tačnosti 3. Klasa tačnosti strujnih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 0,5S. Klasa tačnosti naponskih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 0,5.

5) Kupcima čiji je objekat priključen na mrežu napona iznad 1 kV sa odobrenom snagom preko 1600 kW, meri se aktivna električna energija, reaktivna električna energija i maksimalna srednja petnaestominutna aktivna snaga brojilom aktivne električne energije klase tačnosti 0,2S i brojilom reaktivne električne energije klase tačnosti 2. Klasa tačnosti strujnih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 0,2S. Klasa tačnosti naponskih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 0,2.

6) Za mesta predaje električne energije u sistem iz objekata za proizvodnju električne energije priključenih na mrežu napona do 1 kV, odobrene snage do 43,47 kW, kojima se meri u oba smera aktivna električna energija, reaktivna električna energija i maksimalna srednja petnaestominutna aktivna snaga, brojila aktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 1 odnosno indeksa klase V i brojila reaktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 3.

7) Za mesta predaje električne energije u sistem iz objekata za proizvodnju električne energije priključenih na mrežu napona do 1 kV, odobrene snage preko 43,47 kW, kojima se meri u oba smera aktivna električna energija, reaktivna električna energija i maksimalna srednja petnaestominutna aktivna snaga, brojila aktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 1 odnosno indeksa klase V i brojila reaktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 3. Klasa tačnosti strujnih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 1.

8) Za mesta predaje električne energije u sistem iz objekata za proizvodnju električne energije priključenih na mrežu napona preko 1 kV, odobrene snage do 1 MW, kojima se meri u oba smera aktivna električna energija, reaktivna električna energija i maksimalna srednja petnaestominutna aktivna snaga, brojila aktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 0,5S odnosno indeksa klase S i brojila reaktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 2. Klasa tačnosti strujnih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 0,5S. Klasa tačnosti naponskih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 0,5.

9) Za mesta predaje električne energije u sistem iz objekata za proizvodnju električne energije priključenih na mrežu napona preko 1 kV, odobrene snage preko 1 MW, kojima se meri u oba smera aktivna električna energija, reaktivna električna energija i maksimalna srednja petnaestominutna aktivna snaga, brojila aktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 0,2S i brojila reaktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 2. Klasa tačnosti strujnih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 0,2S. Klasa tačnosti naponskih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 0,2.

10) Za merna mesta na kojima se meri razmenjena električna energija između prenosnog i distributivnog sistema, meri se u oba smera aktivna električna energija, reaktivna električna energija i maksimalna srednja petnaestominutna aktivna snaga, brojila aktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 0,2S i brojila reaktivne električne energije moraju biti najmanje naznačene klase tačnosti 2. Klasa tačnosti strujnih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 0,2S. Klasa tačnosti naponskih mernih transformatora kod mernih mesta iz ovog člana mora da bude najmanje klase 0,2.

7.2.5. Za sva merna mesta na kojima se meri aktivna električna energija, reaktivna električna energija i maksimalna srednja petnaestominutna aktivna snaga, električna energija se meri pomoću brojila koja u sebi imaju objedinjene funkcije merenja aktivne i reaktivne energije i aktivne snage (brojila aktivne i reaktivne energije i aktivne snage u jednom kućištu).

7.2.6. Brojila aktivne i reaktivne energije i aktivne snage u jednom kućištu imaju mogućnost merenja električne energije u sva četiri kvadranta i imaju mogućnost dvosmerne komunikacije.

7.2.7. Za sva merna mesta kupcima čiji je objekat priključen na mrežu napona iznad 1 kV, bez obzira da li u pitanju preuzimanje ili isporuka električne energije, merno mesto se obavezno izvodi kao trosistemsko.

7.2.8 Za smeštaj merne opreme neophodne za realizaciju ispravnog merenja na NN koristi se MRO, koji se izrađuje od lima ili sintetičkog materijala i mora da bude zaštićen od prodiranja prašine i od prskanja vodom - stepen zaštite IP 52 za unutrašnju i IP 54 za spoljnu montažu, a funkcionalno i prostorno se deli na tri dela:

1) priključni prostor, koji služi za uvođenje priključka;

2) merni prostor, u koji se smeštaju table sa mernim i upravljačkim uređajima;

3) razvodni prostor, koji služi za povezivanje mernog mesta sa instalacijom kupca.

7.2.9 ODS zadržava pravo da merno mesto / brojilo o svom trošku opremi i dodatnim uređajima za komunikaciju, nadzor i privremeni prekid isporuke električne energije. Bliže karakteristike ovih uređaja definiše ODS u skladu sa svojim potrebama.

7.3 Brojila električne energije

7.3.1 U zavisnosti od mesta primopredaje električne energije, naponskog nivoa mesta primopredaje, nivoa opterećenja, isporuke odnosno preuzimanja električne energije za merenje električne energije se koriste brojila za direktno, poluindirektno i indirektno merenje.

7.3.2 Brojila za direktno merenje koriste se na mestima primopredaje na naponskom nivou <1 kV kada strujno opterećenje priključka nije veće od 63 A.

7.3.3 Brojila za poluindirektno merenje koriste se na mestima primopredaje na naponskom nivou <1 kV kada strujno opterećenje priključka prevazilazi maksimalnu struju brojila, kada se brojilo povezuje preko SMT.

7.3.4 Brojila za indirektno merenje koriste se na mestima primopredaje na naponskom nivou >1 kV, kada se brojilo povezuje preko SMT i NMT.

7.3.5 Na osnovu svoje konstrukcije, brojila mogu biti:

1) elektromehanička (indukciona),

2) statička (elektronska).

7.3.6 Na osnovu vrste energije i snage koju mere, brojila električne energije mogu biti za merenje:

1) aktivne energije,

2) aktivne energije, reaktivne energije i aktivne snage,

3) aktivne energije, reaktivne energije, aktivne snage i reaktivne snage.

7.3.7 Na osnovu smera energije koju mere, brojila električne energije mogu biti predviđena za merenje:

1) isporučene energije - energije koju ODS predaje na mestu primopredaje,

2) preuzete energije - energije koju korisnik predaje ODS na mestu primopredaje,

3) isporučene i preuzete energije - brojilo ima registre u koje se smešta podatak o isporučenoj i preuzetoj energiji i snazi (dvosmerno merenje).

7.3.8 Po svom načinu rada i načinu priključenja, brojilo može biti:

1) monofazno direktno brojilo - brojilo namenjeno za direktni monofazni dvožični priključak.

2) trofazno direktno brojilo - brojilo namenjeno za direktni trofazni četvorožični priključak.

3) trofazno poluindirektno brojilo - brojilo namenjeno za direktno povezivanje naponskih mernih krugova na distributivnu mrežu sa istovremenim povezivanjem strujnih mernih krugova na distributivnu mrežu preko SMT.

4) trofazno indirektno brojilo - brojilo namenjeno za povezivanje naponskih mernih krugova na distributivnu mrežu preko NMT sa istovremenim povezivanjem strujnih mernih krugova na distributivnu mrežu preko SMT.

7.3.9 Po načinu upravljanja tarifama, brojilo može biti:

1) sa spoljašnjim upravljanjem tarifama,

2) sa internim upravljanjem tarifama.

7.3.10 ODS razvija i implementira sistem merenja sa mogućnošću daljinskog merenja, nadziranja i upravljanja, u skladu sa tehničko-ekonomskim kriterijumima. Sistem daljinskog merenja se prioritetno uvodi na mernim mestima na SN, mestima priključenja elektrana na DS i mernim mestima gde je registrovana godišnja isporuka električne energije > 30.000 kWh.

7.4 Opšte tehničke karakteristike brojila električne energije i snage

7.4.1 Brojila zadovoljavaju standarde: SRPS EN 62052, SRPS EN 62053, SRPS EN 62054, SRPS EN 60529, SRPS EN 50470.

7.4.2 Naznačeni napon kod brojila sa direktnim priključenjem naponskih mernih krugova na distributivnu mrežu iznosi 230V (-20%, +15%) za monofazni priključak, odnosno 3x230/400V (-20%, +15%) za trofazni priključak.

7.4.3 Naznačeni napon kod brojila sa indirektnim priključenjem naponskih mernih krugova na distributivnu mrežu iznosi 3x100/√3 V (-20%, +15%) za trosistemsko merenje.

7.4.4 Kod brojila sa poluindirektnim i indirektnim priključenjem referentna struja brojila je 5A.

7.4.5 Maksimalna struja brojila je tako izabrana da bude veća ili jednaka struji koja odgovara maksimalnoj odobrenoj snazi na priključku.

7.4.6 Naznačena frekvencija rada brojila je 50 Hz.

7.4.7 Minimalni eksploatacioni vek u kojem brojilo zadržava naznačene metrološke karakteristike je 15 godina.

7.4.8 Brojila omogućavaću tačnost merenja, bez obzira na spoljašnje uslove na mestu merenja.

7.4.9 ODS definiše dimenzije brojila, rukovodeći se principom bezbednosti i efikasnog iskorišćenja prostora.

7.4.10 Brojila imaju funkciju evidentiranja i signalizacije narušavanja integriteta merenja (skidanje poklopca priključnice, otvaranje kućišta brojila, izmena parametara, uticaj snažnog magnetnog polja na brojilo i sl.).

7.4.11 Brojila omogućavaju lokalnu i eksternu komunikaciju između brojila i različitih uređaja (ručni terminali, komunikatori, registratori, koncentratori podataka itd.).

7.4.12 Komunikacija se obavlja preko namenskih interfejsa, odnosno preko posebnog komunikacionog modula. Komunikacioni modul je u skladu sa grupom protokola koji su definisani prema DLMS/COSEM.

7.4.13 U slučaju daljinskog upravljanja potrošnjom brojilo ima mogućnost upravljanja potrošnjom pomoću odgovarajućeg prekidačkog modula (bistabilne sklopke), koji vrši funkcije daljinskog isključenja/uključenja isporuke električne energije i limitiranja dozvoljene maksimalne aktivne snage.

7.5 Prikupljanje i provera mernih podataka

7.5.1 ODS prikuplja merne podatke korisnika očitavanjem mernih uređaja na mernom mestu neposrednim ili daljinskim očitavanjem.

7.5.2 ODS, zavisno od vrste mernog mesta, nakon svakog obračunskog perioda prikuplja sledeće merne podatke:

1) aktivnu energiju isporučenu iz DS,

2) aktivnu energiju isporučenu iz DS u višoj dnevnoj tarifi,

3) aktivnu energiju isporučenu iz DS u nižoj dnevnoj tarifi,

4) aktivnu energiju preuzetu u DS,

5) aktivnu energiju preuzetu u DS u višoj dnevnoj tarifi,

6) aktivnu energiju preuzetu u DS u nižoj dnevnoj tarifi,

7) reaktivnu energiju isporučenu iz DS,

8) reaktivnu energiju preuzetu u DS,

9) maksimalnu aktivnu snagu u obračunskom periodu - smer isporuke iz DS,

10) maksimalnu aktivnu snagu u obračunskom periodu - smer preuzimanja u DS,

11) petnaestominutna opterećenja.

7.6 Distributivni registar mernih podataka

7.6.1 ODS unosi merne podatke i podatke dobijene na osnovu mernih podataka u distributivni registar mernih podataka.

7.6.2 Distributivni registar mernih podataka sadrži:

1) podatke o odgovarajućim tarifama i izvedenim satnim vrednostima

2) identifikacione podatke mernog mesta.

7.6.3 ODS proverava tačnost mernih podataka pre unošenja u distributivni registar mernih podataka.

7.6.4 U slučaju da je proverom mernih podataka utvrđeno da podaci nedostaju ili se sumnja u njihovu tačnost ODS organizuje ponovno prikupljanje mernih podataka sa određenih mesta merenja.

7.6.5 U slučaju nedostatka ili netačnosti mernih podataka ODS vrši ispravku ili procenu mernih podataka u skladu sa aktom kojim se uređuju uslovi isporuke i snabdevanja električnom energijom.

7.7 Baza podataka o mernim mestima

7.7.1 Baza podataka o mernim mestima sadrži:

1) opšte podatke mernih mesta (a naročito adresa, mesto, podaci o kupcu električne energije i slično),

2) podatke o mernoj opremi,

3) podatke o komunikacionoj opremi,

4) podatke o overavanju, proveri i kontroli opreme na mernim mestima.

7.7.2 Svi podaci iz baze podataka o mernim mestima čuvaju se trajno.

7.8 Kontrola mernih mesta

7.8.1 Kontrolu mernih mesta obavlja ODS, u skladu sa zakonom kojim se uređuje oblast energetike i aktom kojim se uređuju uslovi isporuke električne energije.

7.8.2 ODS donosi godišnji Plan kontrole mernih mesta, kojim se planira broj mernih mesta, po naponskim nivoima i kategorijama potrošnje, koja će biti kontrolisana. Plan se donosi po mesecima, po distributivnim područjima i ukupno za ODS.

7.8.3 Plan kontrole mernih mesta se donosi do 15. decembra za narednu godinu.

7.8.4 ODS vrši redovnu kontrolu mernih mesta korisnika DS u skladu sa Planom kontrole mernih mesta.

7.8.5 ODS do 1. marta izrađuje izveštaj o realizaciji Plana kontrole mernih mesta u prethodnoj godini.

7.8.6 U postupku kontrole merne opreme na svim mernim mestima se obavljaju sledeće aktivnosti:

1) kontrola važnosti i neoštećenosti žigova - plombi ovlašćenog tela i ODS na mernoj opremi,

2) kontrola oštećenosti poklopca, priključne kutije brojila i drugih vidljivih oštećenja,

3) kontrola veza ulaz-izlaz na priključnici brojila,

4) kontrola ispravnog rada uređaja za upravljanje tarifama,

5) kontrola prisutnosti linijskih i faznih napona na izlazu iz brojila,

6) kontrola prikaza na displeju (brojčaniku) brojila,

7) kontrola lokalne i eksterne komunikacije sa brojilom,

8) kontrola tačnog merenja uređajem za ispitivanje brojila na licu mesta, ukoliko je to potrebno,

9) upisivanje podataka sa mernog mesta (serijski broj brojila, stanje merenih veličina brojila na dan kontrole, tip brojila i osigurača, napon, struja, godina proizvodnje, proizvođač, oznake žigova, datum kontrole i sl.),

10) plombiranje važećim distributivnim kodirano-sigurnosnim plombama,

11) kontrola automatskih ograničavača snage (struje) i usaglašenost sa odobrenim vrednostima,

12) kontrola preseka provodnika priključnog kabla,

13) kontrola svih strujnih i naponskih veza od mernih transformatora do brojila,

14) kontrola usaglašenosti povezivanja mernih transformatora sa važećom dokumentacijom,

15) kontrola osigurača i rastavljača u mernoj ćeliji.

7.8.7 Kada kupac reklamacijom izrazi sumnju u tačnost merenja brojila ODS će izvršiti vanrednu kontrolu mernog mesta. Tačnost merenja će se utvrditi uređajem za kontrolu i shodno izmerenoj grešci merenja dalje će se postupiti u skladu sa aktom kojim se uređuje metrologija, ili će se reklamacija odbaciti kao neosnovana.

7.8.8 U slučaju kada rezultati kontrole ukazuju da deo merne opreme više ne odgovara zadatim tehničkim uslovima iz akta kojim se uređuju uslovi isporuke i snabdevanja električnom energijom, ODS je dužan da zameni neispravnu/neodgovarajuću mernu opremu u najkraćem mogućem roku po dobijanju izveštaja kontrole u rokovima definisanim aktom kojim se uređuju uslovi isporuke i snabdevanja električnom energijom.

7.8.9 Rezultati kontrole merne opreme se upisuju u bazu podataka koja se vodi za mernu opremu.

7.8.10 ODS vrši kontrolu ugrađenih mernih transformatora, nezavisno od kontrole brojila, kada postoje preduslovi da se ova kontrola uspešno obavi (prilikom remonta u objektu ili isključenja mernog izvoda).

7.9 Sadržaj Zapisnika o kontroli mernog mesta

7.9.1 ODS, ovim Pravilima, definiše minimalni skup podataka koji se nalazi u zapisniku o kontroli mernog mesta, (podaci o korisniku DS, podaci o kontroli mernog mesta, podaci o priključku, podaci o mernom mestu).

7.9.2 Zapisnik o kontroli mernog mesta sadrži podatke o korisniku DS i licu koje prisustvuje:

1) ime, adresa, mesto i ED broj korisnika DS,

2) kategorija potrošnje,

3) ime lica koje prisustvuje kontroli, ukoliko je to slučaj,

7.9.3 Zapisnik o kontroli mernog mesta sadrži podatke o kontroli:

1) tip kontrole (redovna ili vanredna),

2) vreme početka i završetka kontrole,

3) stanje utvrđeno kontrolom,

4) datum sprovođenja kontrole,

5) podatke o uručenju zapisnika prisutnom licu,

6) opis eventualnih smetnji pri obavljanju kontrole,

7.9.4 Zapisnik o kontroli mernog mesta sadrži podatke o priključku:

1) mesto priključenja,

2) vrsta priključka po broju faza,

3) način priključenja sa tipom i presekom provodnika,

7.9.5 Zapisnik o kontroli mernog mesta sadrži podatke o mernom mestu:

1) podatke o merno razvodnom ormanu,

2) podatke o brojilu električne energije i/ili snage,

3) podatke o uređaju za upravljanje tarifama,

4) podatke o mernim transformatorima,

5) podatke o glavnim osiguračima,

6) stanje plombi koje je zatečeno i podaci o postavljenim plombama.

7.10 Način utvrđivanja neovlašćene potrošnje električne energije

7.10.1 Neovlašćena potrošnja se utvrđuje kontrolom mernog mesta i/ili ispitivanjem brojila u laboratorijskim uslovima.

7.10.2 Utvrđene činjenice se konstatuju zapisnikom o neovlašćenoj potrošnji.

7.10.3 Sadržaj zapisnika o neovlašćenoj potrošnji:

1) ime, adresa i mesto lica koje neovlašćeno troši električnu energiju,

2) kategorija potrošnje,

3) ime lica koje prisustvuje kontroli, ukoliko je to slučaj,

4) vreme početka i završetka kontrole,

5) datum sprovođenja kontrole,

6) opis načina na koji je električna energija neovlašćeno trošena,

7) stanje plombi,

8) podaci potrebni za obračun neovlašćeno utrošene električne energije,

9) podaci o uručenju zapisnika prisutnom licu.

7.11 Profili potrošnje

7.11.1 U slučaju da ne postoje tehničke mogućnosti za registrovanje podataka o petnaestominutnim opterećenjima, ODS će te podatke za merno mesto odrediti na osnovu mesečno utrošene električne energije i karakterističnog dijagrama potrošnje električne energije (profil potrošnje).

7.11.2 Profili potrošnje su iskazani u procentima kao relativno petnaestominutno opterećenje u odnosu na dnevnu energiju (Prilog 2).

7.11.3 Profili potrošnje se određuju za karakteristične tipove mernog mesta, periode tokom kalendarske godine i tipove dana.

7.11.4 Tipovi mernog mesta se utvrđuju za kategorije potrošnje. Kategorije potrošnje se utvrđuju na osnovu naponskog nivoa na kome je merno mesto i namene potrošnje.

7.11.5 Periodi tokom godine se definišu uz uvažavanje karakterističnih klimatskih uslova, privrednih aktivnosti i drugih karakterističnih pokazatelja.

7.11.6 Tipovi dana se određuju u zavisnosti od dana u sedmici uz uvažavanje državnih i verskih prazničnih dana.

7.11.7 Dnevna energija definisanih tipova dana i profili potrošnje za te dane se određuju na osnovu izmerenih satnih opterećenja na mernim mestima koja po svojim karakteristikama predstavljaju reprezentativne primere za svaki od tipova mernih mesta.

7.11.8 Definisane su sledeće kategorije potrošnje:

1) Privreda na naponskom nivou iznad 1 kV,

2) Privreda na naponskom nivou do 1 kV, sa merenjem snage,

3) Privreda na naponskom nivou do 1 kV, bez merenja snage,

4) Domaćinstvo,

5) Javno osvetljenje.

7.11.9 Za kategorije "Privreda na naponskom nivou iznad 1 kV", "Privreda na naponskom nivou do 1 kV, sa merenjem snage", "Privreda na naponskom nivou do 1 kV, bez merenja snage" i "Domaćinstvo" definisana su tri perioda tokom godine:

1) Zimski - novembar, decembar, januar, februar i mart,

2) Letnji - jun, jul i avgust,

3) Prelazni period - april, maj, septembar i oktobar.

7.11.10 Za kategoriju "Javno osvetljenje" definisano je dvanaest perioda tokom godine - svaki mesec u godini predstavlja jedan period.

7.11.11 Kada obračunski period za angažovanu balansnu energiju obuhvata dva različita perioda godine, kao period godine će biti primenjivan onaj period godine koji ima veći broj tržišnih dana u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju.

7.11.12 Definisani su sledeći tipovi tržišnih dana:

1) Radni dan - ponedeljak, utorak, sreda, četvrtak, petak i subota,

2) Neradni dan - nedelja, državni i verski praznici koji su neradni dani.

7.11.13 Usled promena u broju sati u toku dana zbog letnjeg i zimskog računanja vremena (Daylight saving time - DST), definiše se broj sati u radnim danima (S R), kao:

odnosno, u neradnim danima (SN), kao:

gde je:

i - redni broj posmatranog radnog dana u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju

j - redni broj posmatranog neradnog dana u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju

DR - broj radnih dana u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju

DN - broj neradnih dana u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju

S - broj sati u posmatranom tržišnom danu

7.11.14 Za kategorije potrošnje definisan je "Koeficijent tipa dana" (K W) za svaki period tokom godine, kao:

Kw	Utrošena električna energija u toku radnog dana od 24 časa
	Utrošena električna energija u toku neradnog dana od 24 časa

7.11.15 Dnevna potrošnja električne energije u toku svakog pojedinačnog tržišnog radnog (WR) i neradnog dana (WN) u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju se određuju kao:

gde je:

i - redni broj posmatranog radnog dana u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju

j - redni broj posmatranog neradnog dana u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju

WRi - dnevna potrošnja električne energije u toku radnog dana i

WNj - dnevna potrošnja električne energije u toku neradnog dana j

Wmesečno - utrošena električna energija na mesečnom nivou

KW - koeficijent tipa dana

SR - broj sati radnih dana u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju

SN - broj sati neradnih dana u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju

S - broj sati u posmatranom tržišnom danu

7.11.16 Za kategorije "Privreda na naponskom nivou iznad 1 kV" i "Privreda na naponskom nivou do 1 kV, sa merenjem snage", tip mernog mesta se određuje prema kriterijumu ekvivalentnog vremena trajanja vršnog opterećenja.

Definisana su tri tipa mernog mesta:

1) merno mesto tip 1,

2) merno mesto tip 2,

3) merno mesto tip 3.

7.11.17 Ekvivalentno vreme trajanja vršnog opterećenja (TM) se određuje na osnovu utrošene električne energije u mesecu (Wmesečno) i mesečne maksimalne petnaestominutne aktivne snage (Pmax), prema formuli:

7.11.18 Za kategoriju "Privreda na naponskom nivou iznad 1 kV", tip mernog mesta se određuje na osnovu vrednosti T M prikazanih u Tabeli 7.1, zavisno od broja dana u mesecu:

Tabela 7.1. Ekvivalentna vremena trajanja vršnog opterećenja

Broj dana u mesecu	tip 1	tip 2	tip 3
28	TM < 370	370 < TM < 456	TM > 456
29	TM < 384	384 < TM < 472	TM > 472
30	TM < 397	397 < TM < 489	TM > 489
31	TM < 410	410 < TM < 505	TM > 505

7.11.19 Za kategoriju "Privreda na naponskom nivou do 1 kV, sa merenjem snage", tip mernog mesta se određuje na osnovu vrednosti TM prikazanih u Tabeli 7.2, zavisno od broja dana u mesecu:

Tabela 7.2. Ekvivalentna vremena trajanja vršnog opterećenja

Broj dana u mesecu	tip 1	tip 2	tip 3
28	TM < 307	307 < TM < 413	TM > 413
29	TM < 318	318 < TM < 427	TM > 427
30	TM < 329	329 < TM < 442	TM > 442
31	TM < 340	340 < TM < 457	TM > 457

7.11.20 Za kategoriju "Privreda na naponskom nivou do 1 kV, bez merenja snage", odnosno kupce koji nisu domaćinstva, a čija se merna mesta nalaze na naponskom nivou ispod 1 kV sa brojilima aktivne energije koji nemaju mogućnost da registruju podatke o petnaestominutnim opterećenjima, tip mernog mesta se određuje na osnovu vrste brojila aktivne energije (jednotarifna i dvotarifna brojila) i kod dvotarifnih brojila, na osnovu udela utrošene mesečne energije u doba niže tarife u ukupnoj mesečnoj energiji:

1) merno mesto, dvotarifno merenje, tip 1,

3) merno mesto, dvotarifno merenje, tip 2,

4) merno mesto, dvotarifno merenje, tip 3.

7.11.21 Kod mernih mesta sa dvotarifnim merenjem, tip mernog mesta se određuje na osnovu sledećih vrednosti udela utrošene mesečne energije u doba niže tarife u ukupnoj mesečnoj energiji (%NT):

1) merno mesto tip 1 - %NT < 23%,

2) merno mesto tip 2 - 23 % ≤ %NT < 29%,

3) merno mesto tip 3 - %NT ≥ 29%.

7.11.22 Merna mesta sa jednotarifnim merenjem pripadaju tipu 2 mernog mesta sa dvotarifnim merenjem.

7.11.23 Za kategoriju "Domaćinstvo" tip mernog mesta se određuje na osnovu sledećih kriterijuma:

1) vrste brojila aktivne energije,

2) ukupne mesečne potrošnje električne energije,

3) odnosa mesečne energije utrošene tokom trajanja niže tarife i ukupno utrošene mesečne energije (%NT),

4) mogućnosti upravljanja potrošnjom.

7.11.24 Za kategoriju "Domaćinstvo" određeni su sledeći tipovi mernog mesta:

1) merno mesto tip 1 - merno mesto sa dvotarifnim brojilom aktivne energije, sa mesečnom potrošnjom većom od 700 kWh i odnosom %NT većim od 33,33%,

2) merno mesto tip 2 - merno mesto sa dvotarifnim brojilom aktivne energije, sa mesečnom potrošnjom većom od 700 kWh i odnosom %NT manjim ili jednakim 33,33%,

3) merno mesto tip 3 - merno mesto sa dvotarifnim brojilom aktivne energije, sa mesečnom potrošnjom manjom od 700 kWh i odnosom %NT većim od 33,33%,

4) merno mesto tip 4 - merno mesto sa dvotarifnim brojilom aktivne energije, sa mesečnom potrošnjom manjom od 700 kWh i odnosom %NT manjim ili jednakim 33,33%,

5) merno mesto tip 5 - merno mesto sa jednotarifnim brojilom aktivne energije, sa mesečnom potrošnjom većom od 700 kWh,

6) merno mesto tip 6 - merno mesto sa jednotarifnim brojilom aktivne energije, sa mesečnom potrošnjom manjom ili jednakom 700 kWh,

7) merno mesto tip 7 - merno mesto sa daljinski upravljivom potrošnjom (DUT).

7.11.25 Za kategoriju "Javno osvetljenje" utvrđuje se jedan tip mernog mesta - merno mesto javno osvetljenje.

7.11.26 Koeficijenti tipa dana i profili potrošnje utvrđeni za tipove mernih mesta, za periode tokom kalendarske godine i za tipove dana prikazani su u Prilogu 2 ovih Pravila.

7.11.27 U slučaju početka snabdevanja krajnjeg kupca električne energije u toku obračunskog perioda za angažovanu balansnu energiju, razlikuju se dva slučaja:

1) za mesto primopredaje je već regulisan pristup DS,

2) za mesto primopredaje se prvi put reguliše pristup DS.

7.11.28 U slučaju kada je za mesto primopredaje već regulisan pristup DS ukupna energija utrošena u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju, na osnovu koje se određuje tip mernog mesta, se određuje za ceo period, bez obzira na promenu snabdevača.

7.11.29 U slučaju kada se za mesto primopredaje prvi put reguliše pristup DS ukupna energija utrošena u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju, na osnovu koje se određuje tip mernog mesta, se određuje kao:

gde je:

W - ukupna potrošnja od trenutka pristupa DS

D - broj dana od trenutka pristupa DS do kraja tekućeg obračunskog perioda za angažovanu balansnu energiju

DM - ukupan broj dana u obračunskom periodu za angažovanu balansnu energiju

7.12 Koeficijenti svođenja

7.12.1 Mesto primopredaje električne energije predstavlja mesto na kojem se električna energija isporučuje iz DS, odnosno preuzima u DS. To je mesto razgraničenja od instalacija korisnika DS.

7.12.2 Mesto merenja električne energije je mesto na kojem se meri preuzeta, odnosno predata, električna energija i snaga.

7.12.3 Ukoliko se mesto merenja i mesto primopredaje električne energije/snage razlikuju, sa ciljem definisanja jasnog odnosa između ODS-a i korisnika DS, neophodno je registrovanu energiju/snagu na mestu merenja svesti na mesto primopredaje.

7.12.4 Svođenjem električne energije/snage sa mesta merenja na mesto primopredaje obuhvataju se gubici energije/snage u elektroenergetskim elementima koji se nalaze između mesta merenja i mesta primopredaje. Vrednost gubitaka zavisi od parametara i režima rada elektroenergetskih elemenata, koji se nalaze između mesta merenja i mesta primopredaje.

7.12.5 Koeficijent svođenja predstavlja broj kojim se obuhvataju gubici energije/snage u elektroenergetskim elementima pri definisanom režimu rada tih elemenata. Koeficijentom svođenja se množi registrovana energija/snaga na mestu merenja, a kao rezultat se dobija svedena energija/snaga na mestu primopredaje.

7.12.6 Elektroenergetski elementi koji se mogu naći između mesta merenja i mesta primopredaje su:

1) Srednjenaponski vod (nazivnog napona 10 kV, 20 kV ili 35 kV),

2) Distributivni transformator (prenosnog odnosa 10/0,4 kV ili 20/0,4 kV),

3) Niskonaponski vod (nazivnog napona 0,4 kV),

4) Neka od mogućih kombinacija prethodno navedenih elemenata.

7.12.7 Ukoliko između mesta merenja i mesta primopredaje postoji više elektroenergetskih elemenata, za svaki od tih elemenata izračunava se poseban koeficijent, dok se ukupni koeficijent svođenja dobija množenjem koeficijenata svođenja tih elemenata.

7.12.8 U zavisnosti od toga koja se veličina svodi postoje koeficijenti svođenja za:

1) Aktivnu snagu, KP,

2) Reaktivnu snagu, KQ,

3) Aktivnu energiju, KWa,

4) Reaktivnu energiju, KWr.

7.12.9 Za proračun koeficijenata svođenja u osnovi je primenjen metod kompleksne snage. Navedeni metod se zasniva na korišćenju uprošćenih ekvivalentnih šema i izračunavanju električnih parametara na jednom kraju, za poznate električne parametre na drugom kraju elektroenergetskog elementa.

7.12.10 Za potrebe proračuna distributivni transformatori se ekvivalentiraju "T" šemom, dok se distributivni vodovi ekvivalentiraju "P" šemom. Obe šeme su sastavljene od istih činioca, redne i otočne grane, pri čemu se broj i raspored navedenih činioca razlikuje u zavisnosti od primenjene ekvivalentne šeme.

7.12.11 Gubici kompleksne snage u rednoj grani, D Sredno [VA], se računaju kao:

gde su:

R [W], X [W] - aktivna otpornost i reaktansa, respektivno, redne grane,

P [W], Q [VAr] - aktivna i reaktivna snaga, respektivno, na poznatom kraju redne grane,

U [V] - napon na poznatom kraju redne grane.

Aktivna otpornost i reaktansa se dobijaju na osnovu podataka o konkretnom elektroenergetskom elementu, dok se aktivna snaga, reaktivna snaga i napon ili očitavaju na mestu merenja ili se izračunavaju.

7.12.12 Gubici kompleksne snage u otočnoj grani, D Sotočno [VA], se računaju kao:

gde su:

GFe [S], Bm [S] - aktivna odvodnost i susceptansa, respektivno, otočne grane,

U [V] - napon na otočnoj grani,

Aktivna odvodnost i susceptansa se dobijaju na osnovu podataka o konkretnom elektroenergetskom elementu, dok se napon ili očitava na mernom mestu ili se izračunava.

Ako je poznat napon na jednom kraju redne grane, Ukraj [V], napon na drugom kraju, Upocetak [V], se izračunava kao:

7.12.13 Na osnovu prethodne dve tačke (7.9.28.11 i 7.9.28.12), uz poznavanje električnih parametara na mestu merenja, kao i parametara distributivne mreže između mesta merenja i mesta primopredaje, primenom metoda kompleksne snage može se izračunati kompleksna snaga na mestu primopredaje, a na osnovu nje i koeficijenti svođenja za:

gde indeksi 1 i 2 označavaju veličine na mestu primopredaje i mestu merenja, respektivno, dok su sa real i imag označeni realni i imaginarni deo kompleksne snage.

7.12.14 Za izračunavanje koeficijenata svođenja za energiju, pored metoda kompleksne snage, neophodno je još izračunati sledeće parametre: Ekvivalentno vreme trajanja vršnog opterećenja:

Ekvivalentno vreme trajanja vršnih gubitaka:

Ukupni godišnji gubici aktivne energije:

gde je:

W2a [Wh] - ukupna aktivna energija na mestu merenja u toku definisanog perioda vremena,

P2max [W] - maksigraf aktivne snage na mestu merenja u toku definisanog perioda vremena,

DP [W] - izračunati gubici aktivne snage

7.12.15 Na osnovu rezultata dobijenih primenom metoda kompleksne snage (gubitaka aktivne snage i faktora snage na mestu primopredaje), dodatnih izraza (7.9.28.14), električnih parametara na mestu merenja (aktivne energije i maksigrafa aktive snage u definisanom periodu), mogu se izračunati koeficijenti svođenja za energiju:

Aktivnu energiju:

Reaktivnu energiju:

7.12.16 U tački 7.12.17 i 7.12.18 date su tabele koeficijenata svođenja za neke od tipova distributivnih transformatora i vodova. Za slučajeve koji dosta odstupaju od predloženih, neophodno je primeniti prethodno opisanu metodologiju za izračunavanje koeficijenata svođenja.

7.12.17 Tabela koeficijenata svođenja za distributivne transformatore.

Tip	Koeficijenti svođenja transformatora
	Kp	KQ	KWa	KWr
SK 10(20)/0.4-50	1.0249	1.2272	1.0137	1.2138
SK 10(20)/0.4-100	1.0199	1.1831	1.0109	1.1727
SK 10(20)/0.4-160	1.0169	1.1786	1.0093	1.1698
SK 10(20)/0.4-250	1.0150	1.1725	1.0083	1.1647
SK 10(20)/0.4-400	1.0133	1.1660	1.0073	1.1591
SK 10(20)/0.4-630	1.0119	1.1553	1.0065	1.1491
SK 10(20)/0.4-1000	1.0144	1.2022	1.0079	1.1945
NK 10(20)/0.4-50	1.0211	1.1655	1.0116	1.1547
NK 10(20)/0.4-100	1.0169	1.1427	1.0093	1.1342
NK 10(20)/0.4-160	1.0143	1.1414	1.0079	1.1341
NK 10(20)/0.4-250	1.0127	1.1388	1.0070	1.1324
NK 10(20)/0.4-400	1.0113	1.1359	1.0062	1.1302
NK 10(20)/0.4-630	1.0106	1.1324	1.0058	1.1270
NK 10(20)/0.4-1000	1.0113	1.1839	1.0062	1.1779
Suvi 10(20)/0.4-50	1.0267	1.1840	1.0147	1.1701
Suvi 10(20)/0.4-100	1.0210	1.1671	1.0115	1.1562
Suvi 10(20)/0.4-160	1.0184	1.1578	1.0101	1.1484
Suvi 10(20)/0.4-250	1.0165	1.2116	1.0090	1.2028
Suvi 10(20)/0.4-400	1.0135	1.1503	1.0074	1.1433
Suvi 10(20)/0.4-630	1.0124	1.1463	1.0068	1.1400
Suvi 10(20)/0.4-1000	1.0110	1.2033	1.0060	1.1974

*SK - Distributivni transformatori standardne konstrukcije

*NK - Distributivni transformatori nove konstrukcije

7.12.18 Tabela koeficijenata svođenja za distributivne vodove

Tip	Provodnik	Presek	Koeficijenti svođenja vodova
			Kp	KQ	KWa	KWr
		10 kV naponski nivo
NPO kabl	Al   Cu	95 mm2	1.0098	0.9932	1.0054	0.9888
		150 mm2	1.0103	0.9986	1.0057	0.9939
		50 mm2	1.001	0.8291	1.0005	0.8288
		95 mm2	1.0089	1.0066	1.0049	1.0026
		150 mm2	1.0074	1.0024	1.0041	0.9990
UPE kabl	Al Cu	50 mm2	1.0016	0.8921	1.0009	0.8915
		95 mm2	1.0130	1.0037	1.0071	0.9979
		150 mm2	1.0106	1.0135	1.0058	1.0087
		240 mm2	1.0084	1.0105	1.0046	1.0067
		50 mm2	1.0012	0.9164	1.0007	0.9159
		95 mm2	1.0101	1.0155	1.0055	1.0109
		150 mm2	1.0082	1.0124	1.0045	1.0087
		240 mm2	1.0064	1.0172	1.0035	1.0143
		20 kV naponski nivo
UPE kabl	Al Cu	50 mm2	1.0031	0.9637	1.0017	0.9624
		95 mm2	1.0065	1.0008	1.0036	0.9979
		150 mm2	1.0053	0.9994	1.0029	0.9971
		240 mm2	1.0042	1.0088	1.0023	1.0068
		50 mm2	1.0024	0.9717	1.0013	0.9707
		95 mm2	1.0050	1.0015	1.0028	0.9993
		150 mm2	1.0041	1.0026	1.0023	1.0007
		240 mm2	1.0032	1.0057	1.0018	1.0042
		35 kV naponski nivo
NPO kabl UPE kabl	Cu Al Cu	95 mm2	1,0020	0,9749	1,0011	0,9740
		150 mm2	1,0016	0,9783	1,0009	0,9776
		95 mm2	1,0045	0,9986	1,0025	0,9966
		150 mm2	1,0029	0,9920	1,0016	0,9907
		95 mm2	1,0035	0,9939	1,0019	0,9924

7.12.19 U Tabelama 7.12.17 i 7.12.18 su dati koeficijenti svođenja za tipove distributivnih transformatora i vodova koji se često javljaju u praksi. Pri proračunu je pretpostavljeno da je na mestu merenja registrovana vrednost opterećenja od 85% nominalnog opterećenja razmatranog elementa, nazivni napon razmatranog elementa i faktor snage od 0.95. Koeficijenti svođenja za energiju su izračunati za razmatrani period od godinu dana, pri čemu je ekvivalentno vreme trajanja vršnog opterećenja od 4000 h/godišnje. Takođe, koeficijenti svođenja za vodove su izračunati za 1 km dužine.

8 PRELAZNE I ZAVRŠNE ODREDBE

8.1 Opšti i drugi akti ODS, kao i zaključeni sporazumi i ugovori, moraju se uskladiti sa Pravilima u roku od dve godine dana od stupanja Pravila na snagu.

8.2 Tehnički uslovi priključenja u postupcima za izdavanje rešenja kojim se odobrava priključenje na DS i postupcima za izdavanje uslova za projektovanje i priključenje, koji su započeti pre stupanja na snagu Pravila, a o kojima nije konačno odlučeno do dana stupanja na snagu ovih Pravila, utvrdiće se po propisima i drugim aktima kojima su utvrđeni tehnički uslovi priključenja koji su važili u vreme podnošenja zahteva za izdavanje odobrenja za priključenje, osim ako je primena tehničkih uslova priključenja utvrđenih ovim Pravilima povoljnija za podnosioca zahteva.

8.3 Tehnički uslovi priključenja energetskih objekata na DS (TS, elektrane), u postupcima za izdavanje odobrenja za priključenje na DS koji započnu najkasnije u roku od godinu dana od dana stupanja na snagu ovih Pravila, ako su u periodu od godinu dana pre stupanja na snagu ovih Pravila izdati akti sa tehničkim uslovima priključenja u postupku izdavanja rešenja kojim se odobrava izgradnja energetskog objekta, utvrdiće se po propisima i drugim aktima kojima su utvrđeni tehnički uslovi priključenja koji su važili u vreme izdavanja tih tehničkih uslova, osim ako je primena tehničkih uslova priključenja utvrđenih ovim pravilima povoljnija za podnosioca zahteva.

8.4 Prava i obaveze javnog snabdevača u smislu ovih Pravila, preuzima garantovani snabdevač nakon imenovanja garantovanog snabdevača u skladu sa čl. 190. i 397. Zakona o energetici.

8.5 Prilog 1. i Prilog 2. su odštampani uz ova Pravila i čine njihov sastavni deo.

8.6 Danom stupanja na snagu ovih Pravila prestaju da važe:

1) Pravila o radu distributivnog sistema električne energije, Privrednog društva za distribuciju električne energije "Elektrodistribucija - Beograd" d.o.o. Beograd ("Službeni glasnik RS", br: 5/2010, 3/2014 i 41/2014);

2) Pravila o radu distributivnog sistema električne energije, Privrednog društva za distribuciju električne energije "Elektrovojvodina" d.o.o. Novi Sad ("Službeni glasnik RS", br: 8/2010, 2/2014 i 42/2014);

3) Pravila o radu distributivnog sistema električne energije, Privrednog društva za distribuciju električne energije "Elektrosrbija" d.o.o. Kraljevo ("Službeni glasnik RS", br: 4/2010, 10/2014 i 41/2014);

4) Pravila o radu distributivnog sistema električne energije, Privrednog društva za distribuciju električne energije "Centar" d.o.o. Kragujevac ("Službeni glasnik RS", br: 4/2010, 2/2014 i 41/2014);

5) Pravila o radu distributivnog sistema električne energije, Privrednog društva za distribuciju električne energije "Jugoistok" d.o.o. Niš ("Službeni glasnik RS", br: 4/2010, 3/2014 i 41/2014).

8.7. Po dobijanju saglasnosti Agencije ova Pravila se objavljuju na internet stranici operatora distributivnog sistema i stupaju na snagu osmog dana od dana objavljivanja.

Priloge 1 i 2, koji su sastavni deo ovih pravila, možete pogledati OVDE