Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej

Transkrypt

ZAKŁAD ENERGETYCZNY SŁUPSK Spółka Akcyjna
S.A.
INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI
SIECI ROZDZIELCZEJ
Numer rejestracyjny 175
Data wejścia w życie:
30 lipca 2002 r.
Tekst ujednolicony na dzień:
1 października 2004 r.
Niniejszą instrukcję zatwierdzam:
Dyrektor ds. Technicznych
mgr inż. Andrzej Bujno
Zakład Energetyczny Słupsk Spółka Akcyjna
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej
Niniejsza instrukcja zastępuje „Instrukcję ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej”
z dnia 3.01.2000 roku, uzgodnioną z PSE S.A. w dniu 23.03.2000 roku.
Niniejsza Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej została zatwierdzona
i wprowadzona do stosowania w ograniczonym zakresie uchwałą Zarządu Zakładu
Energetycznego Słupsk Spółka Akcyjna, nr 5 z dnia 20 czerwca 2002 roku.
Ograniczenia :
a) Regulacje rozdziału V.7. i VII oraz załącznika nr 6 dotyczące procesów dobowogodzinowych obowiązują „pro forma”, do czasu rozpoczęcia wiążącej realizacji
procesów lokalnego rynku dobowo-godzinowego.
b) Załącznik nr 1 zawierający wykaz jednostek wytwórczych oraz elementy sieci
rozdzielczej koordynowanych przez Operatora Systemu Przesyłowego, zostanie
uzupełniony po określeniu ich przez OSP.
Termin wejścia w życie w pełnym zakresie wszystkich regulacji niniejszej Instrukcji
zostanie ogłoszony przez Zakład Energetyczny Słupsk Spółka Akcyjna z wyprzedzeniem
co najmniej 2 tygodni, przy czym terminem tym będzie pierwszy dzień miesiąca.
-2-
SPIS TREŚCI
I.
WPROWADZENIE
7
II.
POSTANOWIENIA OGÓLNE
9
III. STANDARDY TECHNICZNE PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ
IV.
V.
VI.
WSPÓŁPRACA
OPERATORA
Z INNYMI OPERATORAMI
SYSTEMU
15
ROZDZIELCZEGO
PRZYŁĄCZANIE DO SIECI ROZDZIELCZEJ URZĄDZEŃ, INSTALACJI
I INNYCH SIECI
V.1. Zasady przyłączania
V.2. Zasady wzajemnego przyłączania sieci rozdzielczej różnych przedsiębiorstw
sieciowych
V.3. Zasady odłączania
V.4. Wymagania techniczne dla urzadzeń, instalacji i sieci odbiorców
V.5. Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych
V.6. Wymagania techniczne dla układów i systemów pomiaroworozliczeniowych
V.6.1. Wymagania ogólne
V.6.2. Podstawowe i rezerwowe układy pomiarowo-rozliczeniowe
na napięciu 110 kV
V.6.3. Podstawowe i rezerwowe układy pomiarowo-rozliczeniowe
na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV
V.6.4. Układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu nie wyższym
niż 1 kV
V.7. Dane przekazywane do operatora systemu rozdzielczego przez podmioty
przyłączone i przyłączane do sieci rozdzielczej
V.7.1. Zakres danych
V.7.2. Dane opisujące stan istniejący
V.7.3. Dane prognozowane dla perspektywy określonej przez operatora
systemu rozdzielczego
EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI
VI.1. Zasady i standardy techniczne eksploatacji
VI.1.1. Przepisy ogólne
VI.1.2. Przyjmowanie urządzeń i instalacji do eksploatacji
VI.1.3. Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofywanie z eksploatacji
VI.1.4. Uzgadnianie prac eksploatacyjnych z operatorem systemu
przesyłowego i operatorami systemów rozdzielczych
VI.1.5. Dokumentacja techniczna i prawna
VI.1.6. Rezerwa urządzeń i części zapasowych
VI.1.7. Wymiana informacji eksploatacyjnych
VI.1.8. Ochrona środowiska naturalnego
VI.1.9. Planowanie prac eksploatacyjnych
VI.1.10. Warunki bezpiecznego wykonywania prac
18
22
22
27
28
30
30
32
32
33
34
34
35
35
35
37
39
39
39
40
40
41
41
43
43
44
44
45
-3-
VI.2. Zasady dokonywania oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego
oraz konserwacji i remontów
46
VI.2.1. Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
46
VI.2.2. Przeglądy elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
49
VI.2.3. Ocena stanu technicznego sieci
50
VI.2.4. Remonty
51
VII. PROWADZENIE RUCHU SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.1. Obowiązki operatora systemu rozdzielczego
VII.2. Struktura i podział kompetencji służb dyspozytorskich operatora systemu
rozdzielczego
VII.3. Planowanie technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc
i energię elektryczną
VII.4. Prognozowanie zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz plany
wymiany międzysystemowej
VII.5. Programy pracy sieci rozdzielczej
VII.6. Plany wyłączeń elementów sieci rozdzielczej
VII.7. Programy łączeniowe
VII.8. Zasady dysponowania mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej
VII.9. Zgłaszanie operatorowi systemu rozdzielczego umów sprzedaży energii
elektrycznej
VII.10.Dane przekazywane przez podmioty operatorowi systemu rozdzielczego
52
52
VIII. BEZPIECZEŃSTWO PRACY SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO
VIII.1. Stan zagrożenia KSE,awaria sieciowa i awaria w systemie
VIII.2. Bezpieczeństwo pracy sieci rozdzielczej
69
69
70
IX.
ZASADY POSTĘPOWANIA PRZY WYSTĄPIENIU
CIĄGŁOŚCI DOSTAW LUB WYSTĄPIENIU AWARII
53
55
61
62
63
64
65
66
67
ZAGROŻEŃ
71
X.
PROCEDURY
WPROWADZANIA
PRZERW
PLANOWYCH
I OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU ENERGII ELEKTRYCZNEJ
74
XI.
ZASADY DOKONYWANIA POMIARÓW
76
XII. WYMAGANIA ZWIĄZANE Z SYSTEMAMI TELETRANSMISYJNYMI
77
XIII. SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI
XIII.1. Oznaczenia skrótów
XIII.2. Pojęcia i definicje zaczerpnięte z aktów prawnych
XIII.3. Dodatkowe pojęcia i definicje
78
78
79
81
ZAŁĄCZNIK NR 1:
WYKAZ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH ORAZ ELEMENTÓW SIECI
ROZDZIELCZEJ KOORDYNOWANYCH PRZEZ OPERATORA SYSTEMU
PRZESYŁOWEGO
ZAŁĄCZNIK NR 2:
WZÓR KARTY AKTUALIZACJI
ZAŁĄCZNIK NR 3:
WZORY WNIOSKÓW O OKREŚLENIE WARUNKÓW PRZYŁĄCZENIA
ZAŁĄCZNIK NR 4:
ZAKRES POMIARÓW I PRÓB EKSPLOATACYJNYCH URZĄDZEŃ SIECI
ELEKTROENERGETYCZNYCH ORAZ TERMINY ICH WYKONANIA
ZAŁĄCZNIK NR 5:
SZCZEGÓŁOWE WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK
WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI ROZDZIELCZEJ
ZAŁĄCZNIK NR 6:
REGULAMIN BILANSOWANIA I ROZLICZEŃ W SIECI ROZDZIELCZEJ
-4-
Przeznaczenie instrukcji
Instrukcja jest przeznaczona dla pracowników zatrudnionych na stanowiskach dozoru
i eksploatacji, zajmujących się przyłączeniami, obrotem energią elektryczną, świadczeniem
usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacją sieci oraz urządzeń
elektroenergetycznych.
Instrukcja powinna znajdować się w następujących jednostkach organizacyjnych :
1. Wydział Ruchu – Zakładowa Dyspozycja Ruchu,
2. Wydział Rynku Hurtowego,
3. Wydział Obrotu,
4. Wydział Wykonawstwa,
5. Rejon Dystrybucji Słupsk, Człuchów, Lębork, Bytów,
6. Rejon Obrotu Słupsk, Człuchów, Lębork, Bytów,
7. Wydział Inwestycji i Remontów,
8. Wydział Zarządzania Majątkiem Sieciowym – Sekcja Programowania Rozwoju,
9. Wydział Zarządzania Majątkiem Sieciowym – Sekcja Utrzymania Sieci.
oraz w Spółce Elektrownie Wodne Słupsk Sp. z o.o.
Przyjęcie instrukcji do stosowania
Stwierdzam, że zapoznałem się z treścią niniejszej instrukcji i znane mi są jej
postanowienia, które zobowiązuję się przestrzegać:
Imię i nazwisko
Stanowisko służbowe
Data
Podpis
-5-
Karty aktualizacji instrukcji
Instrukcja powinna być aktualizowana zgodnie z wymogami zawartymi w pkt. II.24.
Za aktualizację instrukcji odpowiedzialny jest Wydział Zarządzania Majątkiem Sieciowym.
Imię i nazwisko
aktualizującego
Numer
karty
Data
aktualizacji
Podpis osoby
zatwierdzającej aktualizację
Szymon Jankowski
175/01/04
1.10.2004
Dyrektor ds. Technicznych
mgr inż. Andrzej Bujno
-6-
I.
WPROWADZENIE
Według stanu na koniec 2003 r. sieć rozdzielcza, której ruch prowadzi Zakład
Energetyczny Słupsk Spółka Akcyjna składała się z następujących elementów:
•
527 km linii 110 kV, 4 956 km linii 15 kV, 5 276 km linii 0,4 kV,
•
3 425 szt. stacji elektroenergetycznych, w tym:
•
•
21 szt. stacji o górnym napięciu 110 kV,
•
3 404 szt. stacji o górnym napięciu 15 kV,
3 469 szt. transformatorów o łącznej mocy znamionowej 1 343 MVA.
Do elektroenergetycznej sieci rozdzielczej, której ruch prowadzi Zakład Energetyczny
Słupsk Spółka Akcyjna są przyłączone urządzenia wytwórców i odbiorców końcowych.
Według stanu na koniec 2003 r. do sieci 110 kV jest przyłączonych 3 szt. generatorów
o mocy osiągalnej 150 MW, do sieci średniego napięcia 18 szt. generatorów o mocy
osiągalnej 8,180 MW, do sieci niskiego napięcia 35 szt. generatorów o mocy osiągalnej
2,377 MW. Liczba odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej wynosi
165 347 odbiorców, z tego do sieci średniego napięcia 119 odbiorców o łącznej mocy
umownej 61 MW, natomiast do sieci niskiego napięcia 165 228 odbiorców.
Elektroenergetyczna sieć rozdzielcza, której ruch prowadzi Zakład Energetyczny Słupsk
Spółka Akcyjna jest połączona z siecią przesyłową 220 i 400 kV oraz siecią rozdzielczą,
której ruch prowadzą następujące spółki dystrybucyjne:
•
Zakład Energetyczny Koszalin Spółka Akcyjna,
•
Gdańska Kompania Energetyczna Spółka Akcyjna,
•
Grupa Energetyczna ENEA S.A. Oddział w Bydgoszczy
a nie jest połączona z siecią elektroenergetyczną zagranicznych operatorów. Schemat
blokowy połączeń sieci rozdzielczej, której ruch prowadzi Zakład Energetyczny Słupsk
Spółka z siecią przesyłową 400 i 220 kV oraz z siecią rozdzielczą sąsiednich spółek
dystrybucyjnych przedstawiono na rys. 1.
Elektroenergetyczna sieć rozdzielcza, której ruch Zakład Energetyczny Słupsk Spółka
Akcyjna jest połączona z siecią przesyłową 220 i 400 kV za pomocą 3 szt. transformatorów
o łącznej mocy znamionowej 650 MVA, natomiast z siecią rozdzielczą, której ruch prowadzi:
•
Zakład Energetyczny Koszalin Spółka Akcyjna
•
•
Gdańska Kompania Energetyczna Spółka Akcyjna
•
•
6 liniami 110kV o łącznej przepustowości 420 MW,
2 liniami 110kV o łącznej przepustowości 163 MW,
•
1 linią 110kV o przepustowości 47 MW.
-7-
GPZ Wicko
Darłowo
GPZ Ustka
stacja Słupsk
Wierzbięcino
Dunowo
Sianów
GPZ Lębork
Krzywoustego
Opalino
Bożepole
Żarnowiec
GPZ Sławno
Białogard
Szczecinek
Grzmiąca
Dunowo
Gdańsk
stacja Żydowo
Krzewina
GPZ Czarne
Szczecinek
GPZ Człuchów
Chojnice
połączenia 110 kV
Zakład Energetyczny Koszalin Spółka Akcyjna
połączenia 220 kV
Gdańska Kompania Energetyczna Spółka Akcyjna
połączenia 400 kV
Rys.1. Schemat blokowy połączeń sieci rozdzielczej, której ruch prowadzi Zakład
Energetyczny Słupsk S.A. z siecią przesyłową i sieciami rozdzielczymi sąsiednich spółek
dystrybucyjnych.
-8-
II.
II.1.
Zakład Energetyczny Słupsk Spółka Akcyjna jako operator systemu rozdzielczego
wprowadza niniejszą Instrukcję ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej, zwaną
w dalszej części IRiESR, na podstawie § 29 rozporządzenia Ministra Gospodarki
z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia
podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną,
świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz
standardów jakościowych obsługi odbiorców.
II.2.
Zakład Energetyczny Słupsk Spółka Akcyjna jako operator systemu rozdzielczego
prowadzi ruch i eksploatację sieci rozdzielczej zgodnie z IRiESR.
II.3.
Niniejsza IRiESR uwzględnia wymagania zawarte w następujących aktach
prawnych:
a) ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, Dz. U. 97.54.348
z późniejszymi zmianami,
b) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 28
kwietnia 2003 r. w sprawie szczegółowych zasad stwierdzania posiadania
kwalifikacji przez osoby zajmujące się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci,
Dz. U. 03.89.828,
c) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 12
lutego 2003 r. w sprawie zapasów paliw w przedsiębiorstwach energetycznych,
Dz. U. 03.39.338,
d) Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 11 marca 2003 r. w sprawie
szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw
stałych lub ciekłych oraz w dostarczaniu i poborze paliw gazowych, energii
elektrycznej lub ciepła, Dz. U. 03.59.518,
e) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 20
stycznia 2003 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez odbiorców
prawa do korzystania z usług przesyłowych, Dz. U. 2003.17.158,
f) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 17 września 1999 r. w sprawie
bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach i instalacjach
energetycznych, Dz. U. 99.80.912,
g) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 11 sierpnia 2000 r. w sprawie
przeprowadzania
kontroli
przez
przedsiębiorstwa
energetyczne,
Dz. U. 00.75.866,
-9-
h) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie
szczegółowych
warunków
przyłączenia
podmiotów
do
sieci
elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług
przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów
jakościowych obsługi odbiorców, Dz. U. 00.85.957,
i) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 23
kwietnia 2004 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji
taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną, Dz. U. 04.105.1114,
j) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 30
maja 2003 r. w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii
elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej
wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, Dz. U. 03.104.971.
II.4.
Przepisy IRiESR są zgodne z regulacjami określonymi w Instrukcji ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej, opracowanej przez operatora systemu
przesyłowego i obejmującej część ogólną oraz części szczegółowe.
II.5.
Przedmiotem IRiESR są procedury i zasady wykonywania czynności związanych
z ruchem sieciowym i eksploatacją sieci rozdzielczej, obejmujące:
a) standardy techniczne pracy sieci rozdzielczej,
b) współpracę z innymi operatorami i podmiotami przyłączonymi do sieci
rozdzielczej,
c) przyłączanie podmiotów do sieci rozdzielczej,
d) eksploatację urządzeń, sieci i instalacji,
e) prowadzenie ruchu sieci rozdzielczej,
f) postępowanie w przypadku zagrożeń ciągłości dostaw energii elektrycznej,
g) procedury wprowadzania przerw i ograniczeń w dostarczaniu energii
elektrycznej,
oraz zasady bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej.
II.6.
W zakresie procedur i zasad wykonywania czynności związanych z ruchem
sieciowym i eksploatacją sieci postanowienia IRiESR dotyczą stacji
i rozdzielni elektroenergetycznych, linii napowietrznych i kablowych 110 kV, SN
i nN, niezależnie od praw własności.
II.7.
Postanowienia IRiESR obowiązują następujące podmioty:
a) operatorów systemów rozdzielczych,
b) wytwórców przyłączonych do sieci rozdzielczej,
c) odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej,
d) operatorów handlowo-technicznych dysponujących jednostkami grafikowymi
znajdującymi się w sieci rozdzielczej zarządzanej przez Zakład Energetyczny
Słupsk Spółka Akcyjna,
- 10 -
e) operatorów handlowych prowadzących towarowy obrót energią elektryczną
wprowadzaną lub pobieraną z sieci rozdzielczej zarządzanej przez Zakład
Energetyczny Słupsk Spółka Akcyjna,
f) giełdy energii,
g) podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej.
II.8.
Dokumentami związanymi z IRiESR są w szczególności:
a) opracowywana i przyjęta do stosowania przez operatora systemu przesyłowego
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej,
b) opracowywane i przyjęte do stosowania przez operatora systemu
rozdzielczego: Instrukcja eksploatacji układów automatyki i zabezpieczeń,
pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń
elektrycznych, instrukcje eksploatacji obiektów i urządzeń, instrukcje ruchowe
oraz instrukcje organizacji bezpiecznej pracy.
II.9.
Operator systemu rozdzielczego prowadzi ruch i eksploatację sieci rozdzielczej.
W tym zakresie jest on zobowiązany zgodnie z rozporządzeniem Ministra
Gospodarki, o którym mowa w p. II.3.h do:
a) utrzymania we właściwym stanie technicznym sieci oraz jej połączeń z innymi
sieciami,
b) opracowywania i uzgadniania
w dostarczaniu energii elektrycznej,
planów
wprowadzania
ograniczeń
c) zapewniania ciągłości, niezawodności i efektywności funkcjonowania sieci,
d) rozwoju sieci oraz połączeń z innymi sieciami w celu zapewnienia ciągłości
i niezawodności dostarczania energii elektrycznej.
II.10.
Zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki, o którym mowa w p. II.3.h,
do obowiązków operatora systemu rozdzielczego należy:
a) prowadzenie ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej w sposób zapewniający
bezpieczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) oraz równe
traktowanie stron,
b) dotrzymywanie parametrów i warunków umożliwiających dostarczanie energii
elektrycznej o jakości wymaganej w odrębnych przepisach,
c) zapewnienie
funkcjonowania
połączeń
z
innymi
systemami
elektroenergetycznymi, w zakresie wynikającym z umowy zawartej
z operatorem systemu przesyłowego,
d) prognozowanie zapotrzebowania na moc i energię elektryczną dla obszaru
swojego działania,
e) sporządzanie i udostępniania koordynacyjnych planów produkcji energii
elektrycznej, utrzymywania mocy dyspozycyjnej, w tym planu sporządzanego
na okres roku, oraz przekazywanie tych planów operatorowi systemu
przesyłowego, w terminie do dnia 15 listopada roku poprzedniego,
- 11 -
f) sporządzanie i udostępniania dobowych planów pracy jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci rozdzielczej,
g) dysponowanie mocą jednostek wytwórczych, o których mowa w p. f), oraz
sterowanie przepływami energii elektrycznej w sieci rozdzielczej, w celu
realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej i świadczenia usług
przesyłowych,
h) sterowanie przepływami energii elektrycznej w sieci
z uwzględnieniem wymiany z innymi połączonymi sieciami,
rozdzielczej,
i) zapewnianie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy oraz usług
systemowych (w dalszej części określanych jako regulacyjne usługi
systemowe), w celu dotrzymania standardowych parametrów energii
elektrycznej, w zakresie wynikającym z umowy zawartej z operatorem
systemu przesyłowego,
j) wprowadzanie, na zasadach określonych w odrębnych przepisach, ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
k) likwidowanie awarii lub zagrożeń dla bezpiecznej pracy sieci rozdzielczej,
l) zbieranie i udostępnianie zagregowanych danych oraz informacji niezbędnych
dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego kraju,
m) określanie, rejestrowanie i udostępnianie parametrów dotyczących pracy
systemów rozdzielczych, wynikających z wymagań jego prawidłowej pracy
i mających istotne znaczenie dla prowadzenia handlu energią elektryczną,
n) przekazywanie planów rozwoju sieci operatorowi systemu przesyłowego,
w zakresie sieci o napięciu znamionowym 110 kV.
II.11.
Praca wybranych i uzgodnionych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
110 kV oraz elementów sieci rozdzielczej 110 kV jest koordynowana przez
operatora systemu przesyłowego, w sposób zapewniający bezpieczną pracę
systemu elektroenergetycznego i równe traktowanie stron. Zasady wyboru
jednostek wytwórczych i elementów sieci rozdzielczej 110 kV są określone
w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
II.12.
Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, ze względów
funkcjonalnych KSE dzieli się na sieć zamkniętą i sieć promieniową.
Sieć zamkniętą definiuje się jako sieć, w której przepływy energii elektrycznej
zależą przede wszystkim od rozłożenia wytwarzania na jednostki wytwórcze oraz
w której przepływy energii nie zależą wyłącznie od jednego operatora.
II.13.
Na sieć zamkniętą składa się sieć przesyłowa 750, 400 i 220 kV oraz część sieci
rozdzielczej 110 kV. Część sieci rozdzielczej 110 kV tworząca wraz siecią
przesyłową – sieć zamkniętą podlega koordynacji realizowanej przez operatora
systemu przesyłowego. Sieć ta jest zwana dalej siecią rozdzielczą koordynowaną.
II.14.
Granice sieci zamkniętej wyznaczają punkty zasilania sieci (PZS) oraz punkty
wyjścia z sieci (PWS). Model sieci zamkniętej obejmujący PZS, PWS oraz łączące
je elementy sieciowe opracowuje i udostępnia operator systemu przesyłowego
zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
- 12 -
II.15.
Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej operator systemu
przesyłowego koordynuje ruchowo wszystkie jednostki wytwórcze, nie będące
jednostkami wytwórczymi centralnie dysponowanymi (JWCD), przyłączone
do sieci rozdzielczej koordynowanej.
II.16.
Wykaz koordynowanych jednostek wytwórczych oraz elementów sieci
rozdzielczej koordynowanej, o których mowa w p. II.13 i II.15 jest zamieszczony
w załączniku nr 1.
II.17.
Operatorzy systemów rozdzielczych ponoszą odpowiedzialność za skutki
zaniechania działań lub skutki swoich działań.
II.18.
Operator systemu przesyłowego ponosi odpowiedzialność za skutki zaniechania
działań lub skutki swoich działań, w tym także działań wynikających
z koordynacji części sieci rozdzielczej 110 kV – sieci rozdzielczej koordynowanej,
o których mowa w p. II.13 i II.15.
II.19.
W razie wątpliwości operator systemu przesyłowego lub operator systemu
rozdzielczego pisemnie uzasadniają treść wydanych przez siebie poleceń
w zakresie prowadzenia i koordynacji ruchu sieci.
II.20.
IRiESR wchodzi w życie z datą określoną przez Zarząd Zakładu Energetycznego
Słupsk Spółka Akcyjna w uchwale zatwierdzającej IRiESR. Data wejścia w życie
IRiESR jest wpisywana na jej stronie tytułowej.
II.21.
Niniejsza IRiESR obowiązuje wszystkie podmioty wymienione w p. II.7 będące
stronami aktualnych umów o przyłączenie, umów o świadczenie usług
przesyłowych (umów przesyłowych) lub umów sprzedaży energii elektrycznej,
zawartych z operatorem systemu rozdzielczego.
II.22.
IRiESR przestaje obowiązywać podmioty z datą jednoczesnego spełnienia
następujących dwóch warunków:
a) odłączenie podmiotu od sieci rozdzielczej,
b) rozwiązanie umowy przesyłowej lub umowy sprzedaży energii elektrycznej.
II.23.
Operator systemu rozdzielczego udostępnia do wglądu IRiESR każdemu
podmiotowi zawierającemu z nim umowę o przyłączenie, przy wydawaniu
warunków przyłączenia. Niniejszą IRiESR otrzymują do wglądu również
podmioty zawierające z operatorem systemu rozdzielczego umowę przesyłową lub
umowę sprzedaży energii elektrycznej. Udostępnienie IRiESR do wglądu jest
bezpłatne, natomiast przekazanie egzemplarza IRiESR zainteresowanym
podmiotom odbywa się po kosztach jej powielenia.
II.24.
W zależności od potrzeb operator systemu rozdzielczego przeprowadza
aktualizację IRiESR. W szczególności aktualizacja jest dokonywana przy zmianie
wymogów prawa, zmianie parametrów sieci uzgodnionych pomiędzy operatorami
lub zmianie zapisów Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
- 13 -
II.25.
Aktualizacja IRiESR jest dokonywana poprzez wydanie karty aktualizacji
lub poprzez opracowanie i wydanie nowej IRiESR. Karty aktualizacji stanowią
integralną część IRiESR i są zamieszczane na jej końcu, natomiast wzór karty
aktualizacji stanowi załącznik nr 2.
II.26.
Operator systemu rozdzielczego powiadamia o aktualizacji IRiESR te podmioty,
których wzajemne relacje z operatorem systemu rozdzielczego ulegają zmianie
w wyniku aktualizacji IRiESR. Karty aktualizacji operator systemu rozdzielczego
udostępnia bezpłatnie zainteresowanym podmiotom do wglądu lub przekazuje po
kosztach powielenia.
II.27.
Operator systemu rozdzielczego decyduje o publikacji IRiESR wraz z kartami
aktualizacji na własnych, ogólnodostępnych stronach internetowych.
II.28.
Za bieżącą aktualizację IRiESR oraz udostępnianie lub przekazywanie kart
aktualizacji jest odpowiedzialna komórka organizacyjna operatora systemu
rozdzielczego podana na stronie tytułowej.
II.29.
Operator systemu rozdzielczego udostępnia do wglądu aktualną Instrukcję ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej zainteresowanym podmiotom przyłączonym do
sieci rozdzielczej, których dotyczą regulacje w niej zawarte. Ponadto operator
systemu rozdzielczego wskazuje miejsce i możliwości jej pozyskania.
- 14 -
III. STANDARDY TECHNICZNE PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ
III.1.
Wyróżnia się następujące dane znamionowe sieci rozdzielczej:
a) napięcia znamionowe wynoszące: 110, 60, 30, 20, 15, 10, 6 kV oraz 0,4 kV,
b) częstotliwość znamionowa wynosząca 50 Hz.
III.2.
Regulacja częstotliwości w KSE jest prowadzona przez operatora systemu
przesyłowego. Standardy techniczne w tym zakresie są określone
w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.h.
III.3.
O ile umowa sprzedaży energii elektrycznej nie stanowi inaczej, dopuszczalne
średnie odchylenia napięcia od znamionowego w czasie 15 minut, w węzłach sieci
do których są przyłączeni odbiorcy końcowi pobierający moc nie większą od mocy
przyłączeniowej, przy współczynniku tgϕ nie większym niż 0,4:
a) dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV powinny zawierać się w przedziale
±10 %,
b) dla sieci o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV powinny zawierać się
w przedziale od −10 % do +5 %.
III.4.
O ile umowa sprzedaży energii elektrycznej nie stanowi inaczej, współczynnik
odkształcenia napięcia oraz zawartość poszczególnych harmonicznych
odniesionych do harmonicznej podstawowej, nie mogą przekraczać odpowiednio:
a) 2,5 % i 1,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie
wyższym niż 110 kV i wyższym niż 30 kV,
b) 5,0 % i 3,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie
wyższym niż 30 kV i wyższym niż 1 kV,
c) 8,0 % i 5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie
wyższym niż 1 kV.
III.5.
W ustalonym stanie pracy sieci rozdzielczej powinny być spełnione następujące
warunki techniczne:
a) obciążenia prądowe poszczególnych elementów sieci powinny być niższe
od dopuszczalnych długotrwale,
b) napięcia w poszczególnych węzłach sieci powinny mieścić się w granicach
dopuszczalnych, zgodnie z p. III.3,
c) moce (prądy) zwarciowe nie powinny przekraczać
wyłączalnych zainstalowanych wyłączników,
mocy
(prądów)
d) JWCD przyłączone do sieci rozdzielczej 110 kV powinny pracować, zgodnie
z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, z zapasem równowagi
statycznej większym od ς=8÷20 %, w zależności od sposobu regulacji napięcia
wzbudzenia. Przyjmuje się, że w przypadku braku możliwości regulacji
napięcia wzbudzenia jednostka wytwórcza powinna pracować z 20 % zapasem
równowagi statycznej.
- 15 -
III.6.
Warunki techniczne o których mowa w p. III.5, w zakresie JWCD,
koordynowanych jednostek wytwórczych oraz sieci rozdzielczej koordynowanej
są uzgadniane z operatorem systemu przesyłowego.
III.7.
Sieć rozdzielcza 110 kV pracuje z bezpośrednio uziemionym punktem neutralnym
w taki sposób, aby we wszystkich stanach ruchowych współczynnik zwarcia
doziemnego, określony jako stosunek maksymalnej wartości napięcia fazowego
podczas zwarcia z ziemią do wartości znamionowej napięcia fazowego w danym
punkcie sieci, nie przekraczał wartości 1,4.
III.8.
Spełnienie wymagań określonych w p. III.7 jest możliwe, gdy spełnione
są następujące zależności:
1 ≤
X0
R
≤ 3 oraz 0 ≤ 1,
X1
X1
gdzie X1 oznacza reaktancję zastępczą dla składowej symetrycznej zgodnej
obwodu zwarcia doziemnego, natomiast X0 i R0 – odpowiednio reaktancję
i rezystancję dla składowej symetrycznej zerowej obwodu zwarcia doziemnego.
III.9.
Warunki pracy punktu neutralnego transformatorów 110/SN i SN/nN określa
właściwy operator systemu rozdzielczego. Operator systemu przesyłowego
koordynuje pracę punktów neutralnych transformatorów 110/SN, a ich wykaz
zamieszczono w załączniku nr 1.
III.10.
Dopuszcza się okresowo w sieci rozdzielczej pracę wyłączników z przekroczoną
mocą wyłączalną, po wyrażeniu zgody na taką pracę przez operatora systemu
rozdzielczego, który ponosi odpowiedzialność za ewentualne skutki wynikające
z pracy tych urządzeń.
III.11.
Każda stacja, w której występuje napięcie znamionowe 110 kV musi mieć
zapewnione rezerwowe zasilanie potrzeb własnych, na czas niezbędny
dla zachowania bezpieczeństwa jej obsługi w stanach awaryjnych.
III.12.
Wymagany czas rezerwowego zasilania potrzeb własnych dla stacji
elektroenergetycznych ustala operator systemu rozdzielczego. Dla sieci
rozdzielczej koordynowanej wymagane jest uzgodnienie z operatorem systemu
przesyłowego, uwzględniające uzasadnione kryteria i warunki technicznego
doboru czasu rezerwowego zasilania potrzeb własnych stacji.
III.13.
Nastawienia automatyk i zabezpieczeń urządzeń i instalacji podmiotów
przyłączonych do sieci rozdzielczej muszą być skoordynowane z nastawieniami
automatyk i zabezpieczeń sieci rozdzielczej.
III.14.
Linie o napięciu 110 kV wyposaża się w następujące układy elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej:
a) jedno zabezpieczenie podstawowe,
b) zabezpieczenia reagujące na zwarcia z ziemią,
c) urządzenia automatyki 3 fazowego SPZ.
- 16 -
III.15.
Linie blokowe na napięciu 110 kV powinny być wyposażone w następujące układy
elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej:
a) dwa zabezpieczenia podstawowe umożliwiające wyłączenia 3 fazowe,
b) zabezpieczenie reagujące na zwarcia z ziemią w linii blokowej i sieci
zewnętrznej,
c) elementy układów APKO, jeśli są wymagane,
d) układ bezwarunkowego wyłączenia wyłącznika blokowego od sygnału
przesłanego z nastawni blokowej.
Wszystkie zabezpieczenia linii blokowej powinny działać na 3 fazowe wyłączenie
wyłącznika blokowego.
III.16.
Szyny zbiorcze rozdzielni w stacjach o górnym napięciu 110 kV, dla których
z warunków zachowania równowagi dynamicznej wynika konieczność
zastosowania zabezpieczenia szyn, należy wyposażyć w jeden zespół
zabezpieczenia szyn, zapewniający wyłączenie systemów (sekcji) szyn zbiorczych,
w tym także zwarć zlokalizowanych między wyłącznikiem a przekładnikiem
prądowym w polach łączników szyn.
III.17.
Operator systemu rozdzielczego określa indywidualnie rodzaj lub warunki
współpracy automatyk i zabezpieczeń oraz środków ochrony przeciwporażeniowej
stosowanych przez odbiorców przyłączonych do sieci SN i nN, przy wydaniu
warunków przyłączenia oraz zmianie warunków pracy sieci rozdzielczej.
- 17 -
IV. WSPÓŁPRACA
OPERATORA
Z INNYMI OPERATORAMI
IV.1.
SYSTEMU
ROZDZIELCZEGO
Operator systemu rozdzielczego współpracuje z następującymi krajowymi
operatorami:
a) operatorem systemu przesyłowego,
b) operatorami systemów rozdzielczych,
c) operatorami handlowo-technicznymi,
d) operatorami handlowymi.
IV.2.
Zasady i zakres współpracy operatora systemu rozdzielczego z operatorem
systemu przesyłowego określa oprócz IRiESR również Instrukcja ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.3.
Szczegółowe zasady współpracy pomiędzy sąsiednimi operatorami systemów
rozdzielczych są określone w rozdz. V i VII.
IV.4.
Operatorzy handlowo-techniczni oraz operatorzy handlowi pełnią funkcję
operatorów rynku. Współpraca operatora systemu rozdzielczego z tymi
operatorami jest związana z uczestnictwem podmiotów przyłączonych do sieci
rozdzielczej w rynku bilansującym.
IV.5.
Udział podmiotu przyłączonego do sieci rozdzielczej w rynku bilansującym jest
możliwy, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, na dwa
sposoby:
a) podmiot staje się uczestnikiem rynku bilansującego po podpisaniu umowy
przesyłowej z operatorem systemu przesyłowego oraz właściwym operatorem
systemu rozdzielczego (uczestnictwo bezpośrednie). Zasady funkcjonowania
takiego podmiotu określa Regulamin rynku bilansującego stanowiący część
szczegółową Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej,
b) podmiot uczestniczy w rynku bilansującym w sposób pośredni poprzez
operatora systemu rozdzielczego, po podpisaniu umowy przesyłowej jedynie
z właściwym operatorem systemu rozdzielczego. Podmiot dokonuje zgłoszeń
danych technicznych i handlowych wyłącznie do operatora systemu
rozdzielczego, natomiast zasady rozliczeń reguluje umowa przesyłowa,
uwzględniająca zapisy Regulaminu bilansowania i rozliczeń w sieci
rozdzielczej, stanowiącego załącznik nr 6 do IRiESR.
IV.6.
Realizacja procesu zbierania, przekazywania i wymiany informacji pomiędzy
podmiotami uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym, zgodnie
z p. IV.5.a, odbywa się za pomocą Systemu Wymiany Informacji o Rynku Energii
(WIRE) oraz Systemu Operatywnej Współpracy z Elektrowniami (SOWE).
Wymiana informacji w systemach WIRE i SOWE realizowana jest zgodnie
z wymogami określonymi w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
- 18 -
IV.7.
Operator systemu rozdzielczego ustala którzy wytwórcy i odbiorcy końcowi
przyłączeni do sieci rozdzielczej są zobowiązani do pośredniego uczestnictwa
w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.b. Szczegółowy wykaz podmiotów oraz
harmonogram i zasady zgłaszania przez podmioty do operatora systemu
rozdzielczego grafików handlowych, a także zasady rozliczania odchyleń od tych
grafików określa Regulamin bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej,
stanowiący załącznik nr 6.
IV.8.
Wytwórcy i odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci rozdzielczej i uczestniczący
w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a pełnią samodzielnie lub upoważniają
właściwy podmiot do pełnienia funkcji operatora handlowo-technicznego.
Upoważnienie podmiotu do pełnienie funkcji operatora handlowo-technicznego
odbywa się na podstawie umowy.
IV.9.
Operator handlowo-techniczny jest dysponentem jednostek grafikowych,
dla których wyznacza pozycje kontraktowe poprzez grafikowanie umów sprzedaży
energii elektrycznej oraz dla których opracowuje oferty bilansujące, zgodnie
z zasadami określonymi w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.10.
Operator systemu rozdzielczego grafikuje umowy sprzedaży energii elektrycznej
jednostek wytwórczych i odbiorców końcowych przyłączonych do sieci
rozdzielczej nie uczestniczących w rynku bilansującym (bezpośrednio lub
pośrednio).
IV.11.
Przedsiębiorstwa obrotu i giełdy energii pełnią samodzielnie lub upoważniają
właściwy podmiot do pełnienia funkcji operatora handlowego. Upoważnienie
podmiotu do pełnienie funkcji operatora handlowego odbywa się na podstawie
umowy.
IV.12.
Operator handlowy jest dysponentem jednostek grafikowych przedsiębiorstw
obrotu, odpowiedzialnym za przygotowywanie grafików handlowych pracy
jednostek grafikowych przedsiębiorstwa obrotu i przekazywanie ich do
właściwego operatora.
IV.13.
Każda jednostka grafikowa może mieć tylko jednego operatora handlowotechnicznego lub operatora handlowego, natomiast każdy operator handlowotechniczny lub handlowy może dysponować wieloma jednostkami grafikowymi
i działać jednocześnie w sieciach wielu operatorów.
IV.14.
Operatorzy handlowo-techniczni oraz operatorzy handlowi prowadzą działalność
w zakresie własnych jednostek grafikowych lub w zakresie innych jednostek
grafikowych, na podstawie umów zawartych z podmiotami, które reprezentują
oraz z właściwym operatorem, po spełnieniu warunków określonych przez tego
operatora.
IV.15.
Operator handlowo-techniczny i operator handlowy jest zobowiązany do
podpisania stosownej umowy z operatorem systemu przesyłowego oraz
z właściwymi operatorami systemu rozdzielczego, jeżeli ich działalność dotyczy
jednostek grafikowych przyłączonych do sieci rozdzielczej.
- 19 -
IV.16.
Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej operator handlowy
dysponujący jednostkami grafikowymi giełdy energii jest zobowiązany
do podpisania stosownej umowy wyłącznie z operatorem systemu przesyłowego.
IV.17.
Uzgodnienia pomiędzy operatorem systemu rozdzielczego a operatorami
handlowo-technicznymi lub operatorami handlowymi są zawierane w postaci
aneksu do umowy przesyłowej lub w postaci odrębnej umowy przesyłowej.
IV.18.
W przypadku nie posiadania umowy o przyłączenie lub umowy przesyłowej
zawartej z operatorem systemu rozdzielczego, podmiot może pełnić funkcję
operatora handlowo-technicznego lub operatora handlowego po wystąpieniu
do operatora systemu rozdzielczego ze stosownym wnioskiem i po podpisaniu
umowy przesyłowej, zgodnie z procedurą zapisaną w punktach IV.23., IV.24. oraz
IV.25.
IV.19.
Umowy przesyłowe, o których mowa w p. IV.17 i IV.18 stanowią podstawę
rejestracji podmiotów pełniących funkcje operatorów handlowo-technicznych
i określają w szczególności:
a) dane podmiotu pełniącego funkcję operatora handlowo-technicznego,
b) imienną listę osób wraz z danymi teleadresowymi przeznaczonych
do bezpośredniego kontaktu z operatorem systemu rozdzielczego,
c) wykaz jednostek grafikowych i miejsc dostarczania,
d) inne dane określone w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.20.
Umowy przesyłowe zawierane z operatorami handlowymi, o których mowa
w p. IV.17 i IV.18 określają w szczególności:
a) dane podmiotu,
b) imienną listę osób wraz z danymi teleadresowymi przeznaczonych
do bezpośredniego kontaktu z operatorem systemu rozdzielczego,
c) wykaz jednostek grafikowych dysponowanych przez operatora handlowego,
d) inne dane określone w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.21.
Szczegółowe obowiązki podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej lub
właściwych operatorów handlowo-technicznych i operatorów handlowych,
wynikające z uczestnictwa w procesie prowadzenia ruchu sieci i bilansowania
popytu i podaży energii elektrycznej znajdują się w rozdz. VII oraz w Instrukcji
ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.22.
Operator systemu rozdzielczego prowadzi i na bieżąco aktualizuje jawny rejestr
podmiotów działających w imieniu i na rzecz wytwórców i odbiorców
przyłączonych do sieci rozdzielczej (w tym operatorów handlowo-technicznych)
oraz rejestr podmiotów działających w imieniu i na rzecz przedsiębiorstw obrotu
(w tym operatorów handlowych).
IV.23.
Procedura rozpoczęcia świadczenia usług przesyłania przez operatora systemu
rozdzielczego obejmuje:
a) wystąpienie podmiotu do operatora systemu rozdzielczego z wnioskiem
o zawarcie umowy przesyłowej,
- 20 -
b) określenie przez operatora systemu rozdzielczego możliwości i warunków
świadczenia usług przesyłowych,
c) uzgadnianie i podpisanie umowy przesyłowej,
d) rozpoczęcie świadczenia usług.
IV.24.
Wniosek o zawarcie umowy przesyłowej powinien zawierać w szczególności:
a) dane identyfikacyjne podmiotu,
b) planowane moce umowne,
c) planowane ilości przesyłanej energii elektrycznej,
d) termin rozpoczęcia i zakończenia świadczenia usług przesyłowych,
e) wymagane parametry jakości energii i niezawodności dostaw,
f) miejsca dostawy lub odbioru energii elektrycznej,
g) warunki rezerwowej sprzedaży lub dostarczania energii elektrycznej,
h) warunki eksploatacyjno-ruchowe, odmienne niż określono w IRiESR,
i)
IV.25.
zobowiązanie do przestrzegania IRiESR, w tym zobowiązanie
do dostosowania swoich systemów teleinformatycznych do wymagań
określonych przez operatora systemu rozdzielczego.
Operator systemu rozdzielczego określa możliwości i warunki świadczenia usług
przesyłania w terminie zależnym od zakresu niezbędnych do wykonania analiz,
lecz nie dłuższym niż 1 miesiąc od daty złożenia przez podmiot wniosku.
W przypadku braku możliwości świadczenia usług przesyłania na warunkach
określonych przez podmiot we wniosku, operator systemu rozdzielczego określa
techniczne i ekonomiczne warunki umożliwiające spełnienie wymagań podmiotu
składającego wniosek, o ile takie są możliwe.
- 21 -
V.
PRZYŁĄCZANIE
DO
SIECI
INSTALACJI I INNYCH SIECI
ROZDZIELCZEJ
URZĄDZEŃ,
V.1.
ZASADY PRZYŁĄCZANIA
V.1.1.
Przyłączanie podmiotów do sieci rozdzielczej następuje na podstawie umowy
o przyłączenie i po spełnieniu warunków przyłączenia, określonych przez
przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii
elektrycznej (przedsiębiorstwo sieciowe), do którego sieci podmiot ubiega się
o przyłączenie.
V.1.2.
Procedura przyłączenia podmiotu do sieci rozdzielczej obejmuje:
a) pozyskanie przez podmiot od przedsiębiorstwa sieciowego odpowiedniego dla
danej grupy przyłączeniowej wniosku o określenie warunków przyłączenia,
b) złożenie przez podmiot w przedsiębiorstwie sieciowym wniosku
o określenie warunków przyłączenia, zgodnego ze wzorem obowiązującym
w danym przedsiębiorstwie sieciowym,
c) wydanie przez przedsiębiorstwo sieciowe warunków przyłączenia i projektu
umowy o przyłączenie,
d) zawarcie umowy o przyłączenie,
e) realizację przyłączy i niezbędnej rozbudowy sieci.
V.1.3.
Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci składa wniosek o określenie
warunków przyłączenia.
V.1.4.
Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia określa przedsiębiorstwo
sieciowe.
V.1.5.
Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia są zróżnicowane dla
poszczególnych grup przyłączeniowych i stanowią załącznik nr 3.
V.1.6.
Do wniosku, o którym mowa w p. V.1.3 należy załączyć:
a) dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania
z obiektu, w którym będą używane urządzenia lub instalacje elektryczne, lub
oświadczenie o złożeniu takiego dokumentu przed podpisaniem umowy
o przyłączenie,
b) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny, określający usytuowanie przyłączanego
obiektu względem istniejącej sieci oraz sąsiednich obiektów,
c) ekspertyzę wpływu przyłączanych instalacji lub sieci na KSE, gdy wniosek
składają podmioty zaliczane do II grupy przyłączeniowej.
- 22 -
V.1.7.
Warunki przyłączenia w zależności od danych zawartych we wniosku, o którym
mowa w p. V.1.2.a, zawierają w szczególności:
a) miejsce przyłączenia,
b) miejsce dostarczania energii elektrycznej,
c) moc przyłączeniową,
d) rodzaj połączenia z siecią instalacji lub innych sieci określonych we wniosku,
e) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,
f) obowiązujący zakres wymagań wynikających z IRiESR,
g) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego,
h) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i transmisji danych
pomiarowych,
i) rodzaj i usytuowanie automatyk i zabezpieczenia głównego, dane znamionowe
oraz inne niezbędne wymagania w zakresie automatyki zabezpieczeniowej
i sieciowej,
j) wartości: prądów zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączania, prądu
zwarcia doziemnego,
k) wymagany stopień skompensowania mocy biernej,
l) wymagania w zakresie dostosowania przyłączonych urządzeń, instalacji lub
sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego,
m) wymagania w zakresie automatyk i zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami
elektrycznymi, powodowanymi przez instalacje lub sieci wnioskodawcy,
n) wymagania w zakresie wyposażenia urządzeń, instalacji lub sieci, niezbędnego
do współpracą z siecią, do której urządzenia, instalacje lub sieci
są przyłączane,
o) możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych
od standardowych,
p) dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu ochrony
od porażeń i ochrony przeciwprzepięciowej, w instalacji lub sieci
przyłączanego podmiotu,
q) projektowany koszt wykonania przyłącza.
V.1.8.
Przedsiębiorstwo sieciowe określa warunki przyłączenia w następujących
terminach:
a) 14 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę
zaliczonego do IV, V lub VI grupy przyłączeniowej,
b) 30 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę
zaliczonego do III grupy przyłączeniowej,
c) 3 miesięcy od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę
zaliczonego do II grupy przyłączeniowej.
V.1.9.
Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich określenia.
- 23 -
V.1.10.
Wraz z określonymi przez przedsiębiorstwo sieciowe warunkami przyłączenia
wnioskodawca otrzymuje projekt umowy o przyłączenie.
V.1.11.
W przypadkach, gdy przyłączenie podmiotu do sieci danego przedsiębiorstwa
sieciowego na podstawie opracowywanych przez to przedsiębiorstwo warunków
przyłączenia może wpłynąć na warunki pracy sieci innego przedsiębiorstwa
sieciowego, przedsiębiorstwa sieciowe dokonują między sobą uzgodnień,
w zakresie wzajemnego ponoszenia skutków wynikających z przyłączenia
podmiotu.
V.1.12.
Przedsiębiorstwo sieciowe wydające warunki przyłączenia jest odpowiedzialne
za dokonanie uzgodnień pomiędzy przedsiębiorstwami sieciowymi, o których
mowa w p. V.1.11.
V.1.13.
Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego
warunki przyłączenia wydawane podmiotom ubiegającym się o przyłączenie do
sieci rozdzielczej koordynowanej, w przypadku:
a) połączeń międzysystemowych,
b) połączeń sieciowych pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych,
c) wytwórców,
d) odbiorców o mocy przyłączeniowej nie mniejszej niż 10 MW.
V.1.14.
Uzgodnienie, o którym mowa w p. V.1.13 obejmuje:
a) uzgodnienie zakresu ekspertyzy, niezbędnej do określenia przez operatora
systemu rozdzielczego warunków przyłączenia,
b) uzgodnienie technicznych ustaleń zawartych w warunkach przyłączenia.
V.1.15.
Uzgodnienie, o którym mowa w p. V.1.13 jest realizowane po przekazaniu przez
operatora systemu rozdzielczego do operatora systemu przesyłowego, warunków
przyłączenia wraz z dokumentami:
a) kopią wniosku podmiotu do operatora systemu rozdzielczego o określenia
warunków przyłączenia,
b) ekspertyzą wpływu przyłączanych instalacji lub sieci na KSE.
V.1.16.
Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia realizacji prac
projektowych i budowlano-montażowych na zasadach określonych w tej umowie.
V.1.17.
Umowa o przyłączenie podmiotów do sieci rozdzielczej określa w szczególności:
a) strony zawierające umowę,
b) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia,
c) termin realizacji przyłączenia,
d) wysokość opłaty za przyłączenie oraz sposób jej regulowania,
e) zakres oraz sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji
warunków przyłączenia oraz tryb przyłączania do sieci,
f) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony oraz kontroli
dotrzymywania wymagań określonych w warunkach przyłączenia,
- 24 -
g) terminy przeprowadzania prób i odbiorów częściowych oraz prób końcowych
i ostatecznego odbioru przyłącza i przyłączanych instalacji,
h) miejsce rozgraniczenia własności sieci i instalacji między przedsiębiorstwem
sieciowym a przyłączanym podmiotem,
i) planowane ilości energii elektrycznej pobieranej oraz przewidywany termin
zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy przesyłowej,
j) warunki udostępniania, przez przyłączany podmiot, nieruchomości w celu
budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej dla realizacji przyłączenia,
k) termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków
umowy i jej wypowiedzenia,
l) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym za
opóźnienie terminu realizacji prac.
V.1.18.
Operator systemu rozdzielczego ma prawo do kontroli spełniania przez
przyłączone do sieci rozdzielczej urządzenia, instalacje i sieci wymagań zawartych
w warunkach przyłączenia.
V.1.19.
Szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, o których mowa w p. V.1.18,
reguluje rozporządzenie Ministra Gospodarki podane w p. II.3.g.
V.1.20.
Zagadnienia związane z połączeniem zagranicznej sieci rozdzielczej
z siecią rozdzielczą przedsiębiorstwa sieciowego są regulowane postanowieniami
umów. Połączenia międzysystemowe na napięciu 110 kV są realizowane zgodnie
z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej wyłącznie w układach
wydzielonych, poprzez wyodrębnienie jednostek wytwórczych lub obszarów sieci
rozdzielczej.
V.1.21.
Warunek, o którym mowa w p. V.1.20 nie dotyczy sieci rozdzielczej tworzącej
oddzielny obszar regulacyjny.
V.1.22.
Szczegółowe warunki techniczne jakie powinny spełniać przyłączane do sieci
rozdzielczej urządzenia, instalacje i inne sieci określają rozdziały V.4, V.5 i V.6.
V.1.23.
Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci rozdzielczej są zobowiązane do
projektowania obiektów, urządzeń i instalacji przyłączanych do sieci rozdzielczej
zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami oraz w oparciu o otrzymane
warunki przyłączenia.
V.1.24.
W celu umożliwienia wykonania analiz stanu i rozwoju sieci rozdzielczej,
wskazane przez przedsiębiorstwo sieciowe podmioty ubiegające się o przyłączenie
oraz przyłączone do sieci rozdzielczej przekazują temu przedsiębiorstwu
sieciowemu dane określone w rozdziale V.7. Dane od podmiotów przyłączonych
do sieci rozdzielczej są uaktualniane co dwa lata na wniosek przedsiębiorstwa
sieciowego.
- 25 -
V.1.25.
Wytwórcy przyłączani do sieci rozdzielczej, posiadający koncesję na wytwarzanie
energii elektrycznej, są zobowiązani do dokonania zgłoszenia wielkości mocy
zainstalowanej i osiągalnej do centralnego rejestru jednostek wytwórczych,
prowadzonego przez operatora systemu przesyłowego. Zgłoszenia tego dokonuje
się po przeprowadzeniu, z wynikiem pozytywnym, wymaganych prób i odbiorów
technicznych.
V.1.26.
Rejestracja mocy zainstalowanej i osiągalnej jednostki wytwórczej w centralnym
rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się zgodnie z następującą procedurą:
a) wytwórca przeprowadza ruch próbny, na warunkach uzgodnionych
z operatorem systemu rozdzielczego, przez czas nie krótszy niż 72 godziny,
polegający na nieprzerwanej pracy z pełną mocą, określoną przez producenta
jako moc osiągalna,
b) po pomyślnym zakończeniu ruchu próbnego, wytwórca występuje z pisemnym
wnioskiem do operatora systemu przesyłowego o dokonanie wpisu
w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych. Wniosek powinien być
przekazany do operatora systemu przesyłowego a kopia wniosku do operatora
systemu rozdzielczego, co najmniej na 7 dni przed datą przekazania urządzenia
do eksploatacji,
c) operator systemu przesyłowego w terminie 7 dni, pisemnie potwierdza datę
dokonania wpisu mocy zainstalowanej i osiągalnej nowej jednostki wytwórczej
w centralnym rejestrze,
d) wytwórca przekazuje do operatora systemu rozdzielczego w terminie 7 dni
kopię potwierdzenia wpisu do rejestru otrzymanego od operatora systemu
przesyłowego, o którym mowa w pkt. c).
V.1.27.
Zmiana mocy zainstalowanej jednostki wytwórczej będącej w centralnym rejestrze
jednostek wytwórczych odbywa się na pisemny wniosek wytwórcy.
V.1.28.
Zmiana mocy osiągalnej jednostki wytwórczej przyłączonej do sieci rozdzielczej
będącej w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się zgodnie
z następującą procedurą:
a) wytwórca przeprowadza ruch próbny, na warunkach uzgodnionych
z operatorem systemu rozdzielczego, przez czas nie krótszy niż 72 godziny,
polegający na nieprzerwanej pracy z pełną mocą, określoną przez producenta
jako moc osiągalna,
b) po pomyślnym zakończeniu 72 godzinnego ruchu próbnego, wytwórca
występuje z pisemnym wnioskiem do operatora systemu przesyłowego
o dokonanie zmiany w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych,
przesyłając jednocześnie kopię wniosku do operatora systemu rozdzielczego,
c) operator systemu przesyłowego w terminie 7 dni, pisemnie potwierdza datę
dokonania wpisu mocy zainstalowanej i osiągalnej nowej jednostki wytwórczej
w centralnym rejestrze,
d) wytwórca przekazuje do operatora systemu rozdzielczego w terminie 7 dni
kopię potwierdzenia zmiany w rejestrze otrzymanego od operatora systemu
przesyłowego, o którym mowa w pkt. c).
- 26 -
V.2.
ZASADY WZAJEMNEGO PRZYŁĄCZANIA SIECI ROZDZIELCZEJ
RÓŻNYCH PRZEDSIĘBIORSTW SIECIOWYCH
V.2.1.
Zasady wzajemnego przyłączania sieci rozdzielczej różnych przedsiębiorstw
sieciowych są regulowane umowami i uzgadniane z operatorem systemu
przesyłowego w zakresie dotyczącym sieci rozdzielczej koordynowanej.
V.2.2.
Umowa, o której mowa w p. V.2.1, w zakresie przyłączania sieci różnych
przedsiębiorstw sieciowych powinna określać w szczególności:
a) strony zawierające umowę,
b) przedmiot umowy, w tym warunki przyłączenia,
c) termin realizacji przyłączenia,
d) wysokość kosztów przyłączenia i zasady rozliczeń,
e) zakres i sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji warunków
przyłączenia,
f) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony,
g) terminy przeprowadzania prób, odbiorów częściowych, prób końcowych
i ostatecznego odbioru przyłączenia,
h) miejsce rozgraniczenia praw własności przyłączanych sieci,
i) wykaz osób lub komórek organizacyjnych upoważnionych przez strony
do koordynacji prac wynikających z umowy,
j) zasady i tryb przeprowadzania kontroli dotrzymania warunków umowy,
k) termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków
umowy i jej wypowiedzenia,
l) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym
za opóźnienie terminu realizacji prac.
V.2.3.
Warunki przyłączenia określają w szczególności:
a) moc przyłączeniową,
b) miejsca przyłączenia sieci różnych przedsiębiorstw sieciowych,
c) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,
d) miejsce zainstalowania i rodzaj układów pomiarowo-rozliczeniowych,
e) warunki techniczne pracy sieci, nie spełniające wymagań określonych
w rozdziale V.4 oraz standardów podanych w rozdziale III,
f) wartości prądów zwarć wielofazowych i jednofazowych doziemnych oraz
czasów ich wyłączania w punktach przyłączenia sieci u obydwu
przedsiębiorstw sieciowych,
g) miejsce zainstalowania i warunki współpracy automatyki zabezpieczeniowej
i sieciowej,
- 27 -
h) miejsce zainstalowania, parametry aparatury oraz warunki współpracy
systemów sterowania dyspozytorskiego,
i) podział kompetencji w zakresie nadzoru dyspozytorskiego.
V.2.4.
Informacje, o których mowa w p. V.2.2.e, dotyczą w szczególności wpływu
przyłączania nowych podmiotów do sieci lub zmiany warunków przyłączenia na
pracę sieci innych przedsiębiorstw sieciowych. Związane to jest ze zmianą:
a) przepływów energii elektrycznej na transformatorach i liniach wymiany
pomiędzy sieciami różnych przedsiębiorstw sieciowych,
b) poziomu mocy i prądów zwarciowych,
c) pewności dostaw energii elektrycznej,
d) sposobu likwidacji przerw i zakłóceń w dostawie energii elektrycznej.
V.2.5.
Określone w umowie, o której mowa w p. V.2.1, próby i odbiory częściowe oraz
odbiór końcowy zrealizowanego przyłączenia przeprowadzane są przy udziale
upoważnionych przedstawicieli stron, które zawarły umowę.
V.2.6.
Wyniki prób i odbiorów, o których mowa w p. V.2.5, są potwierdzane przez strony
w protokołach z przeprowadzenia prób i odbiorów.
V.3.
ZASADY ODŁĄCZANIA
V.3.1.
Zasady odłączania podmiotów od sieci rozdzielczej, określone w p. od V.3.2 do
V.3.10 obowiązują operatora systemu rozdzielczego oraz podmioty odłączane,
jeżeli umowa przesyłowa lub umowa sprzedaży energii nie stanowi inaczej.
V.3.2.
Operator systemu rozdzielczego odłącza podmioty od sieci rozdzielczej:
a) w przypadku złożenia przez podmiot wniosku o odłączenie od sieci
rozdzielczej,
b) bez wniosku podmiotu, o ile w wyniku przeprowadzenia kontroli, o której
mowa w p. V.1.18 operator systemu rozdzielczego stwierdzi nie spełnianie
przez przyłączony podmiot warunków umów lub też w przypadku
nieuzasadnionej odmowy odbiorcy na zainstalowanie przedpłatowego układu
pomiarowo-rozliczeniowego i pokrycia kosztów jego zakupu i zainstalowania.
V.3.3.
Wniosek o odłączenie od sieci rozdzielczej składany przez podmiot zawiera
w szczególności:
a) miejsca przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których dotyczy odłączenie,
b) przyczynę odłączenia,
c) proponowany termin odłączenia.
V.3.4.
Operator systemu rozdzielczego ustala termin odłączenia podmiotu od sieci
rozdzielczej uwzględniający techniczne możliwości realizacji procesu odłączenia
podmiotu. Odłączany podmiot jest zawiadamiany przez operatora systemu
rozdzielczego o dacie odłączenia, w terminie nie krótszym niż 14 dni od daty
planowanego odłączenia, z wyjątkiem przypadków o których mowa w p. V.3.5.
- 28 -
V.3.5.
Operator systemu rozdzielczego odłącza podmioty zgodnie z V.3.2.b o ile
w wyniku przeprowadzenia kontroli stwierdzi:
a) stwarzanie przez instalację znajdującą się u odbiorcy bezpośredniego
zagrożenia dla życia, zdrowia albo środowiska,
b) nielegalny pobór energii elektrycznej.
V.3.6.
Operator systemu rozdzielczego dokonuje zmian w układzie sieci rozdzielczej
umożliwiających odłączenie podmiotu od sieci. Podmiot odłączany od sieci
rozdzielczej, uzgadnia z operatorem systemu rozdzielczego tryb, terminy oraz
warunki niezbędnej przebudowy lub likwidacji majątku sieciowego będącego
własnością podmiotu, wynikające z odłączenia od sieci rozdzielczej.
V.3.7.
i sąsiednimi operatorami systemów rozdzielczych tryb odłączenia podmiotu,
w zakresie w jakim odłączenie podmiotu od sieci rozdzielczej ma wpływ na
warunki pracy sieci innych przedsiębiorstw sieciowych.
V.3.8.
odłączenie podmiotu, przyłączonego do sieci rozdzielczej koordynowanej, a także
odłączenie od sieci rozdzielczej JWCD lub jednostki wytwórczej koordynowanej
przez operatora systemu przesyłowego.
V.3.9.
W niezbędnych przypadkach operator systemu rozdzielczego zapewnia
sporządzenie i zatwierdza zgłoszenie obiektu elektroenergetycznego do odłączenia
od sieci rozdzielczej, określające w szczególności:
a) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, których dotyczy
odłączenie,
b) termin odłączenia,
c) dane osoby odpowiedzialnej ze strony operatora systemu rozdzielczego
za prawidłowe odłączenie podmiotu,
d) sposób odłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, obejmujący: zakres
prac niezbędnych do wykonania przed odłączeniem podmiotu, położenie
łączników niezbędnych do wykonania planowanego odłączenia podmiotu oraz
harmonogram czynności łączeniowych w poszczególnych stacjach
elektroenergetycznych,
e) aktualny schemat sieci rozdzielczej obejmujący stacje elektroenergetyczne oraz
linie, w otoczeniu urządzeń, instalacji i sieci odłączanego podmiotu.
V.3.10.
Ponowne przyłączenie podmiotu do sieci rozdzielczej odbywa się na zasadach
określonych w rozdziale V.1 oraz w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.h.
- 29 -
V.4.
WYMAGANIA TECHNICZNE
I SIECI ODBIORCÓW
DLA
URZĄDZEŃ,
INSTALACJI
V.4.1.
Urządzenia przyłączone do sieci 110 kV, SN i nN muszą być przystosowane do
warunków zwarciowych w miejscu ich przyłączenia do sieci rozdzielczej.
V.4.2.
Czasy trwania zwarć wyłączanych przez zabezpieczenie podstawowe
w strefie podstawowej w urządzeniach przyłączonych do sieci 110 kV mają być
nie dłuższe niż 150 ms. W uzasadnionych przypadkach, za zgodą operatora
systemu rozdzielczego, dopuszcza się dłuższe czasy wyłączania zwarć przez
zabezpieczenia podstawowe w strefie podstawowej.
V.4.3.
Czas wyłączania zwarć w urządzeniach przyłączonych do sieci 110 kV przez
zabezpieczenie rezerwowe ma być nie dłuższy niż ustalony przez operatora
systemu rozdzielczego.
V.4.4.
Urządzenia podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej nie mogą powodować
pogorszenia parametrów energii elektrycznej dostarczanej innym podmiotom,
powyżej dopuszczalnych granic, określonych w umowie sprzedaży energii
elektrycznej lub standardów jakościowych energii elektrycznej określonych
w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.h.
V.4.5.
Operator systemu rozdzielczego określa warunki stosowania elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej przez podmioty przyłączone do sieci 110 kV i SN,
przy czym dla zapewnienia bezpiecznej pracy sieci przesyłowej i rozdzielczej
nastawienia elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej w sieci 110 kV
i sieci przesyłowej są koordynowane przez operatora systemu przesyłowego.
V.4.6.
Urządzenia pierwotne podmiotów przyłączanych bezpośrednio do sieci 110 kV,
powinny być wyposażone w układy lokalnej rezerwy wyłącznikowej. Czasy
likwidacji zwarć przez układy rezerwy lokalnej nie mogą przekraczać
500 ms.
V.5.
WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
V.5.1.
Wymagania techniczne oraz zalecenia dla JWCD przyłączonych do sieci
rozdzielczej są określone przez operatora systemu przesyłowego w Instrukcji
V.5.2.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych innych niż JWCD są ustalane
indywidualnie pomiędzy wytwórcą a operatorem systemu rozdzielczego,
z uwzględnieniem szczegółowych wymagań technicznych dla jednostek
wytwórczych przyłączanych do sieci rozdzielczej określonych w załączniku nr 5.
W przypadku jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu
przesyłowego, operator systemu rozdzielczego uzgadnia wymagania techniczne
z operatorem systemu przesyłowego.
- 30 -
V.5.3.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych innych niż JWCD, o których
mowa w p. V.5.2 obejmują w zależności od potrzeb wymagania w zakresie:
a) układów wzbudzenia,
b) układów regulacji napięcia,
c) sposobów wykorzystania układów grupowej regulacji napięć jednostek
wytwórczych (ARNE),
d) systemów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,
e) urządzeń regulacji pierwotnej,
f) czasów rozruchu i minimalnej liczby rozruchów w ciągu roku,
g) ograniczników maksymalnych prądów stojana i wirnika,
h) możliwości synchronizacji jednostki wytwórczej z siecią,
i) wytwarzanych mocy czynnych i biernych,
j) wyposażenia linii blokowych w układy automatyki.
V.5.4.
Czasy trwania zwarć wyłączanych przez zabezpieczenia podstawowe
w jednostkach wytwórczych przyłączanych do sieci rozdzielczej jak
i w urządzeniach i instalacjach sieci rozdzielczej w otoczeniu miejsca przyłączenia
urządzeń i instalacji wytwórczych powinny zostać ustalone w umowie
o przyłączenie i nie powinny być dla stref podstawowych dłuższe niż 150 ms.
V.5.5.
Czasy wyłączania zwarć przez zabezpieczenie rezerwowe w jednostkach
wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej oraz w urządzeniach
i instalacjach sieci rozdzielczej w otoczeniu węzła przyłączenia jednostek
wytwórczych nie powinny być dłuższe niż 500 ms.
V.5.6.
Nastawienia automatyk i zabezpieczeń jednostek wytwórczych przyłączonych do
sieci rozdzielczej powinny być skoordynowane przez operatora systemu
rozdzielczego z nastawieniami automatyk i zabezpieczeń sieci rozdzielczej i sieci
przesyłowej w otoczeniu węzłów przyłączenia jednostek wytwórczych.
- 31 -
V.6.
WYMAGANIA TECHNICZNE DLA
POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH
UKŁADÓW
I
SYSTEMÓW
V.6.1.
Wymagania ogólne
V.6.1.1.
Urządzenia wchodzące w skład każdego układu pomiarowo-rozliczeniowego
muszą posiadać legalizację i/lub homologację zgodną z wymaganiami określonymi
dla danego urządzenia.
V.6.1.2.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe instalowane u wytwórców i odbiorców
końcowych przyłączonych do sieci 110 kV i odbiorców końcowych przyłączonych
do sieci SN i nN uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych
i korzystających z tych usług muszą posiadać układy synchronizacji czasu oraz
układy realizujące zdalną transmisję pomiarów do właściwego operatora systemu
rozdzielczego.
V.6.1.3.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe muszą być zainstalowane:
a) w przypadku wytwórców – po stronie górnego napięcia transformatorów
blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych,
b) w przypadku odbiorców – na napięciu sieci, do której dany odbiorca jest
przyłączony,
c) w innych lokalizacjach, niż podane w p. a) i b), w miejscach określonych
w warunkach przyłączenia.
V.6.1.4.
Podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej uczestniczące bezpośrednio lub
pośrednio w rynku bilansującym instalują dla celów kontrolnych, bilansowych
i rozliczeniowych, układy pomiarowe energii elektrycznej zgodnie z wymaganiami
określonymi przez operatora systemu przesyłowego w Instrukcji ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej. Operatorzy systemów rozdzielczych instalują
dodatkowo układy pomiarowe energii elektrycznej na liniach wymiany
z obszarami sieci rozdzielczej, na których za ruch sieci rozdzielczej odpowiadają
inni operatorzy systemów rozdzielczych.
V.6.1.5.
Operatorzy systemów rozdzielczych wraz z operatorem systemu przesyłowego
uzgadniają wspólne protokoły pobierania oraz przetwarzania danych pomiarowych
z central komputerowych zbierania danych pomiarowych, dla potrzeb transmisji
danych do operatora systemu przesyłowego i ich zabezpieczenia przed utratą.
V.6.1.6.
Operatorzy systemów rozdzielczych uzgadniają wspólny protokół transmisji
danych pomiarowych pomiędzy sobą, który przyjmuje się jako standard
obowiązujący podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej, posiadające układy
pomiarowo-rozliczeniowe umożliwiające zdalny odczyt ich wskazań.
- 32 -
V.6.1.7.
Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowo-rozliczeniowych
podmiotów nie uczestniczących bezpośrednio lub pośrednio w rynku bilansującym
uzależnia się od napięcia sieci, do której jest przyłączony odbiorca i dzieli się na
3 kategorie:
a) kat. A - układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu 110 kV,
b) kat. B - układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu niższym niż 110 kV
i wyższym niż 1 kV,
c) kat. C - układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu nie wyższym niż 1 kV.
V.6.1.8.
Dla odbiorców końcowych i wytwórców przyłączonych do sieci 110 kV i na
liniach 110 kV wymiany pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych wymaga
się stosowania dwóch równoważnych układów pomiarowo-rozliczeniowych:
a) układu podstawowego,
b) układu rezerwowego.
V.6.1.9.
Miejsce zainstalowania podstawowego i rezerwowego układu pomiaroworozliczeniowego określa operator systemu rozdzielczego, w warunkach
przyłączenia.
V.6.1.10. Obciążenie przekładników prądowych i napięciowych w układach pomiaroworozliczeniowych nie może przekraczać wartości dopuszczalnych. Moc
znamionowa rdzeni i uzwojeń przekładników powinna zostać tak dobrana do
przewidywanego obciążenia, aby zapewnić poprawną pracę układu pomiaroworozliczeniowego.
V.6.1.11. Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiaroworozliczeniowych nie należy przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii
elektrycznej.
V.6.1.12. Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych
w układach pomiarowo-rozliczeniowych podstawowych i rezerwowych powinien
wynosić 5.
V.6.1.13. W układach pomiarowo-rozliczeniowych potrzeb własnych wytwórców należy
stosować przekładniki klasy co najmniej 0,5 oraz liczniki energii czynnej i biernej
odpowiednio klasy co najmniej 0,5 i 3, za wyjątkiem przypadków o których mowa
w p. V.6.1.4.
V.6.2.
Podstawowe i rezerwowe układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu
110 kV
V.6.2.1.
W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu 110 kV należy instalować
przekładniki prądowe i napięciowe o klasie dokładności co najmniej 0,5 a liczniki
energii elektrycznej w tych układach mają posiadać klasę dokładności co najmniej
0,5 dla energii czynnej i 2 dla energii biernej, za wyjątkiem przypadków o których
mowa w p. V.6.1.4.
- 33 -
V.6.2.2.
W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu 110 kV, wybudowanych do
końca 1999 r., dopuszcza się pracę liczników energii elektrycznej czynnej o klasie
dokładności 1, za wyjątkiem przypadków o których mowa w p. V.6.1.4.
V.6.2.3.
Liczniki energii elektrycznej w rezerwowych układach pomiaroworozliczeniowych mają posiadać klasę dokładności co najmniej 2 dla energii
czynnej i 3 dla energii biernej.
V.6.2.4.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu 110 kV podmiotów uprawnionych
do korzystania z usług przesyłowych i korzystających z tych usług muszą
umożliwiać zdalną transmisję pomiarów.
V.6.3.
Podstawowe i rezerwowe układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu
niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV
V.6.3.1.
W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu niższym niż 110 kV
i wyższym niż 1 kV należy instalować przekładniki prądowe i napięciowe o klasie
dokładności co najmniej 0,5 a liczniki energii elektrycznej w tych układach mają
posiadać klasę dokładności co najmniej 1 dla energii czynnej i 2 dla energii
biernej.
V.6.3.2.
W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu niższym niż 110 kV
i wyższym niż 1 kV, wybudowanych do końca 1999 r., dopuszcza się pracę
liczników energii elektrycznej o klasie dokładności 2 dla energii czynnej i 3 dla
energii biernej.
V.6.3.3.
Liczniki energii elektrycznej w rezerwowych układach pomiaroworozliczeniowych mają posiadać klasę dokładności co najmniej 2 dla energii
czynnej i 3 dla energii biernej.
V.6.3.4.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż
1 kV podmiotów uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych
i korzystających z tych usług muszą umożliwiać zdalną transmisję pomiarów.
V.6.4.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu nie wyższym niż 1 kV
V.6.4.1.
W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu nie wyższym niż 1 kV
należy instalować liczniki energii elektrycznej czynnej o klasie dokładności co
najmniej 2, a energii elektrycznej biernej co najmniej 3 oraz przekładniki prądowe
w układach półpośrednich o klasie dokładności co najmniej 0,5.
V.6.4.2.
W przypadku układów pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu nie wyższym niż
1 kV operator systemu rozdzielczego decyduje o konieczności wyposażenia tych
układów w urządzenia umożliwiające zdalną transmisję pomiarów.
- 34 -
V.7.
DANE
PRZEKAZYWANE
DO
OPERATORA
SYSTEMU
ROZDZIELCZEGO
PRZEZ
PODMIOTY
PRZYŁĄCZONE
I PRZYŁĄCZANE DO SIECI ROZDZIELCZEJ
V.7.1.
Zakres danych
V.7.1.1.
Dane przekazywane do operatora systemu rozdzielczego przez podmioty
przyłączone i przyłączane do sieci rozdzielczej obejmują:
a) dane opisujące stan istniejący,
b) dane prognozowane dla perspektywy określonej przez operatora systemu
rozdzielczego.
V.7.2.
Dane opisujące stan istniejący
V.7.2.1.
Wytwórcy przekazują do operatora systemu rozdzielczego następujące dane
opisujące stany istniejące swoich instalacji i urządzeń:
a) schematy główne układów elektrycznych,
b) dane jednostek wytwórczych,
c) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej.
V.7.2.2.
Odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez operatora
systemu rozdzielczego odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych
i korzystający z tego prawa, przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do operatora
systemu rozdzielczego następujące dane opisujące stan istniejący swoich instalacji
i urządzeń:
a) dane o węzłach i ich wyposażeniu, liniach wraz ze schematami i planami,
transformatorach,
b) dane o ewentualnych jednostkach wytwórczych,
c) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej.
V.7.2.3.
Dane o węzłach obejmują w zależności od potrzeb:
a) nazwę węzła,
b) rodzaj i schemat stacji,
c) rodzaj pól i ich wyposażenie,
d) zapotrzebowanie na moc czynną i bierną w charakterystycznych godzinach
pomiarowych z uwzględnieniem i bez uwzględnienia mocy osiągalnych
jednostek wytwórczych,
- 35 -
e) roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną z uwzględnieniem i bez
uwzględnienia produkcji energii elektrycznej jednostek wytwórczych,
f) ilość energii elektrycznej kupowanej w ramach bezpośrednich umów
z wytwórcami,
g) udział odbiorców przemysłowych w szczytowym obciążeniu stacji,
h) moc bierną kompensującą, kondensatory ze znakiem +, dławiki ze znakiem -,
i) układ normalny pracy.
V.7.2.4.
Dane o liniach obejmują w zależności od potrzeb:
a) nazwę węzła początkowego,
b) nazwę węzła końcowego,
c) rezystancję linii,
d) reaktancję dla składowej zgodnej,
e) 1/2 susceptancji poprzecznej pojemnościowej,
f) stosunek reaktancji dla składowej zerowej do reaktancji dla składowej zgodnej,
g) 1/2 konduktancji poprzecznej,
h) długość linii, typ i przekrój przewodów,
i) obciążalność termiczną linii w sezonie zimowym,
j) obciążalność termiczną linii w sezonie letnim.
V.7.2.5.
Dane o transformatorach obejmują w zależności od potrzeb:
a) nazwy węzłów, do których jest przyłączony transformator,
b) dane znamionowe,
c) model zwarciowy,
V.7.2.6.
Dane o jednostkach wytwórczych obejmują w zależności od potrzeb:
a) nazwę węzła, do którego jednostka wytwórcza jest przyłączona,
b) rezystancję i reaktancję gałęzi generator-transformator blokowy,
c) reaktancję zastępczą bloku z uwzględnieniem X’d generatora,
d) maksymalną wartość siły elektromotorycznej E’max podaną na poziomie
napięcia węzła, do którego przyłączona jest jednostka wytwórcza,
e) stosunek reaktancji dla składowej symetrycznej zerowej do reaktancji dla
składowej symetrycznej zgodnej dla gałęzi jednostka wytwórcza-transformator
blokowy,
f) znamionową moc pozorną jednostki wytwórczej,
g) napięcie znamionowe jednostki wytwórczej,
h) znamionowy współczynnik mocy jednostki wytwórczej,
i) reaktancję transformatora blokowego odniesioną do napięcia węzła, do którego
jest przyłączony transformator,
- 36 -
j) moduł przekładni transformatora blokowego w jednostkach względnych,
k) moc czynną potrzeb własnych,
l) współczynnik mocy potrzeb własnych,
m) maksymalną generowaną moc czynną,
n) minimalną generowaną moc czynną,
o) dla jednostek wytwórczych u wytwórców energii elektrycznej minimalną
i maksymalną generowaną moc czynną w sezonie letnim i zimowym,
p) statyzm turbiny,
q) reaktancję podprzejściową generatora w osi d w jednostkach względnych,
r) reaktancję zastępczą gałęzi jednostka wytwórcza-transformator blokowy
odniesioną do napięcia węzła, do którego jest przyłączona jednostka
wytwórcza.
V.7.2.7.
Formę przekazywanych danych, termin oraz sposób przekazania podmioty
uzgadniają z operatorem systemu rozdzielczego.
V.7.3.
Dane prognozowane dla perspektywy określonej przez operatora systemu
rozdzielczego
V.7.3.1.
Dane prognozowane opisujące warunki pracy urządzeń, instalacji i sieci
podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej obejmują dla każdego roku
w zależności od potrzeb:
a) informacje o jednostkach wytwórczych,
b) informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną,
c) informacje o zawarciu kontraktów na zakup energii elektrycznej,
d) informacje o wymianie międzysystemowej,
e) informacje o projektach zarządzania popytem,
f) inne dane w zakresie uzgodnionym przez operatora systemu rozdzielczego
i podmiot przyłączony do sieci rozdzielczej.
V.7.3.2.
Informacje o jednostkach wytwórczych, o których mowa w p. V.7.3.1, obejmują
w zależności od potrzeb:
a) rodzaje jednostek wytwórczych, lokalizację i charakter ich pracy,
b) moce i przewidywane ograniczenia w produkcji energii elektrycznej,
c) przewidywaną elastyczność pracy,
d) techniczny i księgowy czas eksploatacji,
e) sprawności wytwarzania energii elektrycznej,
f) przewidywane nakłady inwestycyjne na modernizację lub budowę nowych
jednostek wytwórczych,
- 37 -
g) rodzaj paliwa, jego charakterystykę i możliwości pozyskania,
h) skuteczności instalacji oczyszczania spalin,
i) dane o ograniczeniach zawartych w posiadanych pozwoleniach związanych
z ochroną środowiska oraz czas ich obowiązywania,
j) dla jednostek wytwórczych pompowych sprawności
i wytwarzania oraz pojemność zbiornika górnego.
V.7.3.3.
pompowania
Odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez operatora
i korzystający z tego prawa, przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do operatora
systemu rozdzielczego następujące informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię
elektryczną, o których mowa w p. V.7.3.1:
a) zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną,
b) krzywe obciążeń w wybranych dobach reprezentatywnych,
c) miesięczne bilanse mocy i energii.
V.7.3.4.
Informacje o wymianie międzysystemowej, o których mowa w p. V.7.3.1,
obejmują:
a) zakontraktowaną moc i energię elektryczną,
b) czas obowiązywania kontraktu.
V.7.3.5.
Informacje o projektach zarządzania popytem, o których mowa w p. V.7.3.1,
obejmują:
a) opis i harmonogram projektu,
b) przewidywaną wielkość ograniczenia zapotrzebowania na moc i energię
elektryczną.
V.7.3.6.
Formę przekazywanych danych prognozowanych, stopień szczegółowości, termin
oraz sposób przekazania podmioty uzgadniają z operatorem systemu
rozdzielczego.
- 38 -
VI. EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI
VI.1.
ZASADY I STANDARDY TECHNICZNE EKSPLOATACJI
VI.1.1.
Przepisy ogólne
VI.1.1.1. Urządzenia przyłączone do sieci rozdzielczej muszą spełniać warunki legalizacji,
uzyskiwania homologacji i/lub certyfikatów oraz znaku bezpieczeństwa, określone
odrębnymi przepisami.
VI.1.1.2. Zasady i standardy techniczne eksploatacji sieci rozdzielczej obejmują zagadnienia
związane z:
a) przyjmowaniem urządzeń i instalacji do eksploatacji,
b) prowadzeniem zabiegów eksploatacyjnych,
c) przekazaniem urządzeń do remontu lub wycofywaniem z eksploatacji,
d) dokonywaniem uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego i operatorami
systemów rozdzielczych przy wykonywaniu prac eksploatacyjnych,
e) prowadzeniem dokumentacji technicznej i prawnej.
VI.1.1.3. Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci może na podstawie umowy powierzyć
prowadzenie eksploatacji swoich urządzeń, instalacji lub sieci innemu
podmiotowi.
VI.1.1.4. Dopuszcza się uzgodnienie w umowie zawartej pomiędzy właścicielem urządzeń,
instalacji lub sieci oraz operatorem systemu rozdzielczego, innych niż określone
w IRiESR standardów eksploatacji urządzeń, instalacji lub sieci.
VI.1.1.5. Eksploatacja sieci, instalacji oraz urządzeń w rozdzielniach i stacjach
elektroenergetycznych będących własnością przedsiębiorstwa sieciowego
z obsługą innego podmiotu jest prowadzona na zasadach określonych w IRiESR,
na podstawie umowy.
VI.1.1.6. Eksploatacja układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych
i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych sieci rozdzielczej jest
prowadzona zgodnie z zasadami określonymi w przyjętej do stosowania Instrukcji
eksploatacji układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych
i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych, będącej dokumentem
związanym z IRiESR.
VI.1.1.7.
Podmioty zaliczone do II, III lub VI grupy przyłączeniowej, przyłączone
bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, opracowują
instrukcję ruchu i eksploatacji posiadanych urządzeń, instalacji i sieci
z uwzględnieniem warunków określonych w IRiESR. Podmioty te przekazują
instrukcję wraz z kartami aktualizacji operatorowi systemu rozdzielczego, do sieci
którego są przyłączone.
- 39 -
VI.1.1.8.
Utrzymanie sieci rozdzielczej w należytym stanie technicznym jest zapewniane
między innymi przez poddanie sieci oględzinom, przeglądom, konserwacjom
i remontom oraz pomiarom i próbom eksploatacyjnym.
VI.1.2.
Przyjmowanie urządzeń i instalacji do eksploatacji
VI.1.2.1. Przyjęcie do eksploatacji nowych urządzeń, instalacji odbiorców lub wytwórców,
przebudowanych i po remoncie następuje po przeprowadzeniu prób
i pomiarów oraz stwierdzeniu spełniania przez przyjmowane do eksploatacji
urządzenia i instalacje warunków zawartych w rozdziałach V.4, V.5 lub V.6,
warunków określonych w zawartych umowach, warunków technicznych budowy
urządzeń elektroenergetycznych, wykonywania i odbioru robót, a także warunków
zawartych w dokumentacji projektowej i fabrycznej. Ponadto przyjmowane do
eksploatacji urządzenia i instalacje muszą posiadać dokumentację prawną
i techniczną.
VI.1.2.2. Transformatory 110/SN, transformatory blokowe, rozdzielnie o napięciu
znamionowym 110 kV, linie kablowe o napięciu znamionowym 110 kV oraz inne
urządzenia przyłączone do sieci 110 kV, SN i nN – określone przez operatora
systemu rozdzielczego, przed przyjęciem do eksploatacji są poddawane ruchowi
próbnemu.
VI.1.2.3. Warunki ruchu próbnego są ustalane pomiędzy właścicielem lub podmiotem
prowadzącym eksploatację urządzeń, operatorem systemu rozdzielczego
i wykonawcą prac, z uwzględnieniem wymagań producenta urządzeń.
VI.1.2.4. Właściciel urządzeń w uzgodnieniu z operatorem systemu rozdzielczego powołuje
komisję odbioru urządzeń i instalacji, która sporządza protokół stwierdzający
spełnianie przez przyjmowane do eksploatacji urządzenia i instalacje wymagań
określonych w rozdziałach V.4, V.5 i V.6.
VI.1.3.
Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofywanie z eksploatacji
VI.1.3.1. Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofanie z eksploatacji następuje na
podstawie decyzji właściciela urządzeń.
VI.1.3.2. Datę i sposób przekazania urządzeń do remontu lub wycofania z eksploatacji
należy uzgodnić z właściwym operatorem systemu rozdzielczego.
- 40 -
VI.1.4.
Uzgadnianie prac eksploatacyjnych z operatorem systemu przesyłowego
i operatorami systemów rozdzielczych
VI.1.4.1. Wszystkie prace wykonywane w systemie rozdzielczym są prowadzone
w uzgodnieniu z operatorem systemu rozdzielczego odpowiedzialnym za
prowadzenie ruchu sieci rozdzielczej, w której mają być wykonane prace
eksploatacyjne.
VI.1.4.2. W przypadku powierzenia prowadzenia eksploatacji urządzeń innemu podmiotowi
szczegółowe zasady i terminy dokonywania uzgodnień prac eksploatacyjnych
z operatorem systemu rozdzielczego reguluje umowa.
VI.1.4.3. Operator systemu rozdzielczego dokonuje niezbędnych uzgodnień z operatorem
systemu przesyłowego w zakresie terminów planowanych prac eksploatacyjnych
prowadzonych w sieci rozdzielczej koordynowanej, zgodnie z Instrukcją ruchu
VI.1.4.4. Operator systemu rozdzielczego dokonuje niezbędnych uzgodnień planowanych
prac eksploatacyjnych w zakresie, w jakim mogą one mieć wpływ na pracę sieci,
której ruch prowadzą inni operatorzy.
VI.1.5.
Dokumentacja techniczna i prawna
VI.1.5.1. Właściciel obiektu elektroenergetycznego lub urządzenia prowadzi i na bieżąco
aktualizuje następującą dokumentację:
a) dla obiektu elektroenergetycznego – dokumentację techniczną i prawną,
b) dla urządzeń – dokumentację techniczną.
VI.1.5.2. Dokumentacja techniczna w zależności od rodzaju obiektu lub urządzenia
obejmuje:
a) projekt wykonawczy wraz z zaznaczonymi zmianami,
b) w zależności od potrzeb, protokół zakwalifikowania pomieszczeń i ich stref lub
przestrzeni zewnętrznych do kategorii niebezpieczeństwa pożarowego
i zagrożenia wybuchem,
c) dokumentację fabryczną urządzenia, w tym: świadectwa, karty gwarancyjne,
fabryczne instrukcje obsługi, opisy techniczne, rysunki konstrukcyjne,
montażowe i zestawieniowe,
d) dokumentację związaną z ochroną środowiska naturalnego,
e) dokumentację eksploatacyjną i ruchową,
f) paszporty urządzeń.
- 41 -
VI.1.5.3. Dokumentacja eksploatacyjna i ruchowa w zależności od rodzaju obiektu lub
urządzenia obejmuje:
a) dokumenty przyjęcia do eksploatacji, w tym protokoły przeprowadzonych
prób,
b) instrukcję eksploatacji wraz z niezbędnymi załącznikami,
c) dokumenty dotyczące oględzin, przeglądów, konserwacji, napraw
i remontów, w tym dokumenty dotyczące rodzaju i zakresu uszkodzeń
i napraw,
d) protokoły zawierające wyniki przeprowadzonych prób i pomiarów,
e) ewentualnie wykaz niezbędnych części zamiennych,
f) dokumenty z przeprowadzonej oceny stanu technicznego,
g) dziennik operacyjny,
h) schemat elektryczny obiektu,
i) wykaz nastawień zabezpieczeń i automatyki,
j) wykaz osób upoważnionych do realizacji operacji ruchowych,
k) karty przełączeń,
l) książka ewidencji założonych uziemień,
m) programy łączeniowe.
VI.1.5.4. Instrukcja eksploatacji urządzenia lub grup urządzeń jest ustalana przez
przedsiębiorstwo sieciowe i w zależności od rodzaju urządzenia zawiera:
a) ogólną charakterystykę urządzenia,
b) niezbędne warunki eksploatacji urządzenia,
c) określenie czynności związanych z uruchomieniem, obsługą w czasie pracy
i zatrzymaniem urządzenia w warunkach normalnej eksploatacji,
d) wymagania w zakresie konserwacji i napraw,
e) zasady postępowania w razie awarii, pożaru i w przypadku innych zakłóceń
w pracy urządzenia,
f) zakresy wykonywania zapisów ruchowych, w tym wskazań aparatury
kontrolno-pomiarowej,
g) zakresy przeprowadzania oględzin, przeglądów oraz prób i pomiarów,
h) wymagania dotyczące ochrony przed porażeniem, pożarem, wybuchem oraz
inne wymagania w zakresie bezpieczeństwa obsługi i otoczenia,
i) wymagania dotyczące kwalifikacji osób zajmujących się eksploatacją,
j) wykaz niezbędnego sprzętu ochronnego oraz informacje o środkach łączności,
k) wymagania związane z ochroną środowiska,
l) inne wymagania, wynikające z odrębnych przepisów.
- 42 -
VI.1.5.5. Dokumentacja prawna obiektu elektroenergetycznego powinna zawierać
w szczególności: decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu, stan
prawno-własnościowy nieruchomości i pozwolenie na budowę lub prawo do
użytkowania.
VI.1.6.
Rezerwa urządzeń i części zapasowych
VI.1.6.1. Operator systemu rozdzielczego określa i utrzymuje rezerwy urządzeń i części
zapasowych, niezbędne z punktu widzenia bezpiecznej pracy systemu
elektroenergetycznego.
VI.1.6.2. W przypadku powierzenia operatorowi systemu rozdzielczego prowadzenia
eksploatacji przez właściciela urządzeń zawarta umowa powinna regulować
zasady utrzymywania niezbędnej rezerwy urządzeń i części zapasowych.
VI.1.7.
Wymiana informacji eksploatacyjnych
VI.1.7.1. Podmioty prowadzące eksploatację sieci rozdzielczej oraz urządzeń, instalacji
i sieci przyłączonych do sieci rozdzielczej wymieniają wzajemnie informacje
eksploatacyjne.
VI.1.7.2. Wymiana informacji eksploatacyjnych obejmuje w zależności od potrzeb:
a) informacje niezbędne do sporządzenia schematów sieci rozdzielczej,
b) wyniki oględzin, przeglądów i oceny stanu technicznego,
c) wyniki pomiarów i prób eksploatacyjnych,
d) parametry obiektów, urządzeń i sieci zmienione w wyniku podjęcia działań
eksploatacyjnych,
e) informacje związane z elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową,
f) imienne wykazy osób, wraz z danymi teleadresowymi, odpowiedzialnych za
podejmowanie działań eksploatacyjnych.
VI.1.7.3. Informacje eksploatacyjne, o których mowa w p. VI.1.7.2, są aktualizowane
i przekazywane na bieżąco w taki sposób, aby zapewniały prawidłową organizację
prac eksploatacyjnych.
VI.1.7.4. Operator systemu przesyłowego, operatorzy systemów rozdzielczych oraz
podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej stosują jednolite nazewnictwo
i numerację swoich obiektów i urządzeń.
VI.1.7.5. Spory wynikające z proponowanego nazewnictwa i numeracji w zakresie sieci
rozdzielczej 110 kV rozstrzyga operator systemu przesyłowego, a w zakresie
pozostałej sieci rozdzielczej spory rozstrzyga operator systemu rozdzielczego.
VI.1.7.6. Operator systemu rozdzielczego sporządza i aktualizuje schematy sieci
rozdzielczej.
- 43 -
VI.1.8.
Ochrona środowiska naturalnego
VI.1.8.1. Operator systemu rozdzielczego oraz podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej
są zobowiązane do przestrzegania zasad ochrony środowiska, określonych
odrębnymi przepisami i normami.
VI.1.8.2. Operator systemu rozdzielczego oraz podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej
stosują środki techniczne i organizacyjne wpływające na ograniczenie zagrożenia
środowiska naturalnego wywołanego pracą urządzeń elektrycznych.
VI.1.8.3. Operatorzy systemów rozdzielczych wymieniają między sobą, z operatorem
systemu przesyłowego oraz podmiotami przyłączonymi do sieci rozdzielczej
informacje dotyczące zagrożenia środowiska naturalnego, uwzględniając
równocześnie zakres ewentualnego współdziałania w zapobieganiu i likwidacji
tych zagrożeń.
VI.1.8.4. Operator systemu rozdzielczego, w uzgodnieniu z odpowiednimi służbami
powołanymi do zwalczania skażeń środowiska naturalnego, ustala sposoby
postępowania w przypadku ewentualnego skażenia środowiska naturalnego,
spowodowanego przez substancje szkodliwe wykorzystywane w obiektach
i urządzeniach sieci rozdzielczej.
VI.1.8.5. Właściciel urządzeń zapewnia przestrzeganie zasad ochrony środowiska przy
utylizacji substancji szkodliwych wykorzystywanych w obiektach i urządzeniach
sieci rozdzielczej oraz zgodną z przepisami ochrony środowiska wycinkę drzew
i gałęzi wokół obiektów i urządzeń sieci rozdzielczej.
VI.1.8.6. Dokumentacja eksploatacyjna i projektowa obiektów i urządzeń sieci rozdzielczej
jest uzgadniana w zakresie wymogów ochrony środowiska z właściwymi
władzami terenowymi, jeśli uzgodnienia takie są wymagane odrębnymi
przepisami.
VI.1.9.
Planowanie prac eksploatacyjnych
VI.1.9.1. Uwzględniając w szczególności planowanie pracy sieci rozdzielczej, operator
systemu rozdzielczego opracowuje roczne plany prac eksploatacyjnych dla
urządzeń, instalacji i sieci rozdzielczej obejmujące:
a) oględziny, przeglądy oraz pomiary i próby eksploatacyjne,
b) konserwacje i remonty,
c) prace z zakresu ochrony środowiska naturalnego,
d) prace planowane przez podmioty zaliczane do II, III i VI grupy
przyłączeniowej, o ile mogą one mieć wpływ na pracę sieci rozdzielczej.
- 44 -
VI.1.9.2. Poza pracami przewidywanymi w rocznym planie prac eksploatacyjnych operator
systemu rozdzielczego zapewnia realizację doraźnych prac eksploatacyjnych,
mających na celu naprawę szkód zagrażających prawidłowemu funkcjonowaniu
urządzeń, instalacji i sieci rozdzielczej lub stwarzających zagrożenie dla
bezpieczeństwa ludzi i środowiska naturalnego.
VI.1.9.3. Podmioty zaliczane do II, III oraz VI grupy przyłączeniowej przyłączone do sieci
o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, uzgadniają z operatorem systemu
rozdzielczego prace eksploatacyjne w zakresie, w jakim mogą mieć wpływ na ruch
i eksploatację sieci rozdzielczej.
VI.1.9.4. Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń
elementów sieci rozdzielczej są zobowiązane do przestrzegania zasad i trybu
planowania wyłączeń w sieci rozdzielczej ustalonego przez operatora systemu
rozdzielczego w rozdziale VII.6.
VI.1.9.5. Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń
elementów sieci rozdzielczej przekazują do operatora systemu rozdzielczego
zgłoszenia wyłączeń elementów sieci. Zawartość i terminy przekazywania
zgłoszeń określono w rozdziale VII.6.
VI.1.10.
Warunki bezpiecznego wykonywania prac
VI.1.10.1. Operator systemu rozdzielczego opracowuje Instrukcję organizacji bezpiecznej
pracy, obowiązującą personel eksploatujący obiekty, urządzenia i instalacje sieci
elektroenergetycznych, uwzględniającą wymagania zawarte w rozporządzeniu,
o którym mowa w p. II.3.f.
VI.1.10.2. Pracownicy zatrudnieni przy eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci elektroenergetycznych powinni posiadać odpowiednie kwalifikacje zawodowe i określone
warunki zdrowia oraz być przeszkoleni na zajmowanych stanowiskach zgodnie
z wymaganiami zawartymi w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.b oraz
w Instrukcji organizacji bezpiecznej pracy.
- 45 -
VI.2.
ZASADY DOKONYWANIA OGLĘDZIN, PRZEGLĄDÓW, OCENY
STANU TECHNICZNEGO ORAZ KONSERWACJI I REMONTÓW
VI.2.1.
Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
VI.2.1.1. Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej powinny być wykonywane
w miarę możliwości podczas ruchu sieci, w zakresie niezbędnym do ustalenia jej
zdolności do pracy.
VI.2.1.2. Oględziny linii napowietrznych o napięciu znamionowym 110 kV są
przeprowadzane nie rzadziej niż raz w roku. Oględziny linii napowietrznych
o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niż
raz na 5 lat, a w przypadkach gdy linie te są narażone na szkodliwe wpływy
atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich
użytkowania, nie rzadziej niż raz w roku.
VI.2.1.3. Podczas przeprowadzania
w szczególności :
oględzin
linii
napowietrznych
sprawdza
się
a) stan konstrukcji wsporczych, fundamentów i izbic,
b) stan przewodów i ich osprzętu,
c) stan łączników, ochrony przeciwprzepięciowej i przeciwporażeniowej,
d) stan odcinków kablowych sprawdzanej linii napowietrznej,
e) stan izolacji linii,
f) stan napisów: informacyjnych i ostrzegawczych oraz zgodność oznaczeń
z dokumentacją techniczną,
g) stan instalacji oświetleniowej i jej elementów,
h) zachowanie prawidłowej odległości przewodów od ziemi, zarośli, gałęzi drzew
oraz od obiektów znajdujących się w pobliżu linii,
i) zachowanie prawidłowej odległości od składowisk materiałów łatwo
zapalnych,
j) wpływ na konstrukcje linii działania wód lub osiadania gruntu.
VI.2.1.4. Oględziny linii kablowych o napięciu znamionowym 110 kV są przeprowadzane
nie rzadziej niż raz w roku. Oględziny linii kablowych o napięciu znamionowym
niższym niż 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niż raz na 5 lat,
a w przypadkach gdy linie te są narażone na szkodliwe wpływy atmosferyczne
i niszczące działania czynników występujących podczas ich użytkowania, nie
rzadziej niż raz w roku.
- 46 -
VI.2.1.5. Podczas przeprowadzania oględzin linii kablowych sprawdza się w szczególności:
a) stan oznaczników linii kablowych i tablic ostrzegawczych na brzegach rzek,
b) stan wejść do tuneli, kanałów i studzienek kablowych,
c) stan osłon przeciwkorozyjnych kabli, konstrukcji wsporczych i osłon przed
uszkodzeniami mechanicznymi,
d) stan głowic kablowych,
e) stan połączeń przewodów uziemiających i zacisków,
f) stan urządzeń dodatkowego wyposażenia linii,
g) stan instalacji i urządzeń przeciwpożarowych i sprzętu pożarniczego,
h) czy w pobliżu tras linii kablowych nie prowadzi się wykopów oraz czy na
trasach linii kablowych nie są składowane duże i ciężkie elementy, mogące
utrudniać dostęp do kabla.
VI.2.1.6. Oględziny stacji przeprowadza się w terminach:
a) stacji o napięciu znamionowym 110 kV ze stałą obsługą: w skróconym
zakresie – raz na dobę, w pełnym zakresie – raz na kwartał,
b) stacji o napięciu znamionowym 110 kV bez stałej obsługi: w skróconym
zakresie – przy każdej bytności na stacji, w pełnym zakresie – nie rzadziej niż
raz na kwartał,
c) stacji SN/SN i SN/nN wyposażonych w elektroenergetyczną automatykę
zabezpieczeniową współpracującą z wyłącznikami SN - w skróconym zakresie
raz na kwartał, w pełnym zakresie raz na pół roku.
d) stacji słupowych o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV – nie rzadziej
niż raz na 5 lat, a w przypadkach gdy stacje te są narażone na szkodliwe
wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących
podczas ich użytkowania, nie rzadziej niż raz w roku,
e) stacji wnętrzowych o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV – nie
rzadziej niż raz na rok.
VI.2.1.7. Podczas przeprowadzania oględzin stacji w skróconym zakresie, sprawdza się
w szczególności:
a) stan i gotowość potrzeb własnych prądu przemiennego,
b) stan prostowników oraz baterii akumulatorów w zakresie określonym
odrębnymi przepisami,
c) zgodność położenia przełączników automatyki z aktualnym układem połączeń
stacji,
d) działanie oświetlenia elektrycznego (zasadniczego i awaryjnego) stacji,
e) stan techniczny transformatorów, przekładników, wyłączników, odłączników,
dławików gaszących, rezystorów i ograniczników przepięć,
f) gotowość ruchową układów zabezpieczeń, automatyki i sygnalizacji oraz
central telemechaniki,
- 47 -
g) stan i gotowość ruchową aparatury i napędów łączników,
h) gotowość
ruchową
teletechnicznych,
przetwornic
awaryjnego
zasilania
urządzeń
i) działanie łączy teletechnicznych oraz innych urządzeń stacji, określonych
w instrukcji eksploatacji,
j) stan zewnętrzny izolatorów i głowic kablowych,
k) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach.
VI.2.1.8. Podczas przeprowadzania oględzin stacji w pełnym zakresie, sprawdza się
w szczególności:
a) spełnienie warunków przewidzianych w zakresie skróconych oględzin,
b) stan i warunki przechowywania oraz przydatność do użytku sprzętu
ochronnego,
c) zgodność schematu stacji ze stanem faktycznym,
d) zgodność układu połączeń stacji z ustalonym w układzie pracy,
e) stan urządzeń i instalacji sprężonego powietrza,
f) stan układów i urządzeń elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,
w zakresie określonym w Instrukcji eksploatacji układów automatyki
i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych
urządzeń elektrycznych, będącej dokumentem związanym z IRiESR,
g) stan napisów i oznaczeń informacyjno-ostrzegawczych,
h) stan baterii kondensatorów,
i) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach,
j) działanie przyrządów kontrolno-pomiarowych i rejestracyjnych,
k) aktualny stan liczników rejestrujących zadziałanie ochronników, wyłączników,
przełączników zaczepów i układów automatyki łączeniowej,
l) stan dróg, przejść, pomieszczeń, ogrodzeń i zamknięć przy wejściach do
pomieszczeń ruchu elektrycznego i na teren stacji,
m) stan fundamentów, kanałów kablowych, konstrukcji wsporczych, instalacji
wodno-kanalizacyjnych, ochrony przeciwprzepięciowej, kabli, przewodów
i ich osprzętu,
n) stan urządzeń grzewczych i wentylacyjnych oraz wysokości temperatury
w pomieszczeniach, a także warunki chłodzenia urządzeń,
o) działanie lokalizatorów uszkodzeń linii oraz innych urządzeń stacji,
określonych w instrukcji eksploatacji,
p) kompletność dokumentacji eksploatacyjnej i ruchowej znajdującej się w stacji,
q) stan instalacji i urządzeń przeciwpożarowych oraz sprzętu pożarniczego.
- 48 -
VI.2.1.9. Oględziny instalacji przeprowadza się nie rzadziej niż co 5 lat, a w przypadkach
gdy instalacje te są narażone na szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące
działania czynników występujących podczas ich użytkowania, nie rzadziej niż raz
w roku, sprawdzając w szczególności:
a) stan widocznych części przewodów, izolatorów i ich zamocowania,
b) stan dławików w miejscu wprowadzenia przewodów do
przyłączeniowych, odbiorników energii elektrycznej i osprzętu,
skrzynek
c) stan osłon przed uszkodzeniami mechanicznymi przewodów,
d) stan ochrony przeciwporażeniowej,
e) gotowość ruchową urządzeń zabezpieczających, automatyki i sterowania,
f) stan napisów informacyjnych i ostrzegawczych oraz oznaczeń, a także ich
zgodność z dokumentacją techniczną.
VI.2.2.
Przeglądy elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
VI.2.2.1. Terminy i zakresy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci
rozdzielczej powinny wynikać z przeprowadzonych oględzin oraz oceny stanu
technicznego sieci.
VI.2.2.2. Terminy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci
rozdzielczej oraz związane z tym wyłączenia obiektów i urządzeń uzgadnia się
z operatorem systemu rozdzielczego.
VI.2.2.3. Przegląd linii napowietrznych obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym w p. VI.2.1.3,
b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w załączniku nr 4,
c) konserwacje i naprawy.
VI.2.2.4. Przegląd linii kablowej obejmuje w szczególności:
c) sprawdzenie stanu instalacji olejowej i sygnalizacji linii, w której
zainstalowano kable olejowe,
d) konserwacje i naprawy.
VI.2.2.5. Przegląd urządzeń stacji obejmuje w szczególności:
c) sprawdzenie działania układów zabezpieczeń, automatyki,
telemechaniki i sygnalizacji oraz środków łączności,
pomiarów,
d) sprawdzenie działania i współpracy łączników oraz ich stanu technicznego,
- 49 -
e) sprawdzenie działania urządzeń i instalacji sprężonego powietrza,
f) sprawdzenie działania urządzeń potrzeb własnych stacji, prądu przemiennego
i stałego,
g) sprawdzenie ciągłości i stanu połączeń głównych torów prądowych,
h) sprawdzenie stanu osłon, blokad, urządzeń ostrzegawczych i innych urządzeń
zapewniających bezpieczeństwo pracy,
i) konserwacje i naprawy.
VI.2.2.6. Przegląd instalacji obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym p. VI.2.1.9,
c) sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporażeniowej,
d) konserwacje i naprawy.
VI.2.3.
Ocena stanu technicznego sieci
VI.2.3.1. Oceny stanu technicznego sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym
110 kV dokonuje się nie rzadziej niż raz na 3 lata, a o napięciu znamionowym
niższym niż 110 kV nie rzadziej niż co 5 lat.
VI.2.3.2. Przy dokonywaniu oceny stanu
uwzględnia się w szczególności:
technicznego
sieci
elektroenergetycznej
a) wyniki oględzin, przeglądów, prób i pomiarów eksploatacyjnych,
b) zalecenia wynikające z programu pracy tych sieci, o których mowa w rozdziale
VII.5,
c) dane statystyczne o uszkodzeniach i zakłóceniach w pracy sieci,
d) wymagania określone w dokumentacji fabrycznej,
e) wymagania wynikające z lokalnych warunków eksploatacji,
f) wiek sieci oraz zakresy i terminy wykonania zabiegów konserwacyjnych
napraw i remontów,
g) warunki wynikające z planowanej rozbudowy sieci,
h) warunki bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpożarowej,
i) warunki ochrony środowiska naturalnego.
- 50 -
VI.2.4.
Remonty
VI.2.4.1. Uwzględniając w szczególności planowanie pracy systemu rozdzielczego, remonty
obiektów, sieci i jej elementów oraz instalacji przeprowadza się w terminach
i zakresach wynikających z dokonanej oceny stanu technicznego, uwzględniając
spodziewane efekty techniczno-ekonomiczne planowanych remontów.
VI.2.4.2. Terminy remontów oraz związanych z tym wyłączeń obiektów i urządzeń
uzgadnia się z operatorem systemu rozdzielczego.
VI.2.4.3. Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego
terminy remontów oraz związanych z tym wyłączeń obiektów i urządzeń w sieci
rozdzielczej koordynowanej.
- 51 -
VII. PROWADZENIE RUCHU SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.1.
OBOWIĄZKI OPERATORA SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
VII.1.1.
W zakresie prowadzenia ruchu operator systemu rozdzielczego na obszarze
kierowanej przez niego sieci rozdzielczej:
a) planuje pracę sieci rozdzielczej, w tym opracowuje: programy pracy sieci,
programy wyłączeń planowych oraz planuje i kieruje operacjami łączeniowymi,
b) planuje i kieruje pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, innych niż JWCD, w tym planuje techniczne możliwości pokrycia
zapotrzebowania w ramach sporządzania koordynacyjnych planów produkcji
energii elektrycznej,
c) prowadzi działania sterownicze, o których mowa w rozdziale VII.2,
d) opracowuje bilanse mocy i energii elektrycznej uwzględniając zawarte umowy
sprzedaży energii elektrycznej oraz umowy przesyłowe, utrzymywanie rezerw
mocy i świadczenie regulacyjnych usług systemowych,
e) zapewnia utrzymanie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy
i regulacyjnych usług systemowych, w celu dotrzymania standardowych
parametrów energii elektrycznej, w zakresie wynikającym z umowy zawartej
z operatorem systemu przesyłowego,
f) zbiera i przekazuje do operatora systemu przesyłowego dane oraz informacje
niezbędne dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego
kraju zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej,
g) wprowadza plany ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
h) likwiduje występujące w sieci rozdzielczej awarie sieciowe, awarie w systemie
i stany zagrożenia KSE, samodzielnie oraz we współpracy z operatorem
systemu przesyłowego oraz innymi operatorami systemów rozdzielczych.
VII.1.2.
Planowanie pracy systemu rozdzielczego odbywa się w okresach dobowych,
tygodniowych, miesięcznych, kwartalnych, rocznych i trzyletnich.
VII.1.3.
Działania operatora systemu rozdzielczego w zakresie bilansowania i regulacji
w obszarze sieci rozdzielczej, jako części składowej KSE są ustalane w drodze
umowy z operatorem systemu przesyłowego.
VII.1.4.
W przypadku, gdy operator systemu rozdzielczego i zarządzany przez niego obszar
sieci rozdzielczej spełniają samodzielnie kryteria współpracy równoległej ustalone
przez UCTE i zostanie utworzony tam samodzielny obszar regulacyjny, zasady
współdziałania z operatorem systemu przesyłowego jako koordynatorem KSE
i ewentualnie innych systemów regulowane są wg procedur UCTE. Regulacje te
muszą uwzględniać polskie uwarunkowania prawne.
- 52 -
VII.1.5.
Dla utworzenia obszarów regulacyjnych operatorzy systemów rozdzielczych mogą
łączyć części bądź całe obszary sieci rozdzielczej, których ruch prowadzą.
VII.1.6.
Operator systemu przesyłowego koordynuje pracę wybranych jednostek
wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym
110 kV oraz wybranych elementów sieci rozdzielczej 110 kV, określonych
w załączniku nr 1.
VII.1.7.
Operator systemu rozdzielczego na obszarze sieci rozdzielczej, za której ruch
odpowiada, koordynuje nastawienia zabezpieczeń i automatyk sieciowych oraz
uziemienia punktów neutralnych transformatorów w tej sieci, przy czym dla
zapewnienia bezpiecznej pracy sieci przesyłowej i rozdzielczej dokonuje
niezbędnych uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego. Dane niezbędne do
określenia nastaw automatyk w sieci rozdzielczej koordynowanej, operator
systemu rozdzielczego otrzymuje zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej od operatora systemu przesyłowego.
VII.2.
STRUKTURA
I
PODZIAŁ
KOMPETENCJI
SŁUŻB
DYSPOZYTORSKICH OPERATORA SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
VII.2.1.
Dla realizacji zadań wymienionych w rozdziale VII.1, operator systemu
rozdzielczego organizuje służby dyspozytorskie i ustala zakres oraz tryb
współdziałania tych służb.
VII.2.2.
Struktura zależności służb dyspozytorskich organizowanych przez operatora
systemu rozdzielczego i inne podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej ma
charakter hierarchiczny, służby dyspozytorskie niższego szczebla są
podporządkowane ruchowo służbom dyspozytorskim wyższego szczebla.
VII.2.3.
Organem koordynującym prace służb dyspozytorskich, o których mowa
w p. VII.2.2 są właściwi operatorzy systemu rozdzielczego.
VII.2.4.
Służby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego działają za pośrednictwem
własnego personelu dyżurnego oraz personelu dyżurnego innych podmiotów
przyłączonych do sieci rozdzielczej, na podstawie zawartych umów, o których
mowa w p. VII.2.10.
VII.2.5.
Operator systemu rozdzielczego przy pomocy służb dyspozytorskich, na obszarze
sieci rozdzielczej, za której ruch odpowiada, operatywnie kieruje:
a) układami pracy sieci rozdzielczej,
b) pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż
JWCD,
c) urządzeniami sieci rozdzielczej,
d) liniami wymiany z siecią rozdzielczą, za której ruch odpowiadają inni
operatorzy systemów rozdzielczych na podstawie zawartych umów,
e) czynnościami łączeniowymi wg podziału kompetencji.
- 53 -
VII.2.6.
Służby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego sprawują operatywne
kierownictwo nad urządzeniami systemu rozdzielczego, polegające na:
a) ciągłym śledzeniu pracy urządzeń,
b) dokonywaniu operacji ruchowych, bądź wydawaniu poleceń dokonywania
operacji ruchowych – w sieci rozdzielczej koordynowanej po uzgodnieniu
z operatorem systemu przesyłowego, dla elementów sieci innych podmiotów na
podstawie zawartych umów,
c) rejestrowaniu stanów pracy urządzeń,
d) prowadzeniu analiz z pracy urządzeń systemu rozdzielczego wraz z oceną ich
efektywności.
VII.2.7.
Służby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego na obszarze sieci
rozdzielczej, za której ruch odpowiada sprawują operatywny nadzór nad:
a) układami pracy sieci rozdzielczej operatywnie kierowanymi przez podległe mu
służby dyspozytorskie,
b) urządzeniami sieci rozdzielczej operatywnie kierowanymi przez podległe mu
służby dyspozytorskie,
c) czynnościami łączeniowymi i regulacyjnymi wykonywanymi przez personel
dyżurny wg podziału kompetencji,
d) źródłami energii elektrycznej czynnej i biernej operatywnie kierowanymi przez
podległe mu służby dyspozytorskie.
VII.2.8.
Służby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego wyższego szczebla
sprawują operatywny nadzór nad określonymi urządzeniami systemu
rozdzielczego będącymi w operatywnym kierownictwie służb dyspozytorskich
szczebla niższego, polegający na:
a) bieżącym uzyskiwaniu informacji o stanie pracy urządzeń,
b) przejmowaniu w uzasadnionych przypadkach operatywnego kierownictwa nad
urządzeniami,
c) wydawaniu zgody na wykonanie czynności ruchowych.
VII.2.9.
Wszystkie polecenia wydawane i przyjmowane przez służby dyspozytorskie
operatora systemu rozdzielczego są rejestrowane na nośniku magnetycznym lub
cyfrowym. Operator systemu rozdzielczego ustala okres ich przechowywania.
VII.2.10. Operator systemu rozdzielczego może zawierać umowy regulujące zasady
współpracy własnych służb dyspozytorskich ze służbami dyspozytorskimi innych
operatorów systemu rozdzielczego oraz służbami dyspozytorskimi innych
podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej, której ruch prowadzi, w stanach
pracy ustalonej systemu oraz w stanach szczególnych.
- 54 -
VII.2.11. Przedmiotem umowy, o której mowa w p. VII.2.10 jest w zależności od potrzeb:
a) podział kompetencji i odpowiedzialności w zakresie działań sterowniczych,
b) organizacja przerw i ograniczeń w dostawach energii elektrycznej,
c) określenie zasad i konsekwencji związanych z wzajemnym wykorzystaniem
elementów sieci rozdzielczej,
d) zakres i tryb obiegu informacji,
e) wykazy osób upoważnionych do prowadzenia uzgodnień,
f) szczegółowe ustalenia sposobów
wymienionych w rozdziale VII.1,
realizacji
poszczególnych
zadań
g) określenie zasad wzajemnego wykorzystywania służb dyspozytorskich,
h) koordynacja
i sieciowej,
pracy
automatyki
zabezpieczeniowej
i) upoważnienie do ustalania funkcji operatywnych.
VII.2.12. Koordynacja działań sterowniczych w stanach pracy ustalonej sieci rozdzielczej
jest przeprowadzana na podstawie instrukcji ruchowych opracowywanych
i uzgadnianych przez operatorów systemów rozdzielczych, których sieci
rozdzielcze są połączone ze sobą, a instrukcje te stanowią integralną część umów,
zawartych przez podmioty.
VII.3.
PLANOWANIE
TECHNICZNYCH
MOŻLIWOŚCI
POKRYCIA
ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ
VII.3.1.
Dla potrzeb planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na
moc i energię elektryczną operator systemu rozdzielczego sporządza:
a) plany koordynacyjne,
b) bilanse
techniczno-handlowe,
koordynacyjnych.
stanowiące
aktualizacje
planów
VII.3.2.
Jednostki wytwórcze i odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci rozdzielczej
uczestniczący w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a podlegają procesowi
planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc i energię
elektryczną, w tym sporządzania dobowych planów pracy jednostek wytwórczych,
realizowanemu przez operatora systemu przesyłowego. Jednostki wytwórcze
i odbiorców końcowych obowiązują w tym zakresie zapisy Instrukcji ruchu
VII.3.3.
Analizy sieciowo-systemowe dla sieci rozdzielczej koordynowanej są realizowane,
zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, przez operatora
systemu przesyłowego. Są one elementem analiz sieciowo-systemowych
realizowanych dla obszaru sieci zamkniętej.
- 55 -
VII.3.4.
Jednym z elementów analiz, o których mowa w p. VII.3.3 jest określenie jednostek
wytwórczych o generacji wymuszonej. Jednostki wytwórcze o generacji
wmuszonej przyłączone do sieci rozdzielczej koordynowanej obowiązują zapisy
Regulaminu generacji wymuszonej, stanowiącego część szczegółową Instrukcji
VII.3.5.
Podstawowymi celami planowania technicznych możliwości pokrycia
zapotrzebowania na moc i energię elektryczną realizowanego przez operatora
systemu rozdzielczego są:
a) zebranie i przetworzenie danych niezbędnych dla procesu planowania
technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc i energię
elektryczną w KSE prowadzonego przez operatora systemu przesyłowego,
b) ustalenie planów produkcji energii elektrycznej dla wytwórców lub poboru
energii elektrycznej przez odbiorców końcowych uczestniczących pośrednio
w rynku bilansującym.
VII.3.6.
Operator systemu rozdzielczego ustala sposób udostępniania planów
koordynacyjnych produkcji energii elektrycznej oraz bilansów technicznohandlowych.
VII.3.7.
Operator systemu rozdzielczego sporządza następujące plany koordynacyjne
produkcji energii elektrycznej, będące planami technicznymi:
a) roczny plan koordynacyjny (PKR),
b) miesięczny plan koordynacyjny (PKM),
c) wstępny plan koordynacyjny dobowy (WPKD).
VII.3.8.
Operator systemu rozdzielczego sporządza dobowy plan koordynacyjny (PKD),
będący planem realizacyjnym.
VII.3.9.
Plan koordynacyjny PKR zawiera dla poszczególnych miesięcy:
a) prognozowane średniomiesięczne zapotrzebowanie na moc w szczytach
obciążeń dni roboczych,
b) prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną,
c) średniomiesięczne saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej
poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN, w szczytach
obciążeń dni roboczych, wynikające z zawartych kontraktów,
d) planowaną wymianę międzysystemową energii elektrycznej realizowaną
poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN, wynikającą
z zawartych kontraktów,
e) prognozowane wartości średniomiesięczne mocy osiągalnych i mocy
dyspozycyjnych poszczególnych jednostek wytwórczych koordynowanych
przez operatora systemu przesyłowego, w szczytach obciążeń dni roboczych,
f) prognozowane wartości średniomiesięczne sumaryczne mocy osiągalnych
i mocy dyspozycyjnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, innych niż JWCD i innych niż podane w p. e), w szczytach
obciążeń dni roboczych każdego miesiąca, z podziałem na: cieplne, wodne
i przemysłowe,
- 56 -
g) sumę prognozowanych średniomiesięcznych mocy generowanych przez
jednostki wytwórcze przyłączone do sieci rozdzielczej innych niż JWCD,
których produkcja jest zdeterminowana, w szczytach obciążeń dni roboczych,
h) sumę prognozowanego średniomiesięcznego zużycia energii elektrycznej przez
odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących
bezpośrednio lub pośrednio w rynku bilansującym,
i) plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej ograniczających możliwość
realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej,
j) przewidywane ograniczenia sieciowe, poza obszarem sieci zamkniętej,
k) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w szczytach obciążeń
dni roboczych,
VII.3.10. Plan koordynacyjny PKM zawiera dla poszczególnych dni:
a) prognozowane minimalne i maksymalne zapotrzebowanie na moc,
b) prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną,
c) saldo mocy wymiany międzysystemowej w szczycie obciążenia, realizowanej
poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN i wynikające
d) planowaną wymianę międzysystemową energii elektrycznej, realizowaną
poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN i wynikającą
e) prognozowane wartości mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych
poszczególnych jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora
systemu przesyłowego, w szczycie obciążenia,
f) prognozowane wartości sumaryczne mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych
jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD
i innych niż podane w p. e), w szczycie obciążenia, z podziałem na: cieplne,
wodne i przemysłowe,
g) sumę prognozowanych mocy generowanych przez jednostki wytwórcze
przyłączone do sieci rozdzielczej innych niż JWCD, których produkcja jest
zdeterminowana, w szczycie obciążenia,
h) sumę prognozowanego zapotrzebowania na moc przez odbiorców końcowych
przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących bezpośrednio lub
pośrednio w rynku bilansującym, w szczycie obciążenia,
i) plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej ograniczających możliwość
j) przewidywane ograniczenia sieciowe, poza obszarem sieci zamkniętej,
k) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w szczycie obciążenia.
- 57 -
VII.3.11. Plan koordynacyjny WPKD zawiera dla każdej godziny doby:
a) prognozowane zapotrzebowanie na moc,
b) prognozowane saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej poprzez
sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN,
c) prognozowane moce dyspozycyjne poszczególnych jednostek wytwórczych
koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego,
d) prognozowane moce dyspozycyjne jednostek wytwórczych przyłączonych do
sieci rozdzielczej, innych niż JWCD i innych niż podane w p. c), z podziałem
na: cieplne, wodne i przemysłowe,
e) prognozowane obciążenie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej innych niż JWCD, których produkcja jest zdeterminowana,
f) prognozowane zużycie energii elektrycznej przez odbiorców końcowych
przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących bezpośrednio lub
pośrednio w rynku bilansującym,
g) plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej ograniczających możliwość
h) przewidywane ograniczenia sieciowe, poza obszarem sieci zamkniętej,
i) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w szczycie obciążenia.
VII.3.12. Plan koordynacyjny PKD zawiera dla każdej godziny doby:
a) prognozowane zapotrzebowanie na moc,
b) planowane saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej poprzez
sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN,
c) planowane moce dyspozycyjne poszczególnych jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci rozdzielczej koordynowanych przez operatora systemu
przesyłowego,
d) planowane moce dyspozycyjne jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, innych niż JWCD i innych niż podane w p. c), z podziałem na:
cieplne, wodne i przemysłowe,
e) planowane obciążenie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, innych niż JWCD, których produkcja jest zdeterminowana,
f) planowane obciążenie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, uczestniczących pośrednio w rynku bilansującym,
g) planowane zużycie energii elektrycznej przez odbiorców końcowych
przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących pośrednio w rynku
bilansującym.
VII.3.13. Operator systemu rozdzielczego sporządza i udostępnia plany koordynacyjne
w terminach:
a) plan koordynacyjny PKR - do 1 listopada każdego roku na okres 3 kolejnych
lat,
- 58 -
b) plan koordynacyjny PKM - do 26 dnia miesiąca poprzedzającego,
c) plan koordynacyjny WPKD dla doby n - do godz. 16:00 doby n-2,
d) plan koordynacyjny PKD dla doby n - do godz. 16:00 doby n-1.
VII.3.14. Operator systemu rozdzielczego sporządza i udostępnia następujące bilanse
techniczno-handlowe,
stanowiące
aktualizację
odpowiednich
planów
koordynacyjnych tj. PKR, PKM i WPKD:
a) bilanse techniczno-handlowe roczne (BTHR) na kolejne 18 miesięcy, trzy razy
w roku, w terminach do 1 marca, 1 czerwca i 1 września każdego roku,
b) bilanse techniczno-handlowe miesięczne (BTHM) na kolejne 6 tygodni,
w czwartek co dwa tygodnie,
c) bilanse techniczno-handlowe dobowe (BTHD) na 7 dni, codziennie do godz.
16:00.
VII.3.15. Operator systemu rozdzielczego sporządza i udostępnia codziennie do godz. 16:00
doby n-1 następujące plany dobowe:
a) plan koordynacyjny PKD dla doby n,
b) plan koordynacyjny WPKD dla doby n+1,
c) bilans BTHD dla dób od n+2 do n+8.
VII.3.16. W ramach planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na
energię elektryczną operator systemu rozdzielczego wykonuje prognozy
zapotrzebowania na moc i energię elektryczną zgodnie z rozdz. VII.4.
VII.3.17. Podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej przekazują operatorowi systemu
rozdzielczego dane określone w rozdz. VII.10 niezbędne do planowania
technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną.
VII.3.18. W ramach planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania
operator systemu rozdzielczego zatwierdza plany remontów jednostek
wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD. Dla
jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego,
operator systemu rozdzielczego uzgadnia plan remontów z operatorem systemu
przesyłowego.
VII.3.19. Operator systemu rozdzielczego przesyła do wytwórców zatwierdzone plany
remontów w terminach:
a) plan roczny - do 1 listopada każdego roku na następne 3 lata kalendarzowe,
b) plany kwartalne - do 1 lutego, 1 maja i 1 sierpnia dla kolejnych 18 miesięcy
kalendarzowych,
c) plany tygodniowe - do co drugiej środy na kolejne 6 tygodni rozpoczynające
się od najbliższej soboty.
VII.3.20. Operatorzy systemów rozdzielczych określają jednostki wytwórcze, których
produkcja jest zdeterminowana zgodnie z rozporządzeniem, o którym mowa
w p. II.3.j.
- 59 -
VII.3.21. Operator systemu rozdzielczego w ramach sporządzania planów rocznych,
kwartalnych, tygodniowych i dobowych, na podstawie wykonanych analiz
technicznych, określa ograniczenia sieciowe oraz ich zakres dla pracy jednostek
wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, poza obszarem sieci zamkniętej.
VII.3.22. Operatorzy systemów rozdzielczych przekazują sobie wzajemnie plany
koordynacyjne produkcji energii elektrycznej i bilanse techniczno-handlowe
w terminach, o których mowa w p. od VII.3.13 do VII.3.15 w zakresie, w jakim
ich realizacja może mieć wpływ na ruch sieci prowadzony przez sąsiednich
operatorów systemów rozdzielczych.
VII.3.23. Operator systemu rozdzielczego udostępnia dla każdej godziny doby od n-7 do n-1
następujące rzeczywiste dane dotyczące obszaru jego działania:
a) zużycie energii elektrycznej,
b) produkcję energii elektrycznej przez jednostki wytwórcze przyłączone do sieci
rozdzielczej, nie uczestniczące w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a i nie
będące jednostkami wytwórczymi o generacji wymuszonej w obszarze sieci
zamkniętej,
c) zagregowaną dyspozycyjność jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, nie uczestniczących w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a
i nie będących jednostkami wytwórczymi o generacji wymuszonej w obszarze
sieci zamkniętej,
d) zdeterminowaną produkcję energii elektrycznej przez jednostki wytwórcze
inne niż JWCD,
e) wymuszoną produkcję energii elektrycznej, poza obszarem sieci zamkniętej,
f) moc wymiany międzysystemowej zrealizowanej siecią rozdzielczą 110 kV
oraz łącznie siecią SN i nN,
g) remonty i odstawienia jednostek wytwórczych oraz remonty i odstawienia sieci
wpływające na ograniczenie zakresu realizacji umów sprzedaży energii
elektrycznej lub umów przesyłowych,
h) awarie jednostek wytwórczych oraz awarie sieci wpływające na ograniczenie
zakresu realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów
przesyłowych.
- 60 -
VII.4.
PROGNOZOWANIE ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ
ELEKTRYCZNĄ ORAZ PLANY WYMIANY MIĘDZYSYSTEMOWEJ
VII.4.1.
Operator systemu rozdzielczego sporządza następujące prognozy zapotrzebowania
na moc i energię elektryczną w sieci rozdzielczej przez siebie zarządzanej:
a) prognozy roczne i kwartalne obejmujące wielkość maksymalnego,
minimalnego i średniomiesięcznego zapotrzebowania na moc w szczytach
obciążeń dni roboczych oraz sumaryczną wielkość zapotrzebowania na energię
elektryczną dla poszczególnych miesięcy,
b) prognozy miesięczne obejmujące wielkość maksymalnego, minimalnego
i średniotygodniowego zapotrzebowania na moc w szczytach obciążeń dni
roboczych oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną dla
poszczególnych tygodni,
c) prognozy tygodniowe obejmujące wielkość maksymalnego i minimalnego
zapotrzebowania na moc oraz wielkość zapotrzebowania na energię
elektryczną dla poszczególnych dób,
d) prognozy dobowe obejmujące wielkość zapotrzebowania na moc dla
poszczególnych godzin doby.
VII.4.2.
Operator systemu rozdzielczego planuje wymianę międzysystemową mocy
i energii elektrycznej realizowaną poprzez sieć rozdzielczą w podziale na wymianę
realizowaną siecią 110 kV oraz sieciami SN i nN łącznie, dla następujących
okresów:
a) plany roczne i kwartalne obejmujące wartości średniomiesięcznej mocy
wymiany międzysystemowej w okresach szczytów dobowych obciążenia KSE,
dla dni roboczych, dla każdego miesiąca oraz wartości energii elektrycznej
wymiany międzysystemowej dla każdego miesiąca, wynikające z zawartych
kontraktów,
b) plany tygodniowe obejmujące wartości mocy wymiany międzysystemowej
w okresach szczytów dobowych obciążenia KSE, dla każdego dnia oraz
wartości energii elektrycznej wymiany międzysystemowej dla każdej doby,
wynikające z zawartych kontraktów,
c) plany dobowe obejmujące wartości mocy wymiany międzysystemowej dla
każdej godziny doby.
VII.4.3.
Prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz plany wymiany
międzysystemowej są wykonywane w terminach:
a) prognozy i plany roczne do 15 października każdego roku na następne 3 lata
kalendarzowe,
b) prognozy i plany kwartalne do 1 lutego, 1 maja i 1 sierpnia dla kolejnych 18
miesięcy kalendarzowych,
c) prognozy i plany miesięczne do 15 dnia miesiąca poprzedzającego,
d) prognozy i plany tygodniowe do co drugiej środy na kolejne 6 tygodni
rozpoczynające się od najbliższej soboty,
e) prognozy i plany dobowe codziennie do godziny 9:30 dla kolejnych 9 dób.
- 61 -
VII.4.4.
Prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną sporządzone przez
operatora systemu rozdzielczego zgodnie z p. VII.4.1 uwzględniają prognozy
przygotowane przez odbiorców końcowych uczestniczących pośrednio w rynku
bilansującym.
VII.5.
PROGRAMY PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.5.1.
Ruch elektroenergetycznej sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym wyższym
niż 1 kV jest prowadzony na podstawie programu pracy. Dla poszczególnych
części elektroenergetycznej sieci rozdzielczej mogą być opracowane odrębne
programy pracy.
VII.5.2.
Operator systemu rozdzielczego określa sytuację i warunki, dla których występuje
konieczność opracowania programów pracy sieci o napięciu znamionowym
niższym niż 1 kV.
VII.5.3.
W programie pracy sieci elektroenergetycznej są określane w szczególności:
a) układy połączeń sieci dla ruchu w warunkach normalnych i w wybranych
stanach szczególnych,
b) wymagane poziomy napięcia,
c) wartości mocy zwarciowych,
d) rozpływy mocy czynnej i biernej w charakterystycznych stanach pracy sieci,
e) dopuszczalne obciążenia,
f) warunki uruchomienia urządzeń rezerwowych i dodatkowych źródeł mocy
biernej,
g) nastawienia zabezpieczeń oraz automatyki łączeniowej i regulacyjnej,
h) nastawienia zaczepów dławików gaszących,
i) ograniczenia poboru mocy elektrycznej,
j) miejsca uziemienia punktów gwiazdowych transformatorów,
k) charakterystyka odbioru,
l) harmonogram pracy transformatorów.
VII.5.4.
Program pracy elektroenergetycznej sieci rozdzielczej o napięciu poniżej 110 kV
jest aktualizowany nie rzadziej niż co 5 lat.
VII.5.5.
Programy pracy sieci 110 kV są opracowywane przez operatora systemu
rozdzielczego do dnia:
a) 30 października każdego roku - na szczyt jesienno-zimowy,
b) 30 kwietnia każdego roku dla doliny letniej.
- 62 -
VII.5.6.
programy pracy sieci 110 kV w zakresie sieci rozdzielczej koordynowanej.
VII.6.
PLANY WYŁĄCZEŃ ELEMENTÓW SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.6.1.
Operator systemu rozdzielczego opracowuje roczny, miesięczny, tygodniowy
i dobowy plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej.
VII.6.2.
Operator systemu rozdzielczego opracowuje i zgłasza do uzgodnienia operatorowi
systemu przesyłowego w zakresie sieci rozdzielczej koordynowanej, następujące
plany wyłączeń elementów sieci rozdzielczej:
a) plan roczny do dnia 1 października roku poprzedzającego na 3 kolejne lata
kalendarzowe,
b) plan miesięczny do 10 dnia miesiąca poprzedzającego na kolejny miesiąc
kalendarzowy,
c) plan tygodniowy do wtorku tygodnia poprzedzającego na 1 tydzień liczony od
soboty,
d) plan dobowy do godz. 11:00 dnia poprzedzającego na 1 dobę lub kilka
kolejnych dni wolnych od pracy.
VII.6.3.
Podmiot zgłaszający do operatora systemu rozdzielczego propozycję wyłączenia
elementu sieci rozdzielczej określa:
a) nazwę elementu,
b) proponowany termin wyłączenia,
c) minimalny czas przywrócenia elementu do pracy,
d) typ wyłączenia (jednorazowe, trwałe, codzienne),
e) opis wykonywanych prac.
VII.6.4.
Podmioty zgłaszają operatorowi systemu rozdzielczego propozycję wyłączenia
elementu sieci rozdzielczej co najmniej na 14 dni przed planowaną datą
wyłączenia.
VII.6.5.
Operator systemu rozdzielczego podejmuje decyzję zatwierdzającą lub
odrzucającą propozycję wyłączenia elementu sieci rozdzielczej w terminie do 5
dni od daty dostarczenia propozycji wyłączenia.
VII.6.6.
Operator systemu rozdzielczego jest odpowiedzialny za dokonanie uzgodnień
z operatorem systemu przesyłowego zgłoszonych przez podmioty propozycji
wyłączeń w sieci rozdzielczej koordynowanej.
- 63 -
VII.7.
PROGRAMY ŁĄCZENIOWE
VII.7.1.
Programy łączeniowe zawierają co najmniej:
a) opis stanu łączników przed realizacją programu,
b) szczegółowy opis operacji
wykonywanych czynności,
łączeniowych
z
zachowaniem
kolejności
c) opisy stanów pracy i nastawień zabezpieczeń i automatyk w poszczególnych
fazach programu,
d) schematy ułatwiające ocenę stanu pracy sieci w poszczególnych fazach
programu,
e) czas rozpoczęcia i czas przewidywanego zakończenia realizacji programu.
VII.7.2.
Operator systemu rozdzielczego zatwierdza programy łączeniowe w systemie
rozdzielczym nie wymagające uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego
w terminie nie dłuższym niż 7 dni od daty przekazania.
VII.7.3.
W przypadku, gdy programy łączeniowe dotyczą elementów sieci rozdzielczej
koordynowanej lub jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej
koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, zgodnie z Instrukcją
ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, operator systemu rozdzielczego uzgadnia
programy łączeniowe z operatorem systemu przesyłowego.
VII.7.4.
Propozycje programów łączeniowych należy przekazywać do zatwierdzenia
operatorowi systemu rozdzielczego w terminach:
a) 10 dni przed planowaną datą łączeń w przypadku programów łączeniowych
nowych elementów lub po dłuższym postoju związanym z modernizacją lub
przebudową,
b) 7 dni przed planowaną datą łączeń w przypadku innych programów
łączeniowych niż wymienione w p. a).
VII.7.5.
Programy łączeniowe muszą zostać uzgodnione najpóźniej na 24 godziny przed
planowaną godziną wykonania programu.
VII.7.6.
Terminy wymienione w p. VII.7.4 i VII.7.5 nie dotyczą programów łączeniowych
wymuszonych procesem likwidacji awarii sieciowej lub awarii w systemie.
- 64 -
VII.8.
ZASADY DYSPONOWANIA MOCĄ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.8.1.
Wytwórcy posiadający przyłączone do sieci rozdzielczej JWCD lub jednostki
wytwórcze uczestniczące w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a, inne niż
JWCD biorą udział w procesie dysponowania mocą, zgodnie z procedurami
określonymi przez operatora systemu przesyłowego w Instrukcji ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej, w tym w szczególności w Regulaminie rynku
bilansującego.
VII.8.2.
Wytwórcy posiadający JWCD przyłączone do sieci rozdzielczej, uzgadniają
z operatorem systemu rozdzielczego plany maksymalnych i minimalnych mocy
dyspozycyjnych oraz harmonogramy remontów planowych, przed ich
przekazaniem operatorowi systemu przesyłowego.
VII.8.3.
Uwzględniając otrzymane zgłoszenia umów sprzedaży energii elektrycznej,
operator systemu rozdzielczego określa dla jednostek wytwórczych przyłączonych
do sieci rozdzielczej, innych niż podane w p. VII.8.1:
a) czas synchronizacji,
b) czas osiągnięcia pełnych zdolności wytwórczych,
c) planowane obciążenie mocą czynną,
d) czas odstawienia.
VII.8.4.
parametry pracy jednostek wytwórczych, o których mowa w p. VII.8.3,
w przypadku jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej
i koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego.
VII.8.5.
Wprowadzenie do ruchu i odstawienie jednostki wytwórczej innej niż określone
w p. VII.8.1 odbywa się na podstawie planu koordynacyjnego PKD,
przekazywanego przez operatora systemu rozdzielczego poszczególnym
wytwórcom.
VII.8.6.
Operator systemu rozdzielczego i operator systemu przesyłowego uzgadniają,
zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, zmiany w planach
produkcji jednostek wytwórczych nie uczestniczących w rynku bilansującym,
jeżeli wymaga tego bezpieczeństwo pracy KSE.
VII.8.7.
Operator systemu rozdzielczego może polecić pracę jednostek wytwórczych
z przeciążeniem lub zaniżeniem mocy wytwarzanej poniżej dopuszczalnego
minimum jeśli przewidują to dwustronne umowy lub w przypadku zagrożenia
bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego.
VII.8.8.
Wytwórcy w zakresie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej
są zobowiązani do niezwłocznego przekazywania operatorowi systemu
rozdzielczego informacji o zmianie mocy dyspozycyjnej.
- 65 -
VII.9.
ZGŁASZANIE OPERATOROWI SYSTEMU ROZDZIELCZEGO UMÓW
SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ
VII.9.1.
Wytwórcy posiadający JWCD oraz inne podmioty uczestniczące bezpośrednio
w rynku bilansującym, przyłączone do sieci rozdzielczej, biorą udział
w procedurze zgłaszania umów sprzedaży energii elektrycznej określonej przez
operatora systemu przesyłowego w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej. W zakresie umów sprzedaży energii elektrycznej zawieranych przez
te podmioty z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku
bilansującym podlegają one również procedurze zgłaszania umów określonej
w IRiESR.
VII.9.2.
Podmioty, po zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej oraz umowy
przesyłowej, zgłaszają umowę sprzedaży do realizacji operatorowi systemu
rozdzielczego, właściwemu ze względu na miejsce dostarczania energii
elektrycznej oraz dane i informacje niezbędne do planowania i prowadzenia ruchu
sieciowego. W szczególności dane i informacje obejmują miesięczne lub
godzinowe ilości energii elektrycznej.
VII.9.3.
Dane dotyczące zestawienia ilości energii elektrycznej w umowach sprzedaży są
przekazywane operatorowi systemu rozdzielczego nie później niż:
a) do końca trzeciego kwartału roku poprzedzającego - dane o średnich rocznych
dostawach energii elektrycznej,
b) 7 dni roboczych przed rozpoczęciem miesiąca - dane o średnich miesięcznych
dostawach energii elektrycznej,
c) do godziny 9:00 dnia poprzedzającego dzień, w którym dostarczana będzie
energia elektryczna - dane godzinowe, zgodnie z zasadami określonymi
w Regulaminie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej, stanowiącym
załącznik nr 6 do IRiESR.
VII.9.4.
Operator systemu rozdzielczego dokonuje uzgodnień warunków realizacji umów
sprzedaży energii elektrycznej z operatorem systemu przesyłowego, o ile dotyczą
one jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu
przesyłowego, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
VII.9.5.
Operatorzy handlowi zgłaszają do operatora systemu rozdzielczego transakcje
zawarte przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej, zarządzanej przez
danego operatora systemu rozdzielczego. Zgłoszenie to obejmuje transakcje
sprzedaży energii elektrycznej oraz transakcje nabycia energii elektrycznej.
- 66 -
VII.10.
DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ
SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
PODMIOTY
OPERATOROWI
VII.10.1. Operator systemu rozdzielczego otrzymuje od operatora systemu przesyłowego
dane zgodnie z zakresem określonym w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej.
VII.10.2. Odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez operatora
i korzystający z tego prawa przyłączeni do sieci SN i nN, sporządzają i przesyłają
na piśmie do operatora systemu rozdzielczego:
a) prognozy roczne i kwartalne obejmujące wielkość maksymalnego,
minimalnego i średniomiesięcznego zapotrzebowania na moc w szczytach
obciążeń dni roboczych oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną
dla poszczególnych miesięcy,
b) prognozy miesięczne obejmujące wielkość maksymalnego, minimalnego
i średniotygodniowego zapotrzebowania na moc w szczytach obciążeń dni
roboczych oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną dla
poszczególnych tygodni,
c) prognozy tygodniowe obejmujące wielkość maksymalnego i minimalnego
zapotrzebowania na moc oraz wielkość zapotrzebowania na energię
elektryczną dla poszczególnych dób,
d) prognozy dobowe obejmujące wielkość zapotrzebowania na moc dla
poszczególnych godzin doby,
e) inne prognozy zapotrzebowania, dla okresów uzgodnionych przez operatora
systemu rozdzielczego i odbiorcę końcowego.
VII.10.3. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną
przekazują operatorowi systemu rozdzielczego prognozy zapotrzebowania na moc
i energię elektryczną dla odbiorców końcowych przyłączonych do sieci SN i nN,
na podstawie zapotrzebowania w ostatnich okresach rozliczeniowych, z wyjątkiem
prognoz dla wskazanych przez operatora systemu rozdzielczego odbiorców
końcowych uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych i korzystających
z tego prawa.
VII.10.4. Dane, o których mowa w p. VII.10.2 i VII.10.3, są przekazywane do operatora
systemu rozdzielczego w terminach do:
a) prognozy roczne do dnia 15 września każdego roku na następne 3 lata
kalendarzowe,
b) prognozy kwartalne do 15 stycznia, 15 kwietnia i 15 lipca dla kolejnych
18 miesięcy kalendarzowych,
c) prognozy miesięczne do 7 dnia miesiąca poprzedzającego,
d) prognozy tygodniowe do co drugiego wtorku, do godz. 10:00 na kolejne
6 tygodni rozpoczynające się od najbliższej soboty,
e) prognozy dobowe codziennie do godziny 8:00 dla kolejnych 9 dób.
- 67 -
VII.10.5. Wytwórcy, w zakresie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, innych niż JWCD, przekazują do operatora systemu rozdzielczego
następujące informacje:
a) proponowany harmonogram remontów planowych, prognozowane wartości
średniomiesięcznych mocy osiągalnych i dyspozycyjnych oraz prognozowaną
moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja jest
zdeterminowana, dla szczytów obciążeń dni roboczych do dnia 1 października
każdego roku na następne trzy lata kalendarzowe,
b) proponowany harmonogram remontów planowych, prognozowane wartości
średniomiesięcznych mocy osiągalnych i dyspozycyjnych oraz prognozowaną
moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja jest
zdeterminowana, dla szczytów obciążeń dni roboczych do dnia 15 stycznia,
15 kwietnia i 15 lipca, w każdym terminie dla kolejnych 18 miesięcy
kalendarzowych,
c) prognozowane wartości mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych,
prognozowane wartości ubytków mocy na remonty planowe oraz
prognozowaną moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja
jest zdeterminowana, dla każdej doby, do co drugiego wtorku na kolejne
6 tygodni rozpoczynające się od najbliższej soboty,
d) planowane wartości mocy dyspozycyjnych maksymalnych i minimalnych oraz
planowaną moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja jest
zdeterminowana, dla każdej godziny doby codziennie do godziny 9:00 dla
kolejnych 9 dób.
- 68 -
VIII. BEZPIECZEŃSTWO
TYCZNEGO
VIII.1.
PRACY
STAN ZAGROŻENIA
W SYSTEMIE
KSE,
SYSTEMU
AWARIA
ELEKTROENERGE-
SIECIOWA
I
AWARIA
VIII.1.1. Operator systemu przesyłowego, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej, na bieżąco kontroluje warunki pracy KSE. W szczególnych
przypadkach operator systemu przesyłowego może ogłosić stan zagrożenia KSE.
VIII.1.2. Stan zagrożenia KSE jest ogłaszany w przypadku stwierdzenia realnego
niebezpieczeństwa niestabilności systemu, awaryjnego wydzielenia części sieci
przesyłowej lub ograniczenia dostaw energii elektrycznej do odbiorców.
W szczególności stan zagrożenia KSE może być spowodowany:
a) brakiem mocy dyspozycyjnej jednostek wytwórczych, pokrywającej
zapotrzebowanie energii elektrycznej oraz zapewniającej odpowiedni poziom
rezerwy mocy, przy uwzględnieniu salda mocy wymiany międzysystemowej,
b) brakiem dyspozycyjności zdolności przesyłowych, zapewniających
dotrzymanie parametrów jakościowo-niezawodnościowych w węzłach
odbiorczych lub bezpieczne wyprowadzenie mocy z jednostek wytwórczych,
zapewniających zrównoważenie bilansu mocy w KSE,
c) niedyspozycyjnością systemowej infrastruktury technicznej, wymaganej dla
sterowania pracą KSE w czasie rzeczywistym.
VIII.1.3. Poprzez ogłoszenie stanu zagrożenia KSE operator systemu przesyłowego
zawiesza realizację (rozliczanie) umów sprzedaży energii elektrycznej
zgłoszonych na rynku bilansującym, według normalnych procedur
obowiązujących na tym rynku i stosuje procedury awaryjne. Procedury awaryjne
stosowane na rynku bilansującym określa Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej.
VIII.1.4. Operator systemu przesyłowego może stosować procedury awaryjne rynku
bilansującego, o których mowa w p. VIII.1.3 w przypadkach awarii sieciowych
i awarii w systemie nie powodujących powstania stanu zagrożenia KSE. Wówczas
procedury te dotyczą podmiotów objętych skutkami awarii.
VIII.1.5. W stanie zagrożenia KSE ogłoszonym przez operatora systemu przesyłowego,
JWCD przyłączone do sieci rozdzielczej stosują się do bezpośrednich poleceń
operatora systemu przesyłowego. Pozostali wytwórcy oraz odbiorcy końcowi
przyłączeni do sieci rozdzielczej stosują się do poleceń właściwego operatora
systemu rozdzielczego. W przypadkach awarii sieciowych i awarii w systemie nie
powodujących wystąpienia stanu zagrożenia KSE bezpośrednie polecenia
właściwych operatorów realizują podmioty bezpośrednio angażowane w proces
usunięcia skutków awarii.
VIII.1.6. Operator systemu rozdzielczego wraz z operatorem systemu przesyłowego
podejmują, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej,
niezwłoczne działania zmierzające do likwidacji stanu zagrożenia KSE, awarii
sieciowej lub awarii w systemie.
- 69 -
VIII.2.
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ
VIII.2.1. Operator systemu rozdzielczego prowadzi ruch sieci rozdzielczej w sposób
zapewniający bezpieczeństwo realizacji dostaw energii elektrycznej przesyłanej
siecią rozdzielczą.
VIII.2.2. Operator systemu rozdzielczego dotrzymuje standardowych parametrów energii
elektrycznej poprzez zapewnienie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw
mocy oraz regulacyjnych usług systemowych, w zakresie wynikającym z umowy
zawieranej z operatorem systemu przesyłowego.
VIII.2.3. Umowa zawierana pomiędzy operatorem systemu przesyłowego i operatorem
systemu rozdzielczego, o której mowa w p. VIII.2.2, określa w szczególności:
a) wielkość rezerw mocy i regulacyjnych usług systemowych kontraktowanych
przez operatora systemu rozdzielczego,
b) zasady wykorzystywania oraz sterowania rezerwami mocy i regulacyjnymi
usługami systemowymi kontraktowanymi przez operatora systemu
rozdzielczego,
c) zasady wzajemnych rozliczeń.
VIII.2.4. W przypadku braku umowy, o której mowa w p. VIII.2.2 odpowiedni poziom
oraz struktura rezerw mocy i regulacyjnych usług systemowych są zapewniane
zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej przez operatora systemu
przesyłowego.
- 70 -
IX. ZASADY POSTĘPOWANIA PRZY WYSTĄPIENIU
CIĄGŁOŚCI DOSTAW LUB WYSTĄPIENIU AWARII
IX.1.
ZAGROŻEŃ
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się wg
następujących trybów:
a) tryb normalny,
b) tryb awaryjny.
IX.2.
Zagadnienia związane z wprowadzaniem ograniczeń w dostawie energii
elektrycznej wg trybu normalnego są regulowane rozporządzeniem Rady
Ministrów, o którym mowa w p. II.3.d, natomiast z wprowadzaniem ograniczeń
w dostawie energii elektrycznej wg trybu awaryjnego są regulowane w niniejszym
rozdziale.
IX.3.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się wg
trybu normalnego po wyczerpaniu przez operatora systemu przesyłowego
i operatorów systemów rozdzielczych wszystkich możliwych środków służących
zaspokojeniu potrzeb odbiorców na energię elektryczną oraz przy dołożeniu
najwyższej staranności w zakresie zapewnienia maksymalnych dostaw
z dostępnych źródeł.
IX.4.
Zgodnie z art. 11 ust. 1 ustawy Prawo energetyczne Rada Ministrów w drodze
rozporządzenia może wprowadzić na wniosek Ministra Gospodarki ograniczenia
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na czas określony, na terenie kraju
lub jego części, w przypadku możliwości wystąpienia:
a) zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego państwa polegającego
długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo-energetycznym,
na
b) zagrożenia bezpieczeństwa osób,
c) znacznych strat materialnych.
IX.5.
Operator systemu rozdzielczego współpracuje z operatorem systemu przesyłowego
zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, w zakresie niezbędnym
dla przygotowania przez operatora systemu przesyłowego zgłoszenia do wniosku
Ministra Gospodarki, o którym mowa w p. IX.4.
IX.6.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadzane w trybie
normalnym dotyczą odbiorców końcowych o mocy zamówionej powyżej 300 kW.
IX.7.
Operator systemu rozdzielczego podejmuje działania niezbędne dla zapewnienia
ciągłości dostaw energii elektrycznej i zapobiegania możliwości wystąpienia
awarii w sieci, a także ograniczania skutków i czasu trwania takich awarii, przy
współpracy z wytwórcami i odbiorcami końcowymi przyłączonymi do sieci
rozdzielczej oraz innymi operatorami systemów rozdzielczych, a także
z operatorem systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej.
IX.8.
W ramach działań, o których mowa w p. IX.7, operator systemu rozdzielczego:
a) opracowuje plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej, zgodnie z rozporządzeniem o którym mowa w p. II.3.d,
b) stosuje automatykę SCO i SCA.
- 71 -
IX.9.
Operatorzy systemów rozdzielczych uzgadniają plany wprowadzania ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej między sobą oraz z operatorem
systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IX.10.
Ograniczenia wprowadzane zgodnie z planem wprowadzania ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej określa się w stopniach zasilania od
10 do 20.
IX.11.
Przyporządkowane odbiorcom końcowym, wymienionym w p. IX.6, wielkości
dopuszczalnego poboru energii elektrycznej w poszczególnych stopniach zasilania
powinno być zawarte w umowie przesyłowej lub w umowie sprzedaży energii
elektrycznej.
IX.12.
Operator systemu rozdzielczego realizuje w obszarze swojej sieci ograniczenia
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wynikające z decyzji Rady
Ministrów.
IX.13.
Odbiorcy końcowi o mocy zamówionej powyżej 300 kW, przyłączeni do sieci
rozdzielczej, przekazują do właściwego operatora systemu rozdzielczego
informacje dotyczące minimalnego poboru mocy i minimalnego dobowego poboru
energii elektrycznej w przypadku wprowadzania ograniczeń.
IX.14.
Operator systemu rozdzielczego powiadamia odbiorców końcowych
przyłączonych do sieci rozdzielczej o mocy zamówionej powyżej 300 kW o
przyjętym planie wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej
oraz
o jego corocznych aktualizacjach.
IX.15.
Zasady i warunki wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej wg trybu awaryjnego są określone przez operatora systemu
przesyłowego. Ograniczenia wprowadzane w tym trybie realizuje się jako
wyłączenie awaryjne lub katastrofalne oraz samoczynnie za pomocą automatyki
SCO i SCA.
IX.16.
Zmiany mocy wyłączanych przez automatykę SCO wraz z udziałem
poszczególnych operatorów systemów rozdzielczych określa w stopniach operator
systemu przesyłowego i przekazuje operatorowi systemu rozdzielczego zgodnie
z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IX.17.
Koordynację działań w zakresie trybu awaryjnego i sposobu wprowadzania
ograniczeń prowadzi operator systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu
IX.18.
Koordynacja działań sterowniczych w przypadkach wystąpienia zagrożeń ciągłości
dostaw spowodowanych stanem zagrożenia KSE, wystąpieniem awarii sieciowej
lub awarii w systemie jest przeprowadzana na podstawie procedur ruchowych
opracowywanych i uzgadnianych przez operatorów systemów rozdzielczych
i operatora systemu przesyłowego.
IX.19.
W czasie odbudowy systemu elektroenergetycznego zakres działań
poszczególnych operatorów systemów rozdzielczych określa zgodnie z Instrukcją
ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej operator systemu przesyłowego.
- 72 -
IX.20.
Operator systemu rozdzielczego w uzgodnieniu z operatorem systemu
przesyłowego opracowuje i na bieżąco aktualizuje procedury dyspozytorskie na
okres odbudowy zasilania systemu rozdzielczego, którego pracą kieruje.
IX.21.
Procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu rozdzielczego
obejmują w szczególności:
a) podział kompetencji służb dyspozytorskich,
b) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach
odbudowy zasilania,
c) dane techniczne niezbędne do odbudowy zasilania.
IX.22.
Operator systemu rozdzielczego w uzgodnieniu z operatorem systemu
przesyłowego opracowuje i aktualizuje plany likwidacji najbardziej
prawdopodobnych awarii sieciowych i awarii w systemie.
IX.23.
Plan likwidacji najbardziej prawdopodobnych awarii sieciowych i awarii
w systemie obejmuje w szczególności:
a) podział kompetencji służb dyspozytorskich,
b) awaryjne układy pracy sieci rozdzielczej,
c) plan nastawień zabezpieczeń i automatyk dla awaryjnych układów pracy sieci,
d) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach
likwidacji awarii,
e) tryb i sposób wymiany informacji i poleceń dyspozytorskich.
IX.24.
Jeżeli awaria sieciowa, awaria w systemie oraz stan zagrożenia KSE lub też
przewidziana procedura likwidacji awarii lub stanu zagrożenia KSE stanowi
zagrożenie dla podmiotów nie objętych awarią lub stanem zagrożenia, operator
systemu rozdzielczego udziela tym podmiotom niezbędnych informacji
o zagrożeniu i sposobach przeciwdziałania rozszerzaniu się awarii lub stanu
zagrożenia.
IX.25.
W procesie likwidacji awarii sieciowej, awarii w systemie i stanu zagrożenia KSE
dopuszcza się wprowadzenie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej realizowanych jako wyłączenia awaryjne zgodnie z p. IX.15.
IX.26.
Operatorzy systemów rozdzielczych oraz operator systemu przesyłowego mogą
regulować umowami zagadnienie ustalenia odpowiedzialności i konsekwencji za
wywołanie stanu szczególnego w sieci kierowanej przez innego operatora.
- 73 -
X.
X.1.
PROCEDURY
WPROWADZANIA
PRZERW
PLANOWYCH
I OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Procedura przygotowania planu ograniczeń w dostawach energii elektrycznej
obejmuje:
a) wystąpienie operatora systemu rozdzielczego do odbiorców końcowych
o mocy zamówionej powyżej 300 kW w terminie do 15 maja każdego roku
z wnioskiem o określenie minimalnego poboru mocy i minimalnego dobowego
poboru energii elektrycznej w przypadku wprowadzania ograniczeń oraz
maksymalnego czasu ograniczenia poboru mocy do poziomu minimalnego,
b) przygotowanie przez operatora systemu rozdzielczego w terminie do
30 czerwca każdego roku wstępnego planu ograniczeń w dostawie energii
elektrycznej,
c) uzgodnienie planu ograniczeń w dostawie energii elektrycznej z operatorem
systemu
przesyłowego
i
operatorami
systemów
rozdzielczych
odpowiadającymi za ruch sieci rozdzielczej na sąsiednich obszarach,
w terminie do 10 sierpnia każdego roku,
d) powiadomienie odbiorców końcowych o przyjętej procedurze wprowadzania
ograniczeń wg trybu normalnego w terminie do 3 tygodni od dokonania
uzgodnień pomiędzy Prezesem URE a operatorem systemu przesyłowego.
X.2.
W przypadku zmiany parametrów, o których mowa w p. X.1.a, odbiorcy końcowi
o mocy zamówionej powyżej 300 kW są zobowiązani do ich pisemnej aktualizacji
u właściwego operatora systemu rozdzielczego, w terminie 7 dni od zaistniałej
zmiany.
X.3.
Powiadomienie odbiorców końcowych o mocy zamówionej powyżej 300 kW
o procedurze wprowadzania ograniczeń wg trybu normalnego, o którym mowa
w p. X.1.d, obejmuje następujące informacje:
a) sposób powiadomienia odbiorcy końcowego o mocy zamówionej powyżej
300 kW o wprowadzaniu ograniczeń,
b) właściwy organ dyspozytorski uprawniony do przekazania poleceń,
c) wielkości dopuszczalnego poboru mocy w poszczególnych okresach czasu
i na poszczególnych stopniach zasilania.
X.4.
W trybie normalnym ograniczania poboru mocy i energii elektrycznej w ciągu
najbliższych 12 godzin i przewidywanych następnych 12 godzin, ograniczenia są
wprowadzane przez odbiorców końcowych zgodnie z radiowymi komunikatami
operatorów systemów rozdzielczych ogłaszanymi w I Programie Polskiego Radia
o godz. 7:55 i 19:55.
X.5.
Operator systemu rozdzielczego jest zobowiązany do niezwłocznego
poinformowania operatora systemu przesyłowego o zakresie wprowadzanych
ograniczeń wg trybu awaryjnego zgodnie z ustalonymi przez operatora systemu
przesyłowego procedurami informacyjnymi.
- 74 -
X.6.
O terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej
operator systemu rozdzielczego powiadamiania odbiorców, z co najmniej
pięciodniowym wyprzedzeniem, w następującej formie:
a) ogłoszeń prasowych, komunikatów radiowych, lub telewizyjnych lub inny
sposób zwyczajowo przyjęty na danym terenie – odbiorców zasilanych z sieci
o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV,
b) indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą
innego środka telekomunikacji – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu
znamionowym wyższym niż 1 kV.
X.7.
Dla grup przyłączeniowych II, III i VI dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu
roku wyłączeń awaryjnych oraz czas trwania jednorazowych przerw określa
umowa sprzedaży energii elektrycznej, natomiast dla grup przyłączeniowych IV
i V czasy te określa rozporządzenie Ministra Gospodarki, o którym mowa
w p. II.3.h.
- 75 -
XI. ZASADY DOKONYWANIA POMIARÓW
XI.1.
Przedmiotem dokonywanych pomiarów jest rejestracja, archiwizowanie i bieżące
monitorowanie:
a) produkcji energii elektrycznej poszczególnych wytwórców (generatorów),
b) poboru energii elektrycznej przez poszczególnych odbiorców,
c) pracy poszczególnych wytwórców i odbiorców biorących udział w regulacji.
XI.2.
Cyklem pomiarowo – rozliczeniowym jest okres nie dłuższy niż:
a) dla podmiotów przyłączonych do sieci 110 kV oraz wytwórców i odbiorców
uczestniczących w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej
zgodnie z załącznikiem nr 6 - jedna godzina zegarowa,
b) dla podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu niższym od 110 kV
i wyższym od 1 kV, za wyjątkiem wytwórców i odbiorców, o których mowa
w p. a) - jeden miesiąc w podziale na poziomy napięć i strefy czasowe,
c) dla podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu poniżej 1 kV, za wyjątkiem
wytwórców i odbiorców, o których mowa w p. a) i b) - dwanaście miesięcy.
XI.3.
Strefy czasowe, o których mowa w p. XI.2, określa przedsiębiorstwo sieciowe na
właściwym dla niego obszarze sieci rozdzielczej.
XI.4.
Obsługę i bieżącą kontrolę podstawowych i rezerwowych układów pomiaroworozliczeniowych zainstalowanych w systemie rozdzielczym zapewniają
administratorzy pomiarów.
- 76 -
XII. WYMAGANIA ZWIĄZANE Z SYSTEMAMI TELETRANSMISYJNYMI
XII.1
Operator systemu rozdzielczego odpowiada za zabezpieczenie infrastruktury
telekomunikacyjnej i informatycznej niezbędnej do właściwego prowadzenia
ruchu oraz potrzeb związanych z rozliczaniem energii elektrycznej dla obszaru
swojego działania.
XII.2.
Infrastruktura telekomunikacyjna powinna umożliwiać współpracę z operatorami
sąsiednich systemów rozdzielczych, operatorem systemu przesyłowego oraz
odbiorcami końcowymi zaliczonymi do II grupy przyłączeniowej.
XII.3.
W zakresach, gdzie wymagane jest dostosowanie infrastruktury do potrzeb
wymienionych w p. XII.1 zainteresowane strony wzajemnie uzgadniają między
sobą zakres i szczegółowe wymagania, wraz z określeniem sposobów
sfinansowania niezbędnych działań.
XII.4.
Operator systemu rozdzielczego określa wymagania związane z układami
pomiarowo-rozliczeniowymi, w tym z układami transmisji danych, niezbędnymi
do realizacji umów przesyłowych odbiorców końcowych posiadających prawo do
korzystania z usług przesyłowych i zamierzających skorzystać z tego prawa.
Zgodnie z § 24 rozporządzenia, o którym mowa w p. II.3.h istnienie określonych
układów pomiarowo-rozliczeniowych jest jednym z warunków zawarcia umowy
przesyłowej z operatorem systemu rozdzielczego.
XII.5.
W przypadku nowych odbiorców końcowych przyłączanych do sieci rozdzielczej
wymagania związane z układami pomiarowo-rozliczeniowymi, w tym
z układami transmisji danych są określone w warunkach przyłączenia, zaś ich
realizacja jest uregulowana w umowie o przyłączenie do sieci.
- 77 -
XIII.SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI
Na potrzeby niniejszej Instrukcji przyjęto następujące oznaczenia skrótów i definicje
stosowanych pojęć.
XIII.1. OZNACZENIA SKRÓTÓW
ARNE
Automatyczna regulacja napięcia elektrowni
BTHD
Bilans techniczno-handlowy dobowy
BTHM
Bilans techniczno-handlowy miesięczny
BTHR
Bilans techniczno-handlowy roczny
JWCD
Jednostka wytwórcza centralnie dysponowana
KSE
Krajowy system elektroenergetyczny
nN
Niskie napięcie
PKD
Plan koordynacyjny dobowy
PKM
Plan koordynacyjny miesięczny
PKR
Plan koordynacyjny roczny
PWS
Punkt wyjścia z sieci
PZS
Punkt zasilania sieci
SCA
Odciążanie za pomocą sterowania częstotliwością akustyczną
SCO
Samoczynne częstotliwościowe odciążanie
SN
Średnie napięcie
UCTE
Unia Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej
URE
Urząd Regulacji Energetyki
WPKD
Wstępny plan koordynacyjny dobowy
- 78 -
XIII.2. POJĘCIA I DEFINICJE ZACZERPNIĘTE Z AKTÓW PRAWNYCH
Awaria w systemie
Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie
z ruchu synchronicznego części KSE, która produkuje lub
pobiera z sieci energię elektryczną w ilości co najmniej 5 %
całkowitej bieżącej produkcji.
Grafik obciążeń
Zbiór danych określających wielkość poboru lub
wprowadzenia energii elektrycznej dla zbioru miejsc
dostarczania, dla których sporządza się ten zbiór danych, w
poszczególnych godzinach.
Grupy przyłączeniowe
Grupy podmiotów przyłączanych do sieci w podziale na:
a) grupa I – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci
przesyłowej,
b) grupa II – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci
rozdzielczej, o napięciu znamionowym 110 kV, oraz
podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej, które
wymagają dostaw energii elektrycznej o parametrach
innych niż standardowe, albo podmioty posiadające własne
jednostki wytwórcze współpracujące z siecią,
c) grupa III – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci
rozdzielczej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV,
lecz niższym niż 110 kV,
d) grupa IV – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci
rozdzielczej o napięciu znamionowym nie wyższym niż
1 kV oraz mocy przyłączeniowej większej od 40 kW lub
prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego
w torze prądowym większym od 63 A,
e) grupa V – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci
rozdzielczej o napięciu znamionowym nie wyższym niż
1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kW
i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego
nie większym niż 63 A,
f) grupa VI – podmioty przyłączane do sieci poprzez
tymczasowe przyłącze, które będzie zgodnie z umową
zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty
przyłączone do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy
niż 1 rok.
Jednostka wytwórcza
Wyodrębniony
zespół
urządzeń
należących
do
przedsiębiorstwa energetycznego, służący do wytwarzania
energii elektrycznej i opisany poprzez dane techniczne i
handlowe.
Miejsce dostarczania
Punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne
zobowiązane jest dostarczać energię elektryczną, określony
w umowie o przyłączenie, w umowie przesyłowej albo
w umowie sprzedaży energii elektrycznej.
- 79 -
Miejsce przyłączenia
Punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią.
Moc przyłączeniowa
Moc czynna planowana do pobierania lub wprowadzania do
sieci, określona w umowie o przyłączenie, jako wartość
maksymalna ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut
służąca do zaprojektowania przyłącza.
Moc umowna
Moc czynna pobierana lub wprowadzana do sieci, określona
w umowie przesyłowej lub w umowie sprzedaży energii
elektrycznej, jako maksymalna ze średnich wartości tej mocy
w okresie 15 minut lub w przypadku, gdy urządzenia
pomiarowe na to pozwalają – w okresie 1 godziny.
Nielegalny pobór energii
elektrycznej
Pobieranie energii elektrycznej bez zawarcia
z przedsiębiorstwem lub niezgodnie z umową.
Odbiorca
Każdy, kto otrzymuje lub pobiera energię elektryczną na
podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym.
Odbiorca końcowy
Odbiorca, który całość kupowanej energii elektrycznej zużywa
na potrzeby własne.
Oferta bilansująca
Oferta produkcyjno-cenowa, zwiększenia części przyrostowej
lub zmniejszenia części redukcyjnej – produkcji lub poboru
energii, dla zbioru miejsc dostarczania, dla których sporządza
się grafiki obciążeń, składana operatorowi systemu
przesyłowego, zawierająca dane techniczne i handlowe.
Operator systemu
przesyłowego
Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na
przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na obszarze
całego kraju, za pomocą sieci przesyłowej.
Operator systemu
rozdzielczego
Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na
przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na określonym
w koncesji obszarze kraju, za pomocą sieci rozdzielczej.
Przyłącze
Odcinek sieci służący do połączenia instalacji lub sieci
jednego podmiotu z siecią.
Rezerwa mocy
Zdolność jednostek wytwórczych do podjęcia wytwarzania
i dostarczania energii elektrycznej do sieci, nie
wykorzystywana w danym okresie.
Rynek bilansujący
Część rynku konkurencyjnego, o którym mowa w art. 49
ustawy Prawo energetyczne, na którym dokonywane są przez
operatora systemu przesyłowego rozliczenia usług,
zapewniające stałe równoważenie bilansu energii elektrycznej
w KSE, ciągłość, niezawodność i jakość dostaw energii
elektrycznej, realizowane na podstawie zgłoszonych umów
sprzedaży energii elektrycznej i ofert bilansujących na każdą
godzinę doby.
Sieć przesyłowa
Sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej
o napięciu wyższym niż 110 kV.
Sieć rozdzielcza
Sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej
o napięciu nie wyższym niż 110 kV.
umowy
- 80 -
System
elektroenergetyczny
Sieci wraz z przyłączonymi do nich instalacjami do
wytwarzania
lub
pobierania
energii
elektrycznej,
współpracujące na zasadach określonych w odrębnych
przepisach, zdolne do trwałego utrzymywania określonych
parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw
energii
elektrycznej
oraz
spełniania
warunków
obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi
systemami.
Układ pomiaroworozliczeniowy
Liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub rozliczeniowopomiarowe, a także układy połączeń między nimi, służące
bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów i rozliczeń.
XIII.3. DODATKOWE POJĘCIA I DEFINICJE
Administrator pomiarów
Jednostka organizacyjna lub podmiot odpowiedzialny za
obsługę i kontrolę układów pomiarowo-rozliczeniowych.
Automatyczny układ
regulacji napięcia
elektrowni (ARNE)
Układ automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej
w węźle wytwórczym.
Awaria sieciowa
Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie
z ruchu synchronicznego części KSE, która produkuje lub
pobiera z sieci energię elektryczną w ilości nie większej niż
5 % całkowitej bieżącej produkcji.
Generacja wymuszona
Wytwarzanie energii elektrycznej wymuszone jakością
i niezawodnością pracy KSE, dotyczy jednostek wytwórczych,
w których generacja jest wymuszona technicznymi
ograniczeniami działania systemu elektroenergetycznego lub
koniecznością zapewnienia odpowiedniej jego niezawodności.
Generacja
zdeterminowana
Wytwarzanie
energii
elektrycznej
w
źródłach
niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanie
energii elektrycznej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła,
objęte obowiązkiem zakupu zgodnie z rozporządzeniem
Ministra Gospodarki, lub też wytwarzanie energii elektrycznej
objętej długoterminowymi umowami sprzedaży energii
elektrycznej.
Grafik handlowy
Dane handlowe określające planowaną realizację umowy
sprzedaży energii elektrycznej w poszczególnych godzinach.
Jednostka grafikowa
Podstawowy obiekt rynku bilansującego zdefiniowany przez
zbiór miejsc dostarczania rynku bilansującego, dla których są
wyznaczane łącznie, na potrzeby rynku bilansującego
następujące dane handlowe:
a) pozycja kontraktowa,
b) ilość dostarczonej energii elektrycznej,
c) odchylenia od pozycji kontraktowej,
d) należność za odchylenia od pozycji kontraktowej.
- 81 -
Jednostki wytwórcze
centralnie dysponowane
(JWCD)
Jednostki wytwórcze dysponowane przez operatora systemu
przesyłowego. Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej JWCD są:
a) wszystkie jednostki wytwórcze przyłączone do sieci
przesyłowej,
b) jednostki wytwórcze kondensacyjne przyłączone do sieci
rozdzielczej o mocach osiągalnych większych od 100 MW,
c) inne jednostki wytwórcze niż podane w p. a) i b),
przyłączone do sieci rozdzielczej, na podstawie
oddzielnych umów zawieranych z właściwym operatorem
systemu
rozdzielczego
i
operatorem
systemu
przesyłowego.
Koordynowanie ruchu
sieci 110 kV
Koordynowanie ruchu sieci 110 kV przez operatora systemu
przesyłowego polega na:
a) zatwierdzaniu planów i nadzorowaniu pracy określonych
jednostek wytwórczych, z uwzględnieniem procesów
rynkowych zawierania umów sprzedaży energii
elektrycznej,
b) zatwierdzaniu planów i nadzorowaniu pracy określonych
elementów sieci 110 kV,
c) wyrażaniu zgody dla operatorów systemów rozdzielczych
na wykonywanie czynności regulacyjnych, sterowniczych
oraz operacji łączeniowych na określonych urządzeniach
wytwórczych i sieciowych przez personel ruchowy
podległych mu szczebli, niezależnie od posiadania praw
własnościowych do tych urządzeń.
Krajowy system
elektroenergetyczny
(KSE)
System elektroenergetyczny na terenie kraju.
Miejsce dostarczania
rynku bilansującego
Umowny punkt w sieci objętej obszarem działania rynku
bilansującego, w którym następuje rozliczanie przepływu
energii elektrycznej pomiędzy jednostkami grafikowymi
a tą siecią.
Moc dyspozycyjna
Jest to moc osiągalna pomniejszona o ubytki na remonty
planowe, ubytki okresowe, eksploatacyjne i losowe.
Moc osiągalna
Potwierdzona testami największa moc trwała jednostki
wytwórczej lub wytwórcy, przy znamionowych warunkach
pracy, utrzymywana:
a) przez wytwórcę cieplnego w sposób ciągły przez
przynajmniej 15 godzin,
b) przez wytwórcę wodnego przepływowego w sposób ciągły
przez przynajmniej 5 godzin, ,
c) przez wytwórcę szczytowo-pompowego w sposób ciągły
przez okres zależny od pojemności zbiornika górnego.
- 82 -
Moc zamówiona
Moc przywołana w rozporządzeniu, o którym mowa w
p. II.3.d odpowiadająca mocy umownej.
Nadzorowanie pracy
jednostek wytwórczych
oraz sieci rozdzielczych
Nadzorowanie
pracy
jednostek
wytwórczych
oraz
nadzorowanie pracy sieci rozdzielczej koordynowanej polega
na ciągłym obserwowaniu stanu pracy tych jednostek
wytwórczych oraz na ciągłym obserwowaniu stanu pracy sieci
rozdzielczej koordynowanej z wykorzystaniem systemów
czasu rzeczywistego.
Obszar regulacyjny
Sieć elektroenergetyczna wraz z przyłączonymi do niej
urządzeniami do wytwarzania lub pobierania energii
elektrycznej, współpracujące na zasadach określonych w
odrębnych przepisach, zdolne do trwałego utrzymywania
określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych
dostaw energii elektrycznej oraz spełniania warunków
obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi
systemami elektroenergetycznymi.
Ograniczenia sieciowe
Maksymalne dopuszczalne lub minimalnie niezbędne
wytwarzanie mocy w danym węźle, lub w danym obszarze,
lub maksymalny dopuszczalny przesył mocy przez dany
przekrój sieciowy, w tym dla wymiany międzysystemowej, z
uwzględnieniem bieżących warunków eksploatacji KSE.
Operacja ruchowa
Jakakolwiek programowa zmiana:
a) stanu pracy urządzenia,
b) układu połączeń,
c) nastaw regulacyjnych,
d) nastaw sterowniczych.
Operacje łączeniowe
Operacje łączeniowe obejmują w szczególności:
a) załączenie lub wyłączenie: linii, transformatora, dławika,
baterii kondensatorów,
b) przełączenie urządzeń na systemach szyn zbiorczych
w rozdzielni,
c) przełączenie zasilania potrzeb własnych
wytwórczej z podstawowego na rezerwowe,
jednostki
d) załączenie lub wyłączenie hydrogeneratorów do/z pracy
kompensacyjnej.
Operator handlowy
Podmiot, który jest dysponentem jednostek grafikowych
przedsiębiorstwa obrotu. Operator handlowy dysponuje
energią elektryczną wprowadzaną lub odbieraną poprzez
jednostki grafikowe. Operator handlowy jest odpowiedzialny
za tworzenie handlowych grafików pracy jednostek
grafikowych przedsiębiorstwa obrotu i przekazywanie ich do
odpowiedniego operatora.
- 83 -
Operator handlowotechniczny
Podmiot, odpowiedzialny za dysponowanie jednostką
grafikową uczestnika rynka bilansującego w zakresie
handlowym i technicznym. Dysponuje na zasadzie
wyłączności zdolnościami wytwórczymi lub zdolnościami
przyłączeniowymi jednostek grafikowych, dysponuje również
energią elektryczną dostarczaną lub odbieraną poprzez
jednostki grafikowe (bez prawa wyłączności), przekazuje
zbilansowane handlowo-techniczne grafiki pracy jednostek
grafikowych do operatora systemu przesyłowego lub
właściwego operatora systemu rozdzielczego oraz uczestniczy
w procesie rozliczeń.
Programy łączeniowe
Procedury i czynności związane z operacjami łączeniowymi,
próbami napięciowymi, tworzeniem układów przejściowych
oraz włączeniami do systemu elektroenergetycznego nowych
obiektów, a także po dłuższym postoju związanym
z modernizacją lub przebudową.
Przedsiębiorstwo obrotu
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność
gospodarczą polegającą na handlu energią elektryczną,
niezależnie od innych rodzajów prowadzonych działalności.
Przedsiębiorstwo sieciowe
gospodarczą w zakresie przesyłania i dystrybucji energii
elektrycznej.
Regulacyjne usługi
systemowe
Usługi świadczone przez podmioty na rzecz operatora systemu
przesyłowego,
umożliwiające
operatorowi
systemu
przesyłowego świadczenie usług systemowych, niezbędne do
prawidłowego
funkcjonowania
KSE,
zapewniające
zachowanie
określonych
wartości
parametrów
niezawodnościowych
i jakościowych dostaw energii elektrycznej.
Ruch próbny
Nieprzerwana praca urządzeń, instalacji lub sieci, przez okres
co najmniej 72 godzin, z parametrami pracy określonymi przez
operatora systemu rozdzielczego.
Samoczynne
częstotliwościowe
odciążanie (SCO)
Samoczynne wyłączanie odbiorców w przypadku obniżenia się
częstotliwości do określonej wielkości, spowodowanego
deficytem mocy w systemie elektroenergetycznym.
Sieć rozdzielcza
koordynowana
Część sieci rozdzielczej 110 kV tworząca wraz z siecią
przesyłową sieć zamkniętą, pomniejszona o sekcje 110 kV
zredukowane do PWS zgodnie z zasadami określonymi
Regulaminie generacji wymuszonej, stanowiącym część
szczegółową nr 3 do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej.
Sieć zamknięta
Sieć o napięciu 400, 220 i 110 kV, w której istnieje trwała
możliwość dostawy energii elektrycznej do każdego węzła
sieciowego co najmniej dwoma niezależnymi drogami
zasilania.
- 84 -
Stan szczególny
Stan lub sytuacja w systemie elektroenergetycznym
wynikająca z awarii sieciowej, awarii w systemie, stanu
zagrożenia KSE lub zaniechania działań, lub działań podjętych
przez operatorów lub podmioty przyłączone do sieci
rozdzielczej.
Stan zagrożenia KSE
Warunki pracy, w których istnieje niebezpieczeństwo
wystąpienia: niestabilności systemu,
podziału sieci
przesyłowej lub ograniczenia dostaw energii elektrycznej do
odbiorców.
Szkodliwe wpływy
atmosferyczne i niszczące
działania czynników
występujących podczas
użytkowania
Przez szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania
czynników występujących podczas użytkowania elementów
sieci rozdzielczej rozumie się czynniki wpływające
negatywnie na stan techniczny urządzeń i obiektów. Do
czynników tych zalicza się w szczególności szkody górnicze
oraz zanieczyszczenie środowiska powodujące wzmożoną
korozję.
Średnie napięcie (SN)
Napięcie wyższe od 1 kV i niższe od 110 kV.
UCTE
Unia Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej, zrzeszająca
operatorów systemów Europy zachodniej i środkowej, których
systemy przesyłowe współpracują synchronicznie.
Transakcja sprzedaży
energii elektrycznej
Umowa sprzedaży energii elektrycznej obejmująca okres
dostaw energii krótszy lub równy jednej dobie z ustaloną
ilością energii elektrycznej na każdy podstawowy okres
handlowy wynoszący jedną godzinę.
Stosunek znamionowego prądu bezpiecznego przyrządu do
Współczynnik
bezpieczeństwa przyrządu znamionowego prądu pierwotnego. Przy czym znamionowy
prąd bezpieczny przyrządu określa się jako wartość skuteczną
(FS)
minimalnego prądu pierwotnego, przy którym błąd całkowity
przekładnika prądowego do pomiarów jest równy lub większy
niż 10 % przy obciążeniu znamionowy.
Wymiana
międzysystemowa
Wymiana mocy i energii elektrycznej pomiędzy KSE i innymi
systemami elektroenergetycznymi.
Wytwórca
gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej.
Zdarzenie ruchowe
Jakakolwiek zmiana:
a) stanu pracy urządzenia, instalacji lub sieci,
b) układu połączeń,
c) nastaw regulacyjnych,
d) nastaw sterowniczych.
- 85 -
Załącznik nr 1
do Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej
WYKAZ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH ORAZ ELEMENTÓW SIECI
ROZDZIELCZEJ KOORDYNOWANYCH PRZEZ OPERATORA
SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Załącznik nr 1 do IRiESR
1. Wykaz jednostek wytwórczych oraz elementów sieci rozdzielczej
koordynowanych przez Operatora Systemu Przesyłowego
( wykaz zostanie udostępniony po uzgodnieniu z Operatorem Systemu Przesyłowego )
2. Sposób pracy punktów gwiazdowych transformatorów 110/SN kV
l.p.
stacja
1
Bytów
2
Czarne
3
Człuchów
4
Darżyno
5
6
7
Dębnica Kaszubska
Gałąźnia Mała
Gwieździn
8
Lębork Krzywoustego
9
Lębork Nowy Świat
10
Miastko
11
12
13
Obłęże
Ostrowite
Pieńkowo
14
Słupsk Grunwaldzka
15
Sławno
16
Słupsk Hubalczyków
17
Słupsk Poznańska
18
Słupsk Szczecińska
19
Ustka
20
Wicko
21
Żydowo
transformator
sposób pracy
punktu gwiazdowego
numer
moc [MVA]
1
16
U
I
2
16
1
10
I
I
2
6,3
1
16
U
I
2
16
1
10
U
2
10
I
1
6,3
I
1
6,3
U
1
10
U
1
16
I
U
2
16
1
16
I
I
2
16
1
16
I
I
2
16
1
6,3
I
1
6,3
I
1
10
I
1
16
U
I
2
16
1
16
U
I
2
16
1
16
I
I
2
16
1
25
U
I
2
25
1
16
I
I
2
16
1
10
U
I
2
16
1
16
U
I
2
10
TB1
68
U
TB2
75
U
I
TB3
68
I
GPZ
6,3
U – punkt zerowy transformatora uziemiony
I – punkt zerowy transformatora izolowany
-2-
Załącznik nr 2
WZÓR KARTY AKTUALIZACJI
Karta aktualizacji nr ......................
1. Data wejścia w życie aktualizacji : ..........................................................................................
2. Imię i nazwisko osoby przeprowadzającej aktualizację: .........................................................
3. Przyczyna aktualizacji: ............................................................................................................
.................................................................................................................................................
.................................................................................................................................................
4. Numery punktów podlegających aktualizacji: ........................................................................
.................................................................................................................................................
.................................................................................................................................................
5. Nowe brzmienie punktów Instrukcji:
Nr punktu
Aktualna treść
................. ....................................................................................................................................
................. ....................................................................................................................................
................. ....................................................................................................................................
................. ....................................................................................................................................
................. ....................................................................................................................................
................. ....................................................................................................................................
................. ....................................................................................................................................
................. ....................................................................................................................................
................. ....................................................................................................................................
................. ....................................................................................................................................
6. Podpis osoby zatwierdzającej kartę
aktualizacji w imieniu operatora systemu
rozdzielczego:
...........................................................................
Załącznik nr 3
WZORY WNIOSKÓW O OKREŚLENIE WARUNKÓW PRZYŁĄCZENIA
..................................., dn. .............................
..........................................................
..........................................................
S.A.
ZAKŁAD ENERGETYCZNY SŁUPSK S.A.
Rejon Dystrybucji Słupsk
ul. Przemysłowa 114
76-200 Słupsk
..........................................................
(nazwa i adres wnioskodawcy)
NIP (*) ...............................................
tel. ....................................................
WNIOSEK
O określenie warunków przyłączenia do sieci elektroenergetycznej Zakładu Energetycznego Słupsk S.A.
urządzeń elektrycznych o mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kW
1.
Wniosek dotyczy (zaznaczyć jedno lub kilka pól):
obiektu,
który nie jest
przyłączony
2.
obiektu
przyłączonego
zmiany wielkości
mocy
przyłączeniowej
rozdziału instalacji
wewnętrznej
przebudowy kolizji
z siecią energetyczną
Rodzaj obiektu:
gospodarstwo domowe
zakład usługowy
mieszkanie w domu wielorodzinnym
dom letniskowy
dom jednorodzinny
gospodarstwo rolne
obiekt handlowy
plac budowy
zakład produkcyjny lub rzemieślniczy
(podać rodzaj prowadzonej działalności):
inny: ...................................................................
............................................................................
............................................................................
3.
Adres obiektu: ............................................................................................................................................................
............................................................................................................................................................
4.
Tytuł prawny do obiektu:
własność
5.
użytkowanie wieczyste
najem
dzierżawa
brak tytułu prawnego
Zapotrzebowanie na moc:
Moc zainstalowana ......................... kW
W tym oświetlenie i odb. 1 - faz. .................. kW, odbiorników 3 - fazowych .................. kW, ogrzewanie .................. kW
Największy odbiornik (moc, nazwa) .................. kW, ............................................................................................................
Moc przyłączeniowa ...................... kW
6.
Proponowany układ pomiarowy:
1 - fazowy
3 - fazowy
dwustrefowy
7.
Przewidywane roczne zużycie: ......................... kWh
8.
Przewidywany pobór:
całoroczny
sezonowy (od ........................ do ........................)
-2-
9.
Przewidywany termin przyłączenia: ........................................
10. Urządzenia generujące zakłócenia (tyrystorowe itp.): moc ...................... kW
(podać rodzaj i charakter urządzeń zakłócających): .........................................................................................................
...........................................................................................................................................................................................
11. Przewidywane do zainstalowania własne źródła energii (podać typ i moc):
...........................................................................................................................................................................................
12. Szczegółowe wymagania dotyczące parametrów energii:
Standardowe określone w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 25.09.2000 r. (Dz. U. Nr 85 poz. 957)
Niestandardowe
niezawodność zasilania ...........................................................................................................................................
dopuszczalna zawartość wyższych harmonicznych .................................................................................................
dopuszczalna asymetria napięć ................................................................................................................................
dopuszczalne odchylenie i wahania napięcia ...........................................................................................................
13. Inne uwagi wnioskodawcy:
...........................................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................................................................
14. Odpowiedź na niniejszy wniosek:
proszę przesłać pocztą
odbiorę osobiście
Wymagane załączniki:
- podkład geodezyjny (plan zabudowy w przypadku obiektów nowych i modernizowanych)
- szkic sytuacyjny określający usytuowanie obiektu względem istniejącej sieci - w pozostałych przypadkach
- schemat zasilania (w przypadku obiektów istniejących)
- dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania z obiektu, w którym będą używane
urządzenia lub instalacje elektryczne, lub oświadczenie o złożeniu takiego dokumentu przed podpisaniem
umowy o przyłączenie
- kopia dowodu uiszczenia przedpłaty za wydanie warunków przyłączenia (**)
...................................................................
(podpis wnioskodawcy)
Zaznaczyć kwadraty przy wybranych parametrach / danych
(*) Nie dotyczy osób fizycznych nieprowadzących działalności gospodarczej oraz osób fizycznych prowadzących działalność gospodarczą
w formie indywidualnych gospodarstw rolnych.
(**) Zgodnie z obowiązującą „Taryfą dla energii elektrycznej” podmiot występujący o wydanie warunków przyłączenia uiszcza
przedpłatę, w wysokości:
- 146,40 zł dla podmiotów przyłączanych na niskim napięciu,
- 292,80 zł dla podmiotów przyłączanych na średnim i wysokim napięciu,
którą, w przypadku gdy dojdzie do realizacji przyłączenia do sieci zgodnie z wydanymi warunkami, zalicza się na poczet należności za
przyłączenie.
W przypadku odmowy przyłączenia, z powodu zaistnienia przesłanek negatywnych, o których mowa w art. 7 ust. 1 i 2 ustawy Prawo energetyczne, przedpłata podlega zwrotowi na rzecz podmiotu, który ją uiścił.
Przedpłatę należy wpłacać na konto Zakładu Energetycznego Słupsk S.A. Rejon Energetyczny Słupsk w Banku PEKAO S.A.
Oddział w Słupsku nr 58 1240 3770 1111 0000 4068 0385 z dopiskiem „przedpłata za określenie warunków przyłączenia”.
-3-
..................................., dn. .............................
..........................................................
..........................................................
S.A.
Rejon Dystrybucji Człuchów
ul. Koszalińska 6
77-300 Człuchów
..........................................................
NIP (*) ...............................................
tel. ....................................................
WNIOSEK
1.
obiektu,
który nie jest
przyłączony
2.
obiektu
przyłączonego
zmiany wielkości
mocy
przyłączeniowej
wewnętrznej
przebudowy kolizji
Rodzaj obiektu:
gospodarstwo domowe
zakład usługowy
dom letniskowy
dom jednorodzinny
gospodarstwo rolne
obiekt handlowy
plac budowy
inny: ...................................................................
............................................................................
............................................................................
3.
Adres obiektu: ............................................................................................................................................................
............................................................................................................................................................
4.
własność
5.
najem
dzierżawa
6.
1 - fazowy
3 - fazowy
dwustrefowy
7.
8.
całoroczny
sezonowy (od ........................ do ........................)
-4-
9.
...........................................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................................................................
Niestandardowe
...........................................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................................................................
odbiorę osobiście
...................................................................
przyłączenie.
Przedpłatę należy wpłacać na konto Zakładu Energetycznego Słupsk S.A. Rejon Energetyczny Człuchów w Banku PEKAO S.A.
Oddział w Człuchowie nr 81 1240 3796 1111 0000 3074 0806 z dopiskiem „przedpłata za określenie warunków przyłączenia”.
-5-
..................................., dn. .............................
..........................................................
..........................................................
S.A.
Rejon Dystrybucji Lębork
ul. Krzywoustego 34a
84-300 Lębork
..........................................................
NIP (*) ...............................................
tel. ....................................................
WNIOSEK
1.
obiektu,
który nie jest
przyłączony
2.
obiektu
przyłączonego
zmiany wielkości
mocy
przyłączeniowej
wewnętrznej
przebudowy kolizji
Rodzaj obiektu:
gospodarstwo domowe
zakład usługowy
dom letniskowy
dom jednorodzinny
gospodarstwo rolne
obiekt handlowy
plac budowy
inny: ...................................................................
............................................................................
............................................................................
3.
Adres obiektu: ............................................................................................................................................................
............................................................................................................................................................
4.
własność
5.
najem
dzierżawa
6.
1 - fazowy
3 - fazowy
dwustrefowy
7.
8.
całoroczny
sezonowy (od ........................ do ........................)
-6-
9.
...........................................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................................................................
Niestandardowe
...........................................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................................................................
odbiorę osobiście
...................................................................
przyłączenie.
Przedpłatę należy wpłacać na konto Zakładu Energetycznego Słupsk S.A. Rejon Energetyczny Lębork w Banku PEKAO S.A.
Oddział w Lęborku nr 20 1240 3800 1111 0000 4460 8194 z dopiskiem „przedpłata za określenie warunków przyłączenia”.
-7-
..................................., dn. .............................
..........................................................
..........................................................
S.A.
Rejon Dystrybucji Bytów
ul. Mickiewicza 9
77-100 Bytów
..........................................................
NIP (*) ...............................................
tel. ....................................................
WNIOSEK
1.
obiektu,
który nie jest
przyłączony
2.
obiektu
przyłączonego
zmiany wielkości
mocy
przyłączeniowej
wewnętrznej
przebudowy kolizji
Rodzaj obiektu:
gospodarstwo domowe
zakład usługowy
dom letniskowy
dom jednorodzinny
gospodarstwo rolne
obiekt handlowy
plac budowy
inny: ...................................................................
............................................................................
............................................................................
3.
Adres obiektu: ............................................................................................................................................................
............................................................................................................................................................
4.
własność
5.
najem
dzierżawa
6.
1 - fazowy
3 - fazowy
dwustrefowy
7.
8.
całoroczny
sezonowy (od ........................ do ........................)
-8-
9.
...........................................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................................................................
Niestandardowe
...........................................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................................................................
odbiorę osobiście
...................................................................
przyłączenie.
Przedpłatę należy wpłacać na konto Zakładu Energetycznego Słupsk S.A. Rejon Energetyczny Bytów w Banku PEKAO S.A.
Oddział w Bytowie nr 52 1240 3783 1111 0000 4080 8503 z dopiskiem „przedpłata za określenie warunków przyłączenia”.
-9-
..................................., dn. .............................
..........................................................
..........................................................
S.A.
76-200 Słupsk
..........................................................
NIP (*) ...............................................
tel. ....................................................
WNIOSEK
urządzeń elektrycznych o mocy przyłączeniowej powyżej 40 kW
1.
obiektu,
który nie jest
przyłączony
2.
obiektu
przyłączonego
zmiany wielkości
mocy
przyłączeniowej
wewnętrznej
przebudowy kolizji
Rodzaj obiektu:
gospodarstwo domowe
zakład usługowy
dom letniskowy
dom jednorodzinny
gospodarstwo rolne
obiekt handlowy
plac budowy
inny: ...................................................................
............................................................................
............................................................................
3.
Adres obiektu: ............................................................................................................................................................
............................................................................................................................................................
4.
własność
5.
najem
dzierżawa
Dane techniczne:
Dane
Jedn.
Moc przyłączeniowa obiektu
kW
Moc przyłączeniowa jednego mieszkania
(punktu pomiarowego)
kW
Ilość mieszkań (punktów pomiarowych)
szt.
Moc największego silnika lub innego odbiornika
kW
Przewidywane roczne zużycie energii
istniejące
docelowo
MWh
- 10 -
6.
pomiar po stronie 0,4 kV
7.
pomiar po stronie 15 kV
Minimalna moc wymagana dla zapewnienia bezpieczeństwa ludzi i mienia, w przypadku
wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej: ......................... kW
(dotyczy odbiorców powyżej 300 kW)
8.
9.
Urządzenia generujące zakłócenia (tyrystorowe itp.): moc ...................... kW
...........................................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................................................................
Niestandardowe
...........................................................................................................................................................................................
...........................................................................................................................................................................................
...................................................................
przyłączenie.
Przedpłatę należy wpłacać na konto Zakładu Energetycznego Słupsk S.A.:
- Rejon Energetyczny Słupsk w Banku PEKAO S.A. Oddział w Słupsku nr 58 1240 3770 1111 0000 4068 0385 - dla podmiotów przyłączanych na terenie Rejonu Dystrybucji Słupsk,
- Rejon Energetyczny Człuchów w Banku PEKAO S.A. Oddział w Człuchowie nr 81 1240 3796 1111 0000 3074 0806 - dla podmiotów przyłączanych na terenie Rejonu Dystrybucji Człuchów,
- Rejon Energetyczny Lębork w Banku PEKAO S.A. Oddział w Lęborku nr 20 1240 3800 1111 0000 4460 8194 - dla podmiotów przyłączanych na terenie Rejonu Dystrybucji Lębork,
- Rejon Energetyczny Bytów w Banku PEKAO S.A. Oddział w Bytowie nr 52 1240 3783 1111 0000 4080 8503 - dla podmiotów przyłączanych na terenie Rejonu Dystrybucji Bytów
z dopiskiem „przedpłata za określenie warunków przyłączenia”.
- 11 -
..................................., dn. .............................
..........................................................
..........................................................
S.A.
76-200 Słupsk
..........................................................
NIP (*) ...............................................
tel. ....................................................
WNIOSEK
urządzeń wytwarzających energię elektryczną
1. Dotyczy: obiektu, który nie jest przyłączony; obiektu przyłączonego (**).
2. Obiekt: (nazwa) - ............................................................................................................................................
(adres)
- ............................................................................................................................................
(rodzaj: elektrownia wiatrowa, elektrownia wodna, inna) - ...............................................................
3. Tytuł prawny do obiektu: ..................................................................................................................................
4. Dane techniczne:
Dane
Jedn.
Moc znamionowa jednostek wytwórczych
(sumaryczna)
kVA
Moc osiągalna (sumaryczna)
kW
Przewidywana roczna produkcja energii
Ilość jednostek wytwórczych
Obecnie
przyłączanych
Docelowo
w roku .................
MWh
szt.
..................................... .....................................
Moc znamionowa poszczególnych
kVA
..................................... .....................................
..................................... .....................................
..................................... .....................................
Napięcie znamionowe
poszczególnych jednostek wytwórczych
kV
..................................... .....................................
..................................... .....................................
..................................... .....................................
Współczynnik mocy poszczególnych
cos φ
..................................... .....................................
..................................... .....................................
- 12 -
5. Moc zapotrzebowana z sieci ZE dla potrzeb własnych elektrowni (w przypadku awarii lub planowanego
wyłączenia własnych urządzeń wytwórczych) ............................... kW
a) z przyłącza służącego do wyprowadzenia mocy z elektrowni wiatrowych ............................... kW
b) z przyłącza dodatkowego ............................... kW
6. Przewidywany termin przyłączenia ............................................
7. Inne uwagi wnioskodawcy ...............................................................................................................................
.............................................................................................................................................................................
.............................................................................................................................................................................
.............................................................................................................................................................................
-
podkład geodezyjny z przewidywanym planem zabudowy,
-
dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania z obiektu, w którym będą
używane urządzenia lub instalacje elektryczne lub oświadczenie o złożeniu takiego dokumentu przed
podpisaniem umowy o przyłączenie,
-
schemat obwodów głównych wewnątrz elektrowni,
-
dane charakterystyczne urządzeń wg załącznika nr 1 (dotyczy elektrowni wiatrowych),
-
wyciąg ze świadectwa kontroli wg załącznika nr 2 (dotyczy elektrowni wiatrowych),
-
dane charakterystyczne urządzeń wg załącznika nr 3 (dotyczy elektrowni wodnych),
-
ekspertyza wpływu przyłączanych instalacji lub sieci na krajowy system elektroenergetyczny,
-
kopia dowodu uiszczenia przedpłaty za wydanie warunków przyłączenia (***).
...................................................................
(*)
Nie dotyczy osób fizycznych nieprowadzących działalności gospodarczej oraz osób fizycznych prowadzących działalność gospodarczą w
formie indywidualnych gospodarstw rolnych.
(**) właściwy punkt podkreślić
(***) Zgodnie z obowiązującą „Taryfą dla energii elektrycznej” podmiot występujący o wydanie warunków przyłączenia uiszcza przedpłatę,
w wysokości:
którą, w przypadku gdy dojdzie do realizacji przyłączenia do sieci zgodnie z wydanymi warunkami, zalicza się na poczet należności
za przyłączenie.
W przypadku odstąpienia podmiotu, na wniosek którego zostały wydane warunki przyłączenia od realizacji przyłączenia zgodnie z tymi
warunkami, przedpłata nie podlega zwrotowi.
Przedpłatę należy wpłacać na konto Zakładu Energetycznego Słupsk S.A:
- Rejon Energetyczny Słupsk w Banku PEKAO S.A. Oddział w Słupsku nr 58 1240 3770 1111 0000 4068 0385 - dla podmiotów przyłączanych na terenie Rejonu Dystrybucji Słupsk
- Rejon Energetyczny Człuchów Bank PEKAO S.A. Oddział w Człuchowie nr 81 1240 3796 1111 0000 3074 0806 - dla podmiotów przyłączanych na terenie Rejonu Dystrybucji Człuchów
- Rejon Energetyczny Lębork Bank PEKAO S.A. Oddział w Lęborku nr 20 1240 3800 1111 0000 4460 8194 - dla podmiotów przyłączanych na terenie Rejonu Dystrybucji Lębork
- Rejon Energetyczny Bytów Bank PEKAO S.A. Oddział w Bytowie nr 52 1240 3783 1111 0000 4080 8503 -dla podmiotów przyłączanych na terenie Rejonu Dystrybucji Bytów
z dopiskiem: „przedpłata za wydanie warunków przyłączenia”.
- 13 -
Załącznik Nr 1 do wniosku określenie warunków przyłączenia
Dane charakterystyczne urządzenia
Producent:
..........................................................................................................
Oznaczenie urządzenia: ..........................................................................................................
1. Ogólne
Układ wału wirnika
poziomy/pionowy
Rodzaj pracy
wyspa/sieć
Wysokość piasty
Odległość środek kołnierza wirnika
- środek wieży
m
Graniczna prędkość wiatru
m/s
Kalkulowana długość życia
lat
2. Dane znamionowe
(Wiatr jako 10-min. wartość na wysokości kołnierza)
Prędkość wiatru załączająca
m/s
Znamionowa prędkość wiatru
m/s
Prędkość wiatru wyłączająca
m/s
Moc przy 10 m/s
kW
Moc znamionowa
kW
Znamionowa moc pozorna
kVA
Charakterystyczna sprawność
W/m3
3. Wirnik
Średnica
m
Powierzchnia zataczania
m2
Liczba płatów
Rodzaj kołnierza
Układ na wieży
nawietrzna/zawietrzna
Znamionowa liczba obrotów
min-1
Kąt ustawienia płatów
Kąt stożka
Pochylenie osi wirnika
4. Płat
Producent
Typ
Profile (wewnątrz/zewnatrz)
Materiał
Długość płata
Głębokość profili
m
5. Przekładnia
Producent
Wykonanie
Przekładnia
Znamionowy moment obrotowy
6. Śledzenie kierunku wiatru
Śledzenie
aktywne/pasywne
Rodzaj napędu przekładnia równoległa-planetarna
Szybkość przestawienia
System tłumienia
7. Generator
Producent
Liczba
Rodzaj
asynchroniczny/synchroniczny
Moc znamionowa (mała/duża)
kW
Znamionowa liczba obrotów
min-1
Napięcie
V
Częstotliwość
Hz
Znamionowy poślizg
%
Rodzaj ochrony IP
8. Wieża
Producent
Wykonanie
Materiał
Długość
m
Wzniesienie
9. Kierowanie przekładnią / Regulacja
Rodzaj ograniczenia mocy
niskie/wysokie
Napęd ograniczenia mocy
...................
Automatyczny ponowny rozruch
- po wypadnięciu sieci
tak/nie
- po wietrze wyłączającym
tak/nie
10. Pozostałe elektryczne urządzenia
Liczba stopni kompensacji
Moc bierna, stopień 1
kvar
kvar
Moc bierna, stopień 3 i 4
kvar
kvar
Rodzaj sprzężenia z siecią
11. Rodzaj hamulców
Hamulca aerodynamiczne
- aktywacja
hamulce mechaniczne
- układ
- rodzaj hamulców
Działanie
hydrauliczne/sprężyna
12. Waga
Wirnik (ze sworzniem)
kg
Gondola (bez wirnika)
kg
Waga całkowita bez fundamentu
kg
13. Typ sprawdzenia
Istniejący tryb sprawdzenia
tak/nie
Urząd sprawdzający
Symbol akt
.............................
Miejscowość: ..............................................
Data:
..............................................
Producent elektrowni wiatrowej potwierdza, że ta elektrownia wiatrowa, jest zgodna sieciowo i potwierdzona
została przez ..................................................................., odnośnie danych technicznych wyżej wymienionych.
- 14 -
Załącznik Nr 2 do wniosku o określenie warunków przyłączenia
nr ekspertyzy:.........................................
Wyciąg ze świadectwa kontroli ......................... dla charakterystyki elektrycznej .....................................
Typ: .................................................................................... Dane producenta:
Producent:
Rodzaj systemu:
............................................................................................. ...................................................................................................
............................................................................................. ...................................................................................................
Znamionowa moc Png: ..........................................................
Nr raportu: ........................................................................ Znamionowe napięcie Ung: ...................................................
Okres pomiarów: .............................................................. opis typu:
□ załączony
Parametry:
Pchwilowa
Przeciążalność
p=Pmax/Png
Wsp. mocy cos φ
P1-min
P10-min
Krzywa mocy maksymalnej
......................... ......................... ............................................. ........................................................
przy 0,25 Png
przy 0,5 Png
przy 0,75 Png
przy Png
przy Pmax1-min
......................... ......................... .................................. ............................... ..................................
przy Png
Moc pozorna Sng przy Png
Prąd znam. Ing
..................................................... .................................. ....................................................................
Migotanie:
Ψk
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
c
Sk/Sng
uwagi:
□ nie mierzone □ nieistotne
Harmoniczne, wewnętrzne harmoniczne, wysokie częstotliwości:
v nr harmon.
Iu/Ing
przy f:
Ivmax/Ing w %
I∆/Ing w %
przy f:
Procesy łączeniowe:
Ψk
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
65
70
75
80
85
90
kiΨ
uwagi:
kimax = Imax/Ign = .............................
Dodatkowe uwagi:
Niniejszy arkusz danych jest ważny tylko w załączeniu z certyfikatem producenta z dnia: ...................................
pomierzono przez: ....................................................................................................... data: ...................................
- 15 -
Załącznik Nr 3 do wniosku o określenie warunków przyłączenia
Wybrane parametry techniczne elektrowni wodnej
1. Hydrotechnika i hydrologia rzeki w miejscu zainstalowania elektrowni:
a/ Poziom wody górnej: ....................................... m npm
b/ Poziom wody dolnej: ....................................... m npm
c/ Średni przepływ wody: .................................... m3/s
d/ Średni spad na stopniu energetycznym: .......... m
2. Typ generatora (asynchroniczny, synchroniczny): .........................
a/ Moc znamionowa: ........................... kVA
b/ Napięcie znamionowe: .................... V
c/ Prąd znamionowy: ........................... A
d/ cos φ: .................
e/ Obroty znamionowe: ....................... m/s
3. Parametry turbiny:
a/ Typ turbiny : ....................................
b/ Moc turbiny : ................................... kW
c/ Obroty znamionowe : ...................... m/s
d/ Dozwolony zakres regulacji mocy: ........................................
4. Przewidywane zabezpieczenia elektryczne:
............................................................................................................
............................................................................................................
............................................................................................................
Podpis: ............................
- 16 -
Linie kablowe o napięciu
znamionowym 110 kV
z izolacją papierowo –
olejową
2
znamionowym 110 kV
z izolacją polietylenową
Nazwa urządzenia
Linie napowietrzne
o napięciu znamionowym
wyższym niż 1 kV
Lp.
1
Wymagania techniczne
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu linii do
eksploatacji
Próba napięciowa izolacji
Pomiar prędkości propagacji fal dla
ustalenia nierównomierności impedancji
falowej
Pomiar rezystancji żył (roboczych i
powrotnych)
Pomiar rezystancji izolacji
Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii większa od
1 000 MΩ
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 15 min. napięcie
wyprostowane o wartości równej 3,0 U0, gdzie U0 – napięcie
między żyłą a ziemią
Zgodna z danymi wytwórcy
Zgodna z dokumentacją techniczną
Zgodna z danymi wytwórcy
Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii większa od
1 000 MΩ
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 15 min. napięcie
wyprostowane o wartości równej 4,5 krotnemu napięciu
znamionowemu fazowemu dla kabli 64/110 kV
Sprawdzenie układu kontroli ciśnienia oleju Sprawność działania
Pojemność kabla
95 % wartości określonej w dokumentacji technicznej
Próba napięciowa dodatkowej powłoki
Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie
polwinitowej lub polietylenowej
wyprostowane o wartości 10 kV
Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych
Pomiar rezystancji uziemień przewodów
odgromowych oraz odgromników
i iskierników
Pomiar rezystancji uziemień ochronnych
słupów lub napięć rażenia
Pomiar rezystancji żył
-1-
Dla kabli nowych i po
wykonaniu naprawy
Nie rzadziej niż co 2 lata
Dla kabli nowych
Po wykonaniu naprawy
Dla kabli nowych, po
wykonaniu naprawy oraz
nie rzadziej niż co 5 lat
wykonaniu naprawy
wykonaniu naprawy
Terminy wykonania
uziemień
ZAKRES POMIARÓW I PRÓB EKSPLOATACYJNYCH URZĄDZEŃ SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH
ORAZ TERMINY ICH WYKONANIA
Załącznik nr 4 do Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej
Lp.
Linie kablowe z izolacją
papierową przesyconą
1 do 30 kV
papierową o napięciu
znamionowym 30 do
110 kV
Nazwa urządzenia
Sprawdzenie ciągłości żył
Pojemność kabla
Pomiar prędkości propagacji fal dla
ustalenia nierównomierności impedancji
falowej
Pojemność kabla
Brak przerwy w żyłach
Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze
20 C większa od 50 MΩ
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 20 min. 0,75 wartości
napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej
Próba napięciowa powłoki polwinitowej lub Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie
polietylenowej
-2-
wykonaniu naprawy
Dla kabli nowych
Dla kabli nowych
wykonaniu naprawy
Dla kabli nowych
wykonaniu naprawy
Terminy wykonania
Dla kabli nowych
wykonaniu naprawy
Lp.
polwinitową o napięciu
znamionowym 6 kV
Nazwa urządzenia
polietylenową o napięciu
znamionowym 1 do 30
kV
3
S
200
, gdzie S – przekrój żyły kabla w mm2
1,5 Un dla przypadków uzasadnionych technicznie
20 C większa od
Dla kabli o izolacji z PE 1,5 Un dla przypadków uzasadnionych
technicznie
-3-
wykonaniu naprawy
Dla kabli nowych
wykonaniu naprawy
wykonaniu naprawy
Dla kabli nowych
Terminy wykonania
wykonaniu naprawy
Nazwa urządzenia
niższym niż 1 kV
Wyłączniki i zwierniki
wyższym niż 1 kV
Lp.
3
Pomiar rezystancji głównych torów
prądowych wyłącznika
Pomiar czasów własnych i czasów
niejednoczesności otwierania i zamykania
wyłącznika
Badania gazów wyłączników z gazem SF6,
jeżeli wymaga tego wytwórca
Próba szczelności wyłącznika powietrznego
lub z gazem SF6,, jeżeli wymaga tego
wytwórca
Pomiar rezystancji izolacji głównej
wyłącznika
S
,
Wymagania obowiązujące przy przyjmowaniu wyłącznika do
eksploatacji
Spadek ciśnienia powietrza w wyłączniku powietrznym lub
ciśnienie gazu SF6, powinno odpowiadać wymaganiom
obowiązującym przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
gdzie S – przekrój żyły kabla w mm2
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu do
eksploatacji, dla wyłączników małoolejowych rezystancja
powinna wynosić co najmniej 50 % wartości rezystancji
określonej przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu wyłącznika do
eksploatacji
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu wyłącznika do
eksploatacji
3
100
20 C nie mniejsza niż:
• 75 MΩ w kablu o izolacji gumowej
• 20 MΩ w kablu o izolacji papierowej
• 100 MΩ w kablu o izolacji polietylenowej
• 20 MΩ w kablu izolacji polwinitowej
Pomiar rezystancji
20 C nie mniejsza niż
Sprawdzenie ciągłości żyły
-4-
Po przeglądzie
wewnętrznym
wyłącznika z tym, że dla
wyłączników o napięciu
znamionowym 110 kV
Terminy wykonania
modernizacji
Dla kabli nowych
Połączenia prądowe
w rozdzielniach 110 kV
Przekładniki napięciowe
i prądowe olejowe
wyższym niż 1 kV
Ograniczniki przepięć
w stacjach o napięciu
110 kV
Transformatory suche
5
6
7
Nazwa urządzenia
4
Lp.
Pomiar rezystancji uzwojeń lub pomiar
przekładni
Pomiar rezystancji izolacji R60
Pomiar rezystancji izolacji uzwojeń
pierwotnych i wtórnych
Badania oleju w przekładnikach olejowych
niehermetyzowanych, wyposażonych we
wskaźniki poziomu oleju, wykonane w
razie uzyskania negatywnych wyników
pomiaru rezystancji izolacji
Pomiar rezystancji uziemienia lub
rezystancji przejścia do sprawdzonego
układu uziomowego
Sprawdzenie liczników zadziałań
ograniczników przepięć, których
zadziałania są rejestrowane i analizowane
Pomiar zużycia powietrza wyłącznika
powietrznego, jeżeli wymaga tego
wytwórca
Zaleca się badanie stanu połączeń
prądowych metodą termowizyjną
Nie rzadziej niż co 5 lat
chyba, że instrukcja
fabryczna przewiduje
inaczej
Terminy wykonania
-5-
chyba, że instrukcja
fabryczna przewiduje
inaczej
Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora – dla
Przed uruchomieniem
transformatorów nowych i po remoncie lub R60 ≥35 MΩ przy transformatora, po remoncie
oraz po stwierdzeniu
30 C – dla transformatorσw w eksploatacji
nieprawidłowej pracy,
nie wymaga się badania
transformatorów nowych i po remoncie oraz w eksploatacji
transformatora w czasie jego
prawidłowej eksploatacji
Licznik powinien zadziałać przy impulsie prądowym
z kondensatora
Rezystancja uziemienia nie większa niż 5 Ω, a rezystancja
przejścia nie większa niż 0,1 Ω
Zużycie powietrza na przewietrzenie i na cykl łączeniowy,
powinno odpowiadać wymaganiom obwiązującym przy
przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
Obciążenie prądowe badanych połączeń nie powinno być
mniejsze od 30 % obciążenia znamionowego, temperatura
badanego połączenia nie powinna być wyższa od temperatury
określonej w instrukcji eksploatacji
70 % wartości wymaganej przy przyjmowaniu
przekładników do eksploatacji
Olej przekładnika o napięciu znamionowym 110 kV lub
niższym powinien spełniać wymagania jak dla
transformatorów o mocy do 100 MVA
Lp.
Transformatory olejowe
o mocy większej od
1,6 MVA i mniejszej lub
równej 100 MVA
oraz napięciu
znamionowym nie
wyższym niż 110 kV
Nazwa urządzenia
Transformatory olejowe
o mocy 0,02 – 1,6 MVA
oraz dławiki do
kompensacji
ziemnozwarciowej
•
•
•
•
•
•
liczby kwasowej
temperatury zapłonu
napięcia przebicia
rezystywność
współczynnik stratności tgδ
zawartość wody mierzona metodą
K. Fischera
- napięcia przebicia
Stopień I
Badania podstawowe
Zakres badań:
− oględziny zewnętrzne,
− analiza chromatograficzna składu
gazów rozpuszczonych w oleju
− badanie oleju w zakresie:
•
wyglądu
- rezystywności
Wygląd klarowny, brak wody wydzielonej i zawartości
stałych ciał obcych
Liczba kwasowa nie wyższa niż 0,4mg KOH/g
Temperatura zapłonu nie niższa niż 130 C
Napięcie przebicia nie mniejsze niż 40 kV przy 20 C
Rezystywność nie mniejsza niż 1x1010 Ωm przy 50 C
Współczynnik stratności nie wyższy niż 0,1 przy 50 C i 50 Hz
Zawartość wody niższa od 40 ppm
•
•
•
•
•
•
•
Brak gazów rozpuszczonych w oleju wskazujących na
uszkodzenie
−
Napięcie przebicia nie niższe niż 35 kV przy temp. otoczenia
Rezystywność nie niższa niż 1x109 Ω m przy 50 C
Pomiar rezystancji izolacji i wskaźników Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora – dla
R60 i R15
transformatorów nowych i po remoncie lub R60 ≥ 35 MΩ przy
30 C – dla transformatorσw w eksploatacji
Pomiar rezystancji uzwojeń lub pomiar
przekładni
transformatorów nowych i po remoncie w eksploatacji
Badanie oleju (transformator
z konserwatorem) w zakresie:
- wyglądu
Wygląd klarowny, brak wody wydzielonej i zawartość ciał obcych
-6-
Po pierwszym roku
eksploatacji a następnie
Terminy wykonania
Przed uruchomieniem
transformatora, po
remoncie oraz po
stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy,
nie wymaga się badania
transformatora
w czasie jego
prawidłowej eksploatacji
Lp.
Nazwa urządzenia
−
−
pomiar rezystancji uzwojeń lub
przekładni
przegląd i badanie
podobciążeniowego przełącznika
zaczepów
Stopień II
Badania specjalistyczne
Zakres badań:
− pomiar rezystancji uzwojeń
− pomiar przekładni
− pomiar prądów magnesujących
− badanie przełącznika zaczepów
− analiza chromatograficzna składu
gazów rozpuszczonych w oleju
Stopień III
Badania okresowe
Zakres badań:
pomiar rezystancji izolacji wskaźnika
−
R60 i R15
Rezystancja izolacji w układzie doziemnym R300 ≥ 75 MΩ
przy temp. 30 C dla uzwojeρ o napięciu znamionowym do
40 kV,
R300 ≥ 100 MΩ przy temp. 30 C dla uzwojeρ o napięciu
znamionowym powyżej 50 kV
Rezystancja izolacji w układzie między uzwojeniami
R300 ≥ 250 MΩ przy temp. 30 C
Wskaźnik izolacji R60/R15
R60/R15 ≥ 1,2 w układzie doziemnym
R60/R15 ≥ 1,3 w układzie między uzwojeniami,
zgodna z danymi wytwórcy
−
-
−
Zgodnie z danymi wytwórcy
Brak gazów rozpuszczonych w oleju wskazujących na
uszkodzenie
−
−
−
−
−
Co 3 lata lub 15 tys.
przełączeń
-7-
Wykonywane
w przypadku uzyskania
negatywnych wyników
badań z zakresu
podstawowego
Terminy wykonania
Wykonanie w przypadku
uzyskania negatywnych
wyników badań zakresu
podstawowego
Lp.
8
Obwody wtórne układów
telemechaniki
rejestrujące
pomiarowo – ruchowych
Nazwa urządzenia
automatyki
zabezpieczeniowej,
z wyjątkiem układów
mikroprocesorowych
z samokontrolą
Sprawdzenie funkcjonalne
Sprawdzenie wartości nastawionych
Sprawdzenie funkcjonalne działania
i rejestracji
Sprawdzenie parametrów ruchowych
Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że
dla każdego z elementów wchodzących w skład
obwodów nie mniejsza niż 10 MΩ
Dokładność do 5 % przy zasilaniu napięciem
pomocniczym w zakresie 0,8 – 1,1 Unom
Zgodnie z przyjętym programem działania układów
telemechaniki
Zgodnie z przyjętym programem działania układów
rejestrujących
Zgodnie z przyjętym programem działania układu
elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej
Dokładność do 2,5 %
Pomiar rezystancji izolacji obwodów
Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ z tym, że
w stacjach i rozdzielniach napowietrznych dla każdego z elementów wchodzących w skład
-8-
Nie rzadziej niż raz na rok uznając
poprawne zadziałanie za
sprawdzenie funkcjonalne
Dokładne terminy określono
w Instrukcji eksploatacji układów
zabezpieczających, pomiarowych,
regulacyjnych
i sterowniczo-sygnalizacyjnych
urządzeń elektrycznych, będącej
dokumentem związanym
z niniejszą Instrukcją
Zgodnie z instrukcją producenta
uznając poprawne zadziałanie za
Nie rzadziej niż co 4 lata
Terminy wykonania
Dokładne terminy określono
w Instrukcji eksploatacji układów
zabezpieczających, pomiarowych,
regulacyjnych i sterowniczosygnalizacyjnych urządzeń
elektrycznych, będącej
dokumentem związanym
z niniejszą Instrukcją.
Raz na rok
Ochrona
przeciwporażeniowa
w elektroenergetycznych
rozdzielniach o napięciu
znamionowym 110 kV
Ochrona
przeciwporażeniowa
w elektroenergetycznych
rozdzielniach o napięciu
znamionowym wyższym
od 1 kV, a niższym niż
110 kV
Linia o napięciu
znamionowym do 1 kV
9
10
Nazwa urządzenia
sterowania
Lp.
Zgodnie z przepisami w sprawie obciążeń prądem przewodów
i kabli
Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony przeciwporażeniowej
Sprawdzenie skuteczności działania
środków ochrony przeciwporażeniowej
Pomiar rezystancji uziemień roboczych
i ochronnych
przy wyznaczaniu napięcia rażenia i sprawdzaniu zagrożenia
spowodowanego wynoszeniem potencjału dopuszcza się
stosowanie metod obliczeniowych
Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że dla
każdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie
mniejsza niż 10 MΩ
Zgodnie z przyjętym programem działania układów sterowania
i sygnalizacji
Pomiar napięć i obciążeń
Pomiar rezystancji uziemienia
Pomiar napięcia rażenia
Sprawdzenie zagrożenia spowodowanego
wynoszeniem z rozdzielni wysokiego
potencjału ziemnozwarciowego
Pomiar rezystancji uziemienia
Pomiar napięcia rażenia
Pomiar rezystancji izolacji w stacjach
i rozdzielniach napowietrznych podczas
sprawdzania typu “pełne” i “skrócone”
-9-
Nie rzadziej niż co 5 lat,
w miarę możliwości
w czasie największego
obciążenia
Nie rzadziej niż raz na rok
uznając poprawne
zadziałanie za
oraz po zmianie
warunków powodujących
wzrost prądów
uziomowych rozdzielni
Terminy wykonania
Nie rzadziej niż co 1 rok
Lp.
11
Nazwa urządzenia
Instalacje odbiorcze
w budynkach, o napięciu
znamionowym do 1 kV
Pomiar rezystancji izolacji przewodów
roboczych instalacji
Odpowiadające wymaganiom przy
przyjmowaniu instalacji do eksploatacji
Pomiar napięć i obciążeń
Zgodnie z przepisami w sprawie obciążeń
prądem przewodów i kabli
Sprawdzenie skuteczności działania
Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony
środków ochrony przeciwporażeniowej
przeciwporażeniowej
Pomiar rezystancji uziemień roboczych
i ochronnych
Sprawdzenie ciągłości przewodów
ochrony przeciwporażeniowej
- 10 -
Terminy wykonania
Nie rzadziej niż co 5 lat, w miarę możliwości
w okresie największego obciążenia
1. Instalacje na otwartym powietrzu albo
w pomieszczeniach o wilgotności
względnej ok. 100 %, o temperaturze
powietrza wyższej od + 35 C lub
o wyziewach żrących – nie rzadziej niż raz
w roku
2. Instalacje w pomieszczeniach o wilgotności
względnej wyższej od 75 % do 100 %
zapylonych oraz zaliczonych do kategorii
ZLI, ZLII, ZLIII, ZLV zagrożenia ludzi –
3. Instalacje w pozostałych pomieszczeniach
– nie rzadziej niż co 5 lat, w przypadku
zainstalowania wyłączników różnicowo –
prądowych można nie wykonywać
pomiarów rezystancji izolacji
1. Instalacje w pomieszczeniach o wyziewach
wyziewach żrących lub zaliczonych do
kategorii ZLI, ZLII, ZLIII, ZLV zagrożenia
ludzi – nie rzadziej niż raz w roku
2. Instalacje na otwartym powietrzu lub
w pomieszczeniach o wilgotności
względnej wyższej od 75 % do 100 %
o temperaturze powietrza wyższej od 35 C
lub zapylonych – nie rzadziej niż co 5 lat
3. Instalacje w pozostałych pomieszczeniach
– nie rzadziej niż co 5 lat
Załącznik nr 5
SZCZEGÓŁOWE WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK
WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI ROZDZIELCZEJ
1.
1.1.
Wymagania zawarte w punktach od 1.2 do 6.9 dotyczą jednostek wytwórczych
przyłączanych i przyłączonych do sieci rozdzielczej. Dla istniejących jednostek
wytwórczych nie spełniających przedmiotowych wymagań technicznych ustala się
okres dostosowawczy na ich spełnienie obowiązujący do końca 2005 r.
1.2.
Operator systemu rozdzielczego ustala do sieci o jakim poziomie napięcia
znamionowego należy przyłączyć wytwórcę, w zależności od wielkości mocy
przyłączeniowej i lokalnych warunków pracy sieci rozdzielczej oraz
z uwzględnieniem wyników ekspertyzy wpływu przyłączanych instalacji na KSE.
Zakres ekspertyzy wykonywanej i dostarczanej przez wytwórcę wraz z wnioskiem
o określenie warunków przyłączenia wymaga uzgodnienia z operatorem systemu
rozdzielczego.
1.3.
Przyłączenie jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej realizowane jest za
pomocą przyłącza, wyposażonego w urządzenia umożliwiające jej odłączenie oraz
stworzenie przerwy izolacyjnej, dostępnego w sposób nieograniczony dla
operatora systemu rozdzielczego.
1.4.
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyżej 300 kVA przyłączane do sieci
rozdzielczej powinny być zautomatyzowane i dostosowane do zdalnego
sterowania. Operator systemu rozdzielczego decyduje o konieczności wyposażenia
łącznika sprzęgającego jednostkę wytwórczą z siecią rozdzielczą w urządzenia
umożliwiające zdalne sterowanie. Punkt ten dotyczy jednostek wytwórczych
przyłączanych do sieci po wejściu w życie Karty aktualizacji nr 175/01/04.
1.5.
W przypadku generatorów asynchronicznych moc zwarciowa w miejscu
przyłączenia do sieci rozdzielczej powinna być przynajmniej 20 razy większa od
ich mocy przyłączeniowej.
2.
URZĄDZENIA ŁĄCZENIOWE
2.1.
Jednostki wytwórcze muszą posiadać następujące urządzenia łączeniowe:
a) łącznik dostosowany do wyłączania jednostki wytwórczej,
b) łącznik do odłączania jednostki wytwórczej i stwarzania widocznej przerwy.
2.2.
W przypadku, gdy w układzie sieci jest możliwa praca wyspowa jednostki
wytwórczej, musi ona posiadać dodatkowo łącznik dostosowany do jej wyłączania,
zabudowany pomiędzy łącznikami, o których mowa w p. 2.1.
2.3.
Operator systemu rozdzielczego koordynuje pracę łącznika, o którym mowa
w p. 2.1.b i decyduje o konieczności jego wyposażenia w system zdalnego
sterowania.
-2-
2.4.
Urządzenia łączeniowe, o których mowa w p. 2.1 i 2.2 muszą posiadać zdolność
łączeniową obciążenia dostosowaną do mocy zainstalowanych urządzeń i mocy
zwarciowej w miejscu ich zainstalowania. Do tego celu mogą być wykorzystane:
a) wyłącznik mocy,
b) rozłącznik mocy,
c) stycznik z włączonym w szereg (tj. pomiędzy jednostkę wytwórczą a stycznik)
zabezpieczeniem zwarciowym.
2.5.
Dopuszcza się stosowanie rozłączników bezpiecznikowych jako łączników do
stwarzania widocznej przerwy.
2.6.
Dopuszcza się wyłączanie urządzeń łączeniowych przez zabezpieczenie
zintegrowane konstrukcyjnie z danym łącznikiem, bądź przez autonomiczne
układy zabezpieczeń.
2.7.
W przypadku zastosowania stycznika jako urządzenia łączeniowego, stycznik ten
powinien być tak dobrany, aby jego zdolność łączeniowa w dolnym zakresie
działania bezpiecznika była wystarczająca do bezpiecznego wielobiegunowego
wyłączenia jednostki wytwórczej. Styki stycznika nie mogą wpadać w drgania na
skutek sił elektrodynamicznych występujących przy zwarciu.
2.8.
Urządzenia łączeniowe jednostek wytwórczych współpracujących z falownikami,
powinny być zlokalizowane po stronie prądu przemiennego falownika.
2.9.
Impuls wyłączający przesłany od zabezpieczeń do urządzenia łączeniowego musi
powodować bezzwłoczne wyłączenie jednostki wytwórczej przez to urządzenie.
2.10.
Przy zastosowaniu bezpieczników topikowych jako zabezpieczeń zwarciowych,
urządzenie łączeniowe powinno być zwymiarowane co najmniej według zakresu
działania zastosowanego bezpiecznika topikowego.
2.11.
Instalacja służąca do wyprowadzenia mocy z jednostki wytwórczej powinna
posiadać wytrzymałość zwarciową dostosowaną do warunków zwarciowych
występujących w miejscu przyłączenia do sieci rozdzielczej.
3.
ZABEZPIECZENIA
3.1.
Jednostki wytwórcze powinny być wyposażone w zabezpieczenia podstawowe
oraz zabezpieczenia dodatkowe, zgodnie z p. od 3.2 do 3.19.
3.2.
Zabezpieczenia podstawowe jednostek wytwórczych powinny zostać dobrane
zgodnie z obowiązującymi przepisami i normami. Zabezpieczenia te powinny
działać na urządzenie łączeniowe określone w p. 2.1.a, powodując wyłączenie
jednostki wytwórczej z ruchu.
-3-
3.3.
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej do 100 kVA z generatorami
asynchronicznymi lub synchronicznymi powinny być wyposażone w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia zerowo-nadnapięciowe oraz
zabezpieczenia do ochrony przed: obniżeniem napięcia, wzrostem napięcia oraz
wzrostem prędkości obrotowej. Rodzaj i sposób działania zabezpieczeń określi
operator sieci w warunkach technicznych przyłączenia.
3.4.
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyżej 100 kVA powinny być
wyposażone w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia zerowonadnapięciowe oraz zabezpieczenia do ochrony przed: obniżeniem napięcia,
wzrostem napięcia, obniżeniem częstotliwości oraz wzrostem częstotliwości.
Rodzaj i sposób działania zabezpieczeń określi operator sieci w warunkach
technicznych przyłączenia.
3.5.
Jednostki wytwórcze współpracujące z falownikami powinny być wyposażone
w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia do ochrony przed:
obniżeniem napięcia oraz wzrostem napięcia, jak również w urządzenia
pozwalające na kontrolowanie i utrzymywanie zadanych parametrów
jakościowych energii elektrycznej.
3.6.
Operator systemu rozdzielczego decyduje o potrzebie wyposażenia jednostek
wytwórczych w zabezpieczenie od mocy zwrotnej.
3.7.
Zabezpieczenia dodatkowe powinny powodować otwarcie łącznika sprzęgającego
jednostkę wytwórczą z siecią rozdzielczą. W zależności od rodzaju pracy jednostki
wytwórczej łącznikiem sprzęgającym jest:
a) łącznik określony w p. 2.1.a, gdy jednostka wytwórcza nie ma możliwości
pracy wyspowej,
b) łącznik określony w p. 2.2, gdy jednostka wytwórcza ma możliwość pracy
wyspowej.
3.8.
Operator systemu rozdzielczego ustala nastawy oraz zwłokę czasową działania
zabezpieczeń dodatkowych, w zależności od miejsca przyłączenia jednostki
wytwórczej do sieci rozdzielczej.
3.9.
Zabezpieczenie dodatkowe do ochrony przed obniżeniem lub wzrostem napięcia
musi być wykonane trójfazowo. Jednostka wytwórcza przy obniżeniu lub wzroście
napięcia w jednym z przewodów fazowych musi być odłączona od sieci
trójbiegunowo.
3.10.
Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci nN bez możliwości pracy
wyspowej, zabezpieczenia dodatkowe mogą być zawarte w zestawie zabezpieczeń
podstawowych generatora. Natomiast dla jednostek wytwórczych z możliwością
pracy wyspowej, zabezpieczenia dodatkowe powinny stanowić oddzielny zestaw
zabezpieczeń.
3.11.
Dla zabezpieczeń dodatkowych do ochrony przed: wzrostem częstotliwości,
obniżeniem częstotliwości oraz obniżeniem napięcia wielkości pomiarowe
powinny być pobierane po stronie nN. Natomiast dla zabezpieczeń dodatkowych:
zerowo-nadnapięciowych oraz do ochrony przed wzrostem napięcia, o ile istnieją
odpowiednie możliwości techniczne, wielkości pomiarowe powinny być pobierane
po stronie SN. Miejsce pobierania wielkości pomiarowych dla zabezpieczeń
dodatkowych określi operator sieci w warunkach technicznych przyłączenia.
-4-
3.12.
Dla generatorów synchronicznych lub asynchronicznych czas działania
zabezpieczeń dodatkowych i czas własny łącznika sprzęgającego muszą być tak
dobrane, aby wyłączenie generatora nastąpiło podczas zaników napięcia
spowodowanych zadziałaniem automatyki SPZ lub SZR.
3.13.
Elektrownie wiatrowe z generatorami asynchronicznymi należy wyposażyć
w automatykę bezzwłocznego wyłączania elektrowni po przejściu do pracy na
wydzieloną sieć.
3.14.
W przypadku zwarcia w linii, do której przyłączona jest elektrownia wiatrowa
automatyka zabezpieczeniowa elektrowni powinna:
a) wyłączać ją w czasie krótszym od czasu działania istniejącego zabezpieczenia
linii,
b) załączać elektrownię samoczynnie po czasie 30 s, liczonym od zakończenia
udanego cyklu SPZ.
3.15.
W przypadku zwarcia w elektrowni wiatrowej z generatorem asynchronicznym
automatyka zabezpieczeniowa powinna wyłączać ją bezzwłocznie lub ze zwłoką
czasową uzgodnioną z operatorem systemu rozdzielczego.
3.16.
W przypadku zadziałania SZR w stacji, do której przyłączona jest elektrownia
wiatrowa, automatyka zabezpieczeniowa elektrowni powinna:
a) wyłączać ją w czasie krótszym od czasu działania istniejącego zabezpieczenia
stacji,
b) załączać elektrownię samoczynnie po czasie 30 s, liczonym od zakończenia
cyklu SZR.
3.17.
Operator systemu rozdzielczego ustala rodzaj stosowanych środków ochrony
przeciwporażeniowej, w zależności od typu zastosowanych urządzeń, ich mocy
osiągalnej oraz charakteru pracy jednostki wytwórczej.
3.18.
Środki ochrony przeciwporażeniowej, zależnie od miejsca występowania
zagrożenia powinny powodować wyłączenie elementu jednostki wytwórczej
stwarzającego zagrożenie bądź odstawienie z ruchu całej jednostki wytwórczej.
3.19.
Operator systemu rozdzielczego decyduje o potrzebie stosowania zabezpieczeń
różnicowoprądowych dla poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych.
-5-
4.
KOMPENSACJA MOCY BIERNEJ
4.1.
Współczynnik mocy jednostki wytwórczej nie powinien przekraczać tgφ=0,4. Na
podstawie analizy zapotrzebowania na moc bierną w miejscu przyłączenia
jednostki operator systemu rozdzielczego może określić niższy wymagany
współczynnik mocy.
4.2.
Nie jest wymagane stosowanie urządzeń do kompensacji mocy biernej
w przypadku jednostek wytwórczych, których moc osiągalna określona na
przewód fazowy nie przekracza 4,6 kVA (5 kWp dla jednostek wytwórczych
fotowoltaicznych). W pozostałych jednostkach wytwórczych należy stosować
urządzenia do kompensacji mocy biernej. W jednostkach wytwórczych
charakteryzujących się pracą ze zmienną mocą, w szczególności w elektrowniach
wiatrowych należy stosować układy automatycznej regulacji mocy biernej.
4.3.
Moc kondensatorów w urządzeniach do kompensacji mocy biernej przyjmuje się
na poziomie 45 % mocy czynnej generatora.
4.4.
Moc bierną przy generatorach synchronicznych należy regulować przy pomocy
wzbudzenia. W jednostkach wytwórczych charakteryzujących się pracą ze
zmienną mocą, w szczególności w elektrowniach wiatrowych należy stosować
układy automatycznej regulacji wzbudzenia.
4.5.
W przypadku generatorów asynchronicznych układ służący do automatycznego
bądź ręcznego załączania kondensatorów do kompensacji mocy biernej powinien
być tak skonstruowany, aby nie było możliwe załączenie baterii kondensatorów
przed dokonaniem rozruchu generatora. Wyłączenie generatora i baterii
kondensatorów następuje równocześnie.
4.6.
Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej poprzez falowniki
sieciowzbudne obowiązują warunki dotyczące załączania i odłączania
kondensatorów oraz warunki ich doboru takie same, jak przy generatorach
asynchronicznych. W jednostkach wytwórczych z falownikami niezależnymi
kompensacja mocy biernej nie jest wymagana.
5.
ZAŁĄCZANIE JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
5.1.
Załączenie jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej jest możliwe tylko, gdy
napięcie sieci istnieje we wszystkich trzech fazach i posiada odpowiednie
parametry. W przypadku stosowania ochrony przed obniżeniem napięcia
powodującej odłączenie jednostki wytwórczej od sieci rozdzielczej, powinna ona
mieć zwłokę czasową rzędu kilku minut pomiędzy powrotem napięcia w sieci
rozdzielczej a ponownym załączeniem jednostki wytwórczej.
5.2.
Dla generatorów asynchronicznych, których rozruch odbywa się przy
wykorzystaniu silnika napędowego, załączenie do sieci rozdzielczej powinno
następować przy prędkości obrotowej pomiędzy 95 ÷ 105 % prędkości
synchronicznej. Przy zdolnych do pracy wyspowej, samowzbudnych generatorach
asynchronicznych należy dotrzymać warunków jak dla załączania generatorów
synchronicznych, określonych w p. 5.5.
-6-
5.3.
Dla generatorów asynchronicznych, które dokonują rozruchu jako silnik
obowiązują warunki jak dla przyłączania silników elektrycznych. Dla generatorów
o mocy osiągalnej do 100 kVA przyłączonych do sieci rozdzielczej nN prąd
rozruchu nie powinien przekraczać wartości 60 A. Dla pozostałych jednostek
wytwórczych prąd rozruchu należy ograniczyć w sposób zapobiegający ujemnemu
wpływowi na sieć rozdzielczą.
5.4.
Spadki napięć w sieci rozdzielczej spowodowane rozruchem generatorów
asynchronicznych nie mogą przekraczać wartości 10 %.
5.5.
Dla generatorów synchronicznych wymagane jest urządzenie synchronizujące, za
pomocą którego można kontrolować dotrzymanie następujących warunków
synchronizacji w momencie załączania generatora:
a) różnica napięć
–
∆U < ± 10 % Un,
b) różnica częstotliwości
–
∆f < ± 0,5 Hz,
c) różnica kąta fazowego
–
∆φ < ± 10°,
5.6.
Operator systemu rozdzielczego może ustalić węższe granice warunków
synchronizacji w momencie załączania generatorów synchronicznych niż podane
w p. 5.5.
5.7.
Falowniki załącza się tylko, gdy są one bez napięcia po stronie prądu
przemiennego. Przy zdolnych do pracy wyspowej jednostkach wytwórczych
z falownikami, które nie są przyłączane beznapięciowo, należy dotrzymać
warunków jak dla załączania generatorów synchronicznych.
5.8.
Załączanie generatorów do ruchu powinno odbywać się sekwencyjnie, w trybie
uzgodnionym z operatorem systemu rozdzielczego.
5.9.
Operator systemu rozdzielczego określa liczbę łączeń generatorów z siecią
rozdzielczą w przedziale 2-godzinnym.
6.
CZĘSTOTLIWOŚĆ I NAPIĘCIE
6.1.
Oddziaływanie jednostek wytwórczych na warunki pracy sieci rozdzielczej należy
ograniczać w takim stopniu, aby nie zostały przekroczone, w miejscu przyłączenia
jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej, wymagania określone w p. od 6.2
do 6.9.
6.2.
Częstotliwość znamionowa wynosi 50 Hz z dopuszczalnym odchyleniem
zawierającym się w przedziale od - 0,5Hz do + 0,2 Hz.
6.3.
Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, w miejscu
przyłączenia do sieci, w każdym tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich
wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale
odchyleń ±10% napięcia znamionowego lub deklarowanego (w sieciach niskiego
napięcia wartości napięć deklarowanych i znamionowych są równe).
6.4.
Szybkie zmiany napięcia spowodowane pulsacją mocy w elektrowni wiatrowej
o częstotliwości rzędu 1 Hz powinny mieć amplitudę nie większą niż 0,7%.
-7-
6.5.
Zawartość poszczególnych harmonicznych odniesionych do harmonicznej
podstawowej nie może przekraczać odpowiednio:
a) 1,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
niż 110 kV i wyższym niż 30 kV,
b) 3,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
c) 5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
niż 1 kV.
6.6.
Współczynnik THD (uwzględniający wszystkie harmoniczne, aż do rzędu 40)
odkształcenia napięcia nie może przekraczać odpowiednio:
a) 2 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
b) 4,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
c) 6,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
niż 1 kV.
6.7.
Dla jednostek wytwórczych współpracujących z falownikami, w których
zastosowany jest przekształtnik sześciopołówkowy z wygładzaniem indukcyjnym
i nie są stosowane szczególne środki do redukcji wyższych harmonicznych,
powinien być spełniony następujący warunek:
1
S rA
<
S kV 120
gdzie:
SrA – moc osiągalna jednostki wytwórczej,
SkV – moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci
rozdzielczej, określona jako iloraz kwadratu napięcia znamionowego sieci
oraz sumy impedancji linii od transformatora do miejsca przyłączenia
i impedancji transformatora.
6.8.
W normalnych warunkach pracy sieci rozdzielczej, w ciągu każdego tygodnia,
wskaźnik długookresowego migotania światła Plt spowodowanego wahaniami
napięcia, przez 95 % czasu, powinien spełniać warunek: Plt ≤ 0,8.
6.9.
Wymaganie określone w p. 6.8 jest również spełnione w przypadkach, gdy:
- dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci SN zasilanych z szyn stacji
110/SN:
S rA
× 100% < 2 N
S kV
- dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci nN:
S rA
3%
× 100% <
S kV
k
-8-
gdzie:
SrA
– moc osiągalna jednostki wytwórczej,
SkV
– moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci
rozdzielczej,
N
– liczba przekształtników tyrystorowych o jednakowych lub zbliżonych
do siebie mocach znamionowych, współpracujących z jednostką
wytwórczą,
k
– współczynnik wynoszący:
1
- dla generatorów synchronicznych,
2
- dla generatorów asynchronicznych, które są załączane przy
95 % ÷ 105 % ich prędkości synchronicznej,
Ia/Ir - dla generatorów asynchronicznych, które są wprowadzane na
obroty jako silnik,
8
- dla przypadków, gdy nie jest znany prąd rozruchu,
Ia
– prąd rozruchowy,
Ir
– znamionowy prąd ciągły.
7.
DODATKOWE WYMAGANIA DLA ELEKTROWNI WIATROWYCH
PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI ROZDZIELCZYCH
7.1.
Postanowienia ogólne
7.1.1.
Elektrownie wiatrowe przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej powinny
spełniać ogólne wymagania i procedury przewidziane dla podmiotów
przyłączanych do sieci rozdzielczej określone w pozostałych punktach niniejszej
IRiESR.
7.1.2.
Wymagania techniczne i zalecenia zapisane w punkcie 7 obowiązują elektrownie
wiatrowe przyłączane do sieci rozdzielczej. Część wymagań dotyczy tylko
elektrowni wiatrowych przyłączanych do sieci o napięciu 110 kV.
7.1.3.
Elektrownie wiatrowe które w dacie wejścia w życie niniejszej IRiESR są
przyłączone do sieci lub mają podpisane umowy o przyłączenie do sieci,
obowiązane są wypełnić wymagania punktu 7 tylko w przypadku modernizacji
elektrowni wiatrowej. Elektrownie wiatrowe posiadające ważne warunki
przyłączenia do sieci uzgodnią z operatorem systemu dystrybucyjnego zakres i
harmonogram dostosowania się do wymagań określonych w IRiESR w terminie do
31.12.2004r.
7.1.4.
Wymagania techniczne dla elektrowni wiatrowych obejmują następujące
zagadnienia:
a) regulacja mocy czynnej,
b) praca przy różnym napięciu i częstotliwości,
c) załączanie do pracy i wyłączanie z sieci,
d) regulacja napięcia i mocy biernej,
-9-
e) wymagania dla pracy przy zakłóceniach w sieci,
f) dotrzymywanie standardów jakości energii,
g) elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa,
h) monitoring i systemy telekomunikacji,
i) testy sprawdzające.
7.1.5.
Operator systemu dystrybucyjnego ma prawo do kontroli realizacji warunków
przyłączenia i może zażądać udostępnienia przez wytwórcę dokumentacji
stwierdzającej, że elektrownia wiatrowa wypełnia wymagania określone w IRiESR
i w warunkach przyłączenia do sieci. W szczególności dokumentacja ta powinna
zawierać wyniki pomiarów konieczne dla oceny wpływu elektrowni wiatrowej na
jakość energii elektrycznej oraz - dla elektrowni przyłączanych do sieci 110 kV symulacje komputerowe, na akceptowanym przez odpowiedniego operatora
modelu systemu, pokazujące reakcję elektrowni wiatrowej na zakłócenia sieciowe.
7.1.6.
W przypadku, gdy dwie lub więcej elektrowni wiatrowych przyłączanych jest do
szyn zbiorczych tej samej rozdzielni 110 kV przez wydzielone transformatory
110 kV/SN, należy traktować te elektrownie jako pojedynczą elektrownię
wiatrową z miejscem przyłączenia na napięciu 110 kV z punktu widzenia
wymogów niniejszej IRiESR.
7.1.7.
Elektrownie wiatrowe przyłączane do sieci rozdzielczej powinny być wyposażone
w urządzenia o technologii umożliwiającej bezpieczną współpracę z systemem
elektroenergetycznym w różnych możliwych sytuacjach ruchowych.
7.1.8.
Szczegółowe wymagania dla każdej elektrowni wiatrowej są określane przez
operatora systemu dystrybucyjnego w warunkach przyłączenia do sieci,
w zależności od mocy elektrowni wiatrowej, jej lokalizacji w sieci, sytuacji
w systemie elektroenergetycznym i wyników ekspertyzy wpływu przyłączanej
elektrowni wiatrowej na system elektroenergetyczny.
7.1.9.
Operator systemu dystrybucyjnego może w warunkach przyłączenia określić dla
elektrowni wiatrowej wymóg przystosowania elektrowni do automatycznej zdalnej
regulacji mocy.
7.2.
Moc czynna elektrowni wiatrowej
7.2.1.
Elektrownia wiatrowa musi być zaprojektowana i zbudowana na następujące
reżimy pracy:
a) praca bez ograniczeń, odpowiednio do warunków wiatrowych,
b) praca według wymagań odpowiedniego operatora systemu, w sytuacjach
zakłóceń i zagrożeń w pracy systemu elektroenergetycznego,
c) udział w regulacji częstotliwości (dotyczy farm wiatrowych o mocy
znamionowej 50 MW i większej).
7.2.2.
W normalnych warunkach pracy systemu i elektrowni wiatrowej moc czynna
wprowadzana do sieci przez elektrownię wiatrową nie może przekraczać limitu
mocy (z dokładnością ± 5 %) przydzielonego operatywnie przez odpowiedniego
operatora systemu i mocy przyłączeniowej określonej w umowie o przyłączenie.
- 10 -
7.2.3.
W normalnych warunkach pracy farmy wiatrowej przyłączanej do sieci 110 kV,
w tym również podczas normalnych uruchomień i odstawień, gradient średni
zmiany mocy czynnej farmy wiatrowej za okres 15 minut nie może przekraczać
10 % mocy znamionowej farmy wiatrowej na minutę. Gradient średni w okresie
1 minuty nie powinien przekraczać 30 % mocy znamionowej na minutę.
7.2.4.
W sytuacjach zakłóceniowych w systemie elektroenergetycznym wyżej określony
gradient zmian obciążenia może być przekroczony przez farmy wiatrowe
uczestniczące w regulacji częstotliwości, lub w sytuacji, gdy operator systemu
poleci szybkie odciążenie lub, jeśli jest to technicznie możliwe, dociążenie farmy
wiatrowej
7.2.5.
Układ regulacji mocy poszczególnych jednostek wytwórczych powinien zapewnić
zmniejszenie mocy do co najmniej 20% mocy znamionowej w czasie mniejszym
od 2 s.
7.2.6.
Operator systemu ma prawo ograniczyć czasowo moc elektrowni wiatrowej
przyłączonej do sieci 110kV, do wartości nie mniejszej niż 5% mocy znamionowej
tej elektrowni wiatrowej.
7.2.7.
Operator systemu dystrybucyjnego, z co najmniej siedmio dniowym
wyprzedzeniem, powiadamia właściciela elektrowni wiatrowej o konieczności jej
wyłączenia, w celu dokonania określonych planowych prac remontowych lub
naprawczych w sieci elektroenergetycznej.
7.2.8.
W sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego
odpowiedni operator systemu, może polecić całkowite wyłączenie farmy
wiatrowej. Operator systemu dystrybucyjnego określa w warunkach przyłączenia
do sieci wymagania w zakresie przystosowania farmy wiatrowej do zdalnego
wyłączania.
7.3.
Praca elektrowni wiatrowej w zależności od częstotliwości i napięcia
7.3.1.
Elektrownia wiatrowa powinna mieć możliwość pracy w następującym zakresie
częstotliwości:
a) Przy 49,5 ≤ f ≤ 50,5 Hz elektrownia wiatrowa musi mieć możliwość pracy
trwałej z mocą znamionową,,
b) Przy 48,5 ≤ f < 49,5 Hz elektrownia wiatrowa musi mieć możliwość pracy z
mocą większą niż 90% mocy wynikającej z aktualnej prędkości wiatru, przez
co najmniej 30 min.,
c) Przy 48,0 ≤ f < 48,5 Hz elektrownia wiatrowa musi mieć możliwość pracy z
d) Przy 47,5 ≤ f < 48,0 Hz elektrownia wiatrowa musi mieć możliwość pracy z
e) Przy f < 47,5 Hz elektrownię wiatrową można odłączyć od sieci ze zwłoką
czasową uzgodnioną z operatorem systemu,
f) Przy 50,5 < f • 51,5 Hz elektrownia wiatrowa musi mieć możliwość trwałej
pracy z mocą ograniczaną wraz ze wzrostem częstotliwości, do zera przy
częstotliwości 51,5 Hz,
- 11 -
g) Przy f > 51,5 Hz elektrownię wiatrową należy odłączyć od sieci w ciągu maks.
0,3 s, o ile operator systemu nie określi inaczej w warunkach przyłączenia do
sieci.
7.3.2.
Elektrownia wiatrowa powinna spełniać warunki wymienione w pkt. 7.3.1.a) i pkt.
7.3.1.b) przy zmianach napięcia w miejscu przyłączenia do sieci w następującym
zakresie:
a) 105 kV ÷ 123 kV – dla sieci 110 kV,
b) +/-10 % Un – dla sieci SN.
7.3.3.
Wartości napięcia i częstotliwości podane powyżej są quasi-stacjonarnymi, z
gradientem zmian dla częstotliwości mniejszym niż 0,5%/min, a dla napięcia
mniejszym niż 5%/min.
7.3.4.
Zmniejszanie mocy wymagane przy zwyżce częstotliwości ponad 50,5 Hz może
być realizowane poprzez kolejne wyłączanie jednostek pracujących w elektrowni
wiatrowej.
7.3.5.
Elektrownie wiatrowe o mocy znamionowej 50 MW i większej powinny być
przystosowane do udziału w regulacji częstotliwości w systemie
elektroenergetycznym, poprzez zmianę mocy po zmianie częstotliwości.
Wymaganie to dotyczy pełnego zakresu obciążenia farmy wiatrowej.
7.3.6.
Operator systemu dystrybucyjnego w uzgodnieniu z operatorem systemu
przesyłowego określa w warunkach przyłączenia do sieci farmy wiatrowej o mocy
znamionowej 50 MW i większej warunki udziału tej farmy w regulacji
częstotliwości i wymagane parametry regulacji.
7.3.7.
W zależności od lokalizacji i skali rozwoju energetyki wiatrowej operator systemu
może w warunkach przyłączenia do sieci dopuścić odstępstwa od podanych
wymagań określonych w punktach od 7.3.1. do 7.3.6.
7.4.
Załączanie i wyłączanie elektrowni wiatrowych
7.4.1.
Elektrownia wiatrowa powinna przekazywać do odpowiedniego operatora systemu
sygnał informujący o aktualnym stanie jej jednostek wytwórczych. Sygnał ten
powinien być generowany na podstawie identyfikacji stanu i przyczyn odstawienia
jednostki.
7.4.2.
Gradient przyrostu mocy elektrowni wiatrowej nie może przekraczać wartości
określonej w punkcie 7.2.3., również podczas ponownego uruchamiania tej
elektrowni po zmniejszeniu prędkości wiatru poniżej wartości granicznej,
wymagającej wyłączenia elektrowni wiatrowej.
7.4.3.
Algorytm uruchamiania elektrowni wiatrowej przyłączanej do sieci 110 kV musi
zawierać kontrolę warunków napięciowych w miejscu przyłączenia do sieci.
7.4.4.
W przypadku elektrowni wiatrowej przyłączanej do sieci 110 kV operator systemu
dystrybucyjnego musi być poinformowany z 15 minutowym wyprzedzeniem o
planowanym uruchomieniu elektrowni wiatrowej, po postoju dłuższym niż 1
minuta spowodowanym wyłączeniem awaryjnym lub przekroczeniem granicznej
prędkości wiatru. Powiadomienie nie jest konieczne jeżeli prognozowane na
najbliższą godzinę obciążenie farmy wiatrowej nie przekroczy 5 MW, lub jeżeli
uruchomienie następuje wskutek wzrostu prędkości wiatru ponad wartość
minimalną, niezbędną dla wytwarzania mocy.
- 12 -
7.4.5.
Z wyjątkiem przypadków zakłóceń w sieci i awarii w elektrowni wiatrowej
redukcja mocy elektrowni wiatrowej powinna być realizowana w miarę
możliwości zgodnie ze zdefiniowanym w pkt. 7.2.3. gradientem zmiany mocy
czynnej.
7.5.
Regulacja napięcia i mocy biernej
7.5.1.
Wyposażenie elektrowni wiatrowej musi być tak dobrane, aby zapewnić
utrzymanie, określonych w warunkach przyłączenia, warunków napięciowych w
miejscu przyłączenia do sieci i stabilność współpracy z systemem
elektroenergetycznym.
7.5.2.
Elektrownia wiatrowa musi mieć możliwość regulacji współczynnika mocy lub
napięcia w miejscu przyłączenia do sieci. Operator systemu dystrybucyjnego w
warunkach przyłączenia do sieci określi wymagania w tym zakresie i może
zażądać zastosowania automatycznej regulacji zdalnej.
7.5.3.
Podczas produkcji mocy czynnej elektrownia wiatrowa musi mieć możliwość
pracy ze współczynnikiem mocy w miejscu przyłączenia do sieci w granicach od
0,975 (indukcyjny) do 0,975 (pojemnościowy), w pełnym zakresie obciążenia
elektrowni.
7.5.4.
W zależności od warunków napięciowych w miejscu przyłączenia elektrowni
wiatrowej do sieci, odpowiedni operator systemu może w trybie operatywnym
zmieniać w/w zakres regulacji współczynnika mocy lub wymagać pracy z
określonym stałym współczynnikiem mocy. Dla elektrowni wiatrowych
przyłączanych do sieci 110 kV zmiana zakresu regulacji powinna odbywać się w
sposób zdalny.
7.6.
Praca elektrowni wiatrowych przy zakłóceniach w sieci
7.6.1.
Przy spadku napięcia w sieci do wartości 15 % napięcia znamionowego,
urządzenia elektrowni wiatrowej o mocy znamionowej 50 MW i większej,
wyposażonej w generatory synchroniczne muszą utrzymać się w pracy w czasie do
600 ms. W tym czasie elektrownia wiatrowa musi dostarczać do sieci największą
możliwą moc bierną. Gdy napięcie w sieci ustabilizuje się odbudowa mocy
powinna nastąpić z szybkością co najmniej 20% mocy znamionowej na sekundę.
Elektrownie wiatrowe wyposażone w generatory asynchroniczne podczas zakłóceń
w sieci skutkujących obniżką napięcia w miejscu dostarczania do 60 ÷ 80 % przez
czas 2 ÷ 10 s powinny szybko redukować moc czynną i zwiększać moc bierną, a
gdy to nie spowoduje odbudowy napięcia, mogą być wyłączane po czasie
uzgodnionym w umowie o przyłączenie z operatom systemu.
W przypadku elektrowni wiatrowej o mocy znamionowej mniejszej niż 50 MW,
decyzję o stosowalności tych wymagań podejmuje operator systemu
dystrybucyjnego w warunkach przyłączenia do sieci, na podstawie wyników
ekspertyzy wpływu przyłączanej elektrowni wiatrowej na system.
7.6.2.
W niektórych lokalizacjach, operator systemu dystrybucyjnego może wymagać by
elektrownie wiatrowe podczas zakłóceń w systemie produkowały możliwie dużą,
w ramach ograniczeń technicznych, moc bierną. Wymaganie to określa operator
systemu w warunkach przyłączenia do sieci.
- 13 -
7.6.3.
Wymagania w zakresie pracy elektrowni wiatrowej przy zakłóceniach w sieci,
operator systemu dystrybucyjnego określa w warunkach przyłączenia do sieci,
biorąc pod uwagę rodzaj zastosowanych generatorów, moc elektrowni wiatrowej,
jej położenie w sieci, koncentrację generacji wiatrowej w systemie i wyniki
ekspertyzy wpływu przyłączanej elektrowni wiatrowej na system.
7.6.4.
Podczas zakłóceń skutkujących zmianami napięcia elektrownia wiatrowa
przyłączana do sieci 110 kV nie może utracić zdolności regulacji mocy biernej i
musi aktywnie oddziaływać w kierunku podtrzymania napięcia.
7.6.5.
W elektrowni wiatrowej przyłączanej do sieci 110 kV powinny być zainstalowane
rejestratory przebiegów zakłóceniowych. Rejestratory powinny zapewniać
rejestrację przebiegów przez 10 s przed zakłóceniem i 60 s po zakłóceniu.
7.7.
Dotrzymanie standardów jakości energii
7.7.1.
Elektrownia wiatrowa nie powinna powodować nagłych zmian i skoków napięcia
przekraczających 3%. W przypadku gdy zakłócenia napięcia spowodowane pracą
elektrowni wiatrowej mają charakter powtarzający się, zakres jednorazowej
szybkiej zmiany wartości skutecznej napięcia nie może przekraczać 2,5% dla
częstości do 10 zakłóceń/godz. i 1,5% dla częstości do 100 zakłóceń/godz.
Wymagania powyższe dotyczą również przypadków rozruchu i wyłączeń
jednostek.
7.7.2.
Wskaźniki krótkookresowego (Pst) i długookresowego (Plt) migotania napięcia
elektrowni wiatrowych przyłączonych do sieci 110 kV oraz SN nie powinny
przekraczać odpowiednio wartości:
a) P st < 0,35 dla sieci 110 kV i P st < 0,45 dla sieci SN,
b) P lt < 0,25 dla sieci 110 kV i P lt < 0,35 dla sieci SN.
7.7.3.
Elektrownie wiatrowe nie powinny powodować w miejscu przyłączenia emisji
pojedynczych harmonicznych napięcia rzędu od 2 do 50 większych niż 1,5% dla
sieci 110kV oraz 1% dla sieci SN. Współczynnik dystorsji harmonicznych THD w
miejscu przyłączenia do sieci powinien być mniejszy od 2,0% dla sieci 110kV oraz
4% dla sieci SN.
7.7.4.
Dla elektrowni wiatrowych przyłączonych do sieci 110 kV podane w pkt. od 7.7.1.
do 7.7.3. wymagania dotyczące jakości energii powinny być spełnione w okresie
każdego tygodnia, przez 99 % czasu tygodnia, a dla elektrowni przyłączonych do
sieci SN przez 95 % czasu tygodnia.
7.7.5.
Elektrownie wiatrowe przyłączane do sieci 110 kV powinny być wyposażone w
system pomiaru i rejestracji parametrów jakości energii (pomiar migotania oraz
harmonicznych napięcia i prądu), oraz system teletransmisji danych do
odpowiedniego operatora systemu.
7.7.6.
Współczynnik zakłóceń harmonicznymi telefonii THFF powinien być poniżej 1 %.
7.7.7.
Ze względu na ochronę urządzeń telekomunikacyjnych poziom zakłóceń
powodowany przez elektrownię wiatrową w miejscu przyłączenia do sieci
powinien spełniać wymagania odpowiednich przepisów telekomunikacyjnych.
- 14 -
7.8.
Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa
7.8.1.
Właściciel elektrowni wiatrowej ponosi odpowiedzialność za projekt i instalację
zabezpieczeń chroniących elektrownię przed skutkami prądów zwarciowych,
napięć powrotnych po wyłączeniu zwarć w systemie, pracy asynchronicznej tej
elektrowni oraz innymi oddziaływaniami zakłóceń systemowych.
7.8.2.
Nastawienia zabezpieczeń elektrowni wiatrowej powinny być skoordynowane z
zabezpieczeniami zainstalowanymi w sieci elektroenergetycznej.
7.8.3.
Nastawy zabezpieczeń elektrowni wiatrowej muszą zapewniać selektywność
współdziałania z zabezpieczeniami sieci dla zwarć w sieci i w tej elektrowni
wiatrowej.
7.8.4.
Zwarcia wewnątrz elektrowni wiatrowej powinny być likwidowane selektywnie i
powodować możliwie jak najmniejszy ubytek mocy tej elektrowni.
7.8.5.
Na etapie opracowywania projektu podstawowego elektrowni wiatrowej należy
przeprowadzić i uzgodnić z odpowiednim operatorem systemu analizę
zabezpieczeń obejmującą sprawdzenie:
a) kompletności zabezpieczeń,
b) poprawności nastaw na poszczególnych jednostkach i w rozdzielni elektrowni
wiatrowej,
c) koordynacji z zabezpieczeniami systemu rozdzielczego i/lub przesyłowego.
Wyniki analiz należy przekazać operatorowi systemu dystrybucyjnego.
7.9.
Monitoring i komunikacja elektrowni wiatrowej z operatorem systemu
7.9.1.
Operator systemu, do sieci którego przyłączana jest elektrownia wiatrowa, musi
mieć zapewnioną dostępność sygnałów pomiarowych i parametrów
rejestrowanych, wg zasad uzgodnionych z tym operatorem.
7.9.2.
Minimalny zakres udostępnianych operatorowi systemu pomiarów wielkości
analogowych z elektrowni wiatrowej obejmuje wartości chwilowe:
a) mocy czynnej,
b) mocy biernej,
c) napięcia w miejscu przyłączenia do sieci,
d) średniej dla elektrowni prędkości wiatru.
7.9.3.
Minimalny zakres udostępnianych operatorowi systemu danych dwustanowych
obejmuje:
a) aktualny stan jednostek wytwórczych elektrowni, w tym liczbę jednostek
pracujących, gotowych do pracy i przyczyny postoju pozostałych,
b) stan układu regulacji częstotliwości dla elektrowni wiatrowych o mocy 50MW
i większej,
c) inne dane mogące skutkować wyłączeniem elektrowni wiatrowej, na
warunkach uzgodnionych w umowie o przyłączenie.
- 15 -
7.9.4.
Jako standardowe wyposażenie elektrowni wiatrowej przyłączanej na napięcie
110 kV powinien być stosowany system monitorowania w czasie rzeczywistym
stanu i parametrów pracy, z zapewnieniem przesyłu danych do operatorów
systemu.
7.9.5.
Właściciel elektrowni wiatrowej przyłączanej do sieci 110 kV zapewni
dostarczanie operatorowi systemu prognozy średniej godzinnej mocy elektrowni
wiatrowej z co najmniej 24 godzinnym wyprzedzeniem i aktualizacją prognozy co
6 godzin. Sposób realizacji tego obowiązku określony jest w warunkach
przyłączenia i uzgadniany na etapie projektu.
7.9.6.
Właściciel elektrowni wiatrowej dostarcza odpowiedniemu operatorowi systemu
aktualne parametry wyposażenia elektrowni wiatrowej (urządzeń podstawowych i
układów regulacji), niezbędne dla przeprowadzania analiz systemowych. W fazie
przed uruchomieniem elektrowni wiatrowej są to dane producentów urządzeń.
7.9.7.
Operator systemu określa w warunkach przyłączenia do sieci zakres danych
technicznych dla danej elektrowni wiatrowej, które są niezbędne do prowadzenia i
planowania ruchu systemu.
7.9.8.
Parametry techniczne systemu wymiany informacji pomiędzy elektrownią
wiatrową i operatorem systemu dystrybucyjnego, określa operator systemu na
etapie projektowania.
7.10.
Testy sprawdzające
7.10.1.
Elektrownie wiatrowe przyłączane do sieci rozdzielczej są zobowiązane do
przeprowadzenia w okresie pierwszego roku pracy elektrowni, testów
sprawdzających spełnienie wymagań IRiESR i/lub IRiESP. Sposób
przeprowadzenia testów elektrowni wiatrowej uzgadniany jest w ramach umowy o
przyłączenie.
7.10.2.
Właściciel elektrowni wiatrowej na co najmniej 2 miesiące przed terminem
uruchomienia elektrowni wiatrowej przedstawia odpowiedniemu operatorowi
systemu zakres i program testów, dostarczając równocześnie inne niezbędne
dokumenty, jak instrukcje układów regulacji i instrukcję współpracy ruchowej.
Proces uzgodnień planu testów powinien być zakończony na miesiąc przed
terminem uruchomienia elektrowni wiatrowej.
7.10.3.
Testy dotyczyć powinny w szczególności:
a) charakterystyki mocy elektrowni wiatrowej w funkcji prędkości wiatru,
b) uruchomienia elektrowni wiatrowej przy wietrze umożliwiającym osiągnięcie
co najmniej 75 % mocy znamionowej, z kontrolą gradientu wzrostu mocy i
zmian napięcia,
c) odstawiania elektrowni wiatrowej przy prędkości wiatru przekraczającej
wartość, przy której osiągana jest moc znamionowa,
d) szybkości zmian napięcia przez układ regulacji napięcia,
e) działania układu regulacji mocy i częstotliwości,
f) wpływu elektrowni wiatrowej na jakość energii.
- 16 -
7.10.4.
Operator systemu wydaje zgodę na pierwsze uruchomienie elektrowni wiatrowej
i przeprowadzenie testów.
7.10.5.
Szczegółowy raport z przeprowadzonych testów dostarczany jest operatorowi
systemu dystrybucyjnego w terminie do 6 tygodni po ich zakończeniu.
8.
SŁOWNIK SKRÓTÓW I POJĘĆ
Elektrownia
wiatrowa
Pojedyncza jednostka wytwórcza lub zespół jednostek wytwórczych
wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej energię wiatru,
przyłączonych do sieci w jednym miejscu przyłączenia (lub
przyłączonych do sieci na podstawie jednej umowy o przyłączenie).
kWp
Jednostka mocy szczytowej baterii słonecznej, która jest oddawana
przy określonym promieniowaniu słonecznym.
Pit
Wskaźnik
długookresowego
migotania
światła,
obliczany
z sekwencji 12 kolejnych wartości Pst, zgodnie ze wzorem:
Psti3
Pit = ∑
.
i =1 12
12
3
Pst
Wskaźnik krótkookresowego migotania światła, mierzony przez
10 minut.
SPZ
Samoczynne ponowne załączanie - automatyka elektroenergetyczna,
której działanie polega na samoczynnym podaniu impulsu
załączającego wyłącznik liniowy bezzwłocznie lub po upływie
odpowiednio dobranego czasu, po przejściu tego wyłącznika w stan
otwarcia.
SZR
Samoczynne załączanie rezerwy - automatyka elektroenergetyczna,
której działanie polega na samoczynnym przełączeniu odbiorców
z zasilania ze źródła podstawowego na zasilanie ze źródła
rezerwowego, w przypadku nadmiernego obniżenia się napięcia lub
zaniku napięcia.
THD
Współczynnik odkształcenia napięcia harmonicznymi, obliczany
zgodnie ze wzorem: THD =
40
∑ (U )
h=2
Uh
2
h
.
Iloraz wartości skutecznych harmonicznej rzędu h i składowej
podstawowej napięcia.
- 17 -
Załącznik nr 6
REGULAMIN BILANSOWANIA I ROZLICZEŃ W SIECI ROZDZIELCZEJ
SPIS TREŚCI ZAŁĄCZNIKA NR 6
A. POSTANOWIENIA WSTĘPNE
A.1. Uwarunkowania formalno-prawne
A.2. Zakres przedmiotowy
A.3. Zakres podmiotowy
A.4. Warunki uczestnictwa w procesie bilansowania i rozliczeń
A.5. Zasady nadawania kodów identyfikacyjnych
3
3
3
4
5
7
B. PROCEDURA ZGŁASZANIA UMÓW SPRZEDAŻY ENERGII
ELEKTRYCZNEJ
B.1. Ogólne zasady
B.2. Format zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej
B.3. Weryfikacja zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej
B.4. Wymiana informacji o zgłoszeniach umów sprzedaży energii elektrycznej
9
9
12
12
13
C. ZASADY REALIZACJI ROZLICZEŃ W SIECI ROZDZIELCZEJ
C.1. Rodzaje rozliczeń
C.2. Okresy rozliczeniowe
C.3. Układy pomiarowo-rozliczeniowe
C.4. Rozliczenia korygujące
C.5. Rozliczenia odchyleń
C.6. Rozliczenia tranzytów
C.7. Specjalne zasady rozliczeń
C.8. Raporty rozliczeniowe
C.9. Fakturowanie
20
20
20
21
22
29
31
32
32
35
D. ZABEZPIECZANIA FINANSOWE PROCESU ROZLICZEŃ
D.1. Postanowienia wstępne
D.2. Ustalanie wysokości zabezpieczenia finansowego
D.3. Formy zabezpieczeń finansowych oraz zasady ich wykorzystania
D.4. Przedkładanie i zwalnianie zabezpieczeń finansowych
36
36
36
38
40
E. ROZSTRZYGANIE SPRAW SPORNYCH
42
F. SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI
E.1. Oznaczenia skrótów
E.2. Definicje
45
45
47
-2-
A.
POSTANOWIENIA WSTĘPNE
A.1.
UWARUNKOWANIA FORMALNO-PRAWNE
A.1.1.
Uwarunkowania formalno-prawne Regulaminu bilansowania i rozliczeń w sieci
rozdzielczej (RBSR) wynikają z dokumentów określonych w p. II.3 części głównej
IRiESR oraz z umów przesyłowych zawartych przez operatora systemu
rozdzielczego z:
a) operatorem systemu przesyłowego,
b) wytwórcami i odbiorcami przyłączonymi do sieci rozdzielczej,
c) przedsiębiorstwami obrotu,
d) innymi operatorami systemów rozdzielczych.
A.1.2.
Podmioty uczestniczące w rynku bilansującym w sposób bezpośredni, zgodnie
z p. IV.5a części głównej IRiESR, obowiązują zapisy Regulamin rynku
bilansującego (RRB), opracowanego przez operatora systemu przesyłowego.
A.1.3.
RBSR uzupełnia RRB opracowany przez operatora systemu przesyłowego
w zakresie umożliwiającym podmiotom przyłączonym do sieci rozdzielczej
pośrednie uczestnictwo w rynku bilansującym, zgodnie z p. IV.5.b części głównej
IRiESR.
A.1.4.
Zapisy RBSR nie są sprzeczne z regulacjami zawartymi w IRiESP, w tym
z regulacjami części ogólnej oraz części szczegółowej nr 1, którą stanowi RRB.
A.1.5.
Zasady bilansowania i rozliczeń zawarte w RBSR wchodzą w życie z datą wejścia
w życie IRiESR, określoną na stronie tytułowej.
A.2.
ZAKRES PRZEDMIOTOWY
A.2.1.
RBSR określa zasady, procedury i uwarunkowania bilansowania i rozliczeń
realizowanych w sieci rozdzielczej przez operatora systemu rozdzielczego
z podmiotami bezpośrednio i pośrednio uczestniczącymi w rynku bilansującym,
a w szczególności:
a) podmioty i warunki uczestnictwa w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci
rozdzielczej,
b) zasady kodyfikacji podmiotów,
c) procedury zgłaszania i weryfikacji zgłoszeń umów sprzedaży energii
elektrycznej oraz wymiany informacji w tym zakresie,
d) zasady prowadzenia rozliczeń w sieci rozdzielczej,
e) zasady zabezpieczania finansowego procesu rozliczeniowego,
f) zasady rozstrzygania spraw spornych.
-3-
A.2.2.
Obszar objęty bilansowaniem i rozliczeniami określonymi w RBSR obejmuje sieć
rozdzielczą danego operatora systemu rozdzielczego, z wyłączeniem miejsc
dostarczania podmiotów uczestniczących w rynku bilansującym w sposób
bezpośredni. Miejsca dostarczania tych podmiotów wyznaczają granice rynku
bilansującego w sieci rozdzielczej.
A.2.3.
RBSR nie określa zasad rozliczeń opłat przesyłowych (ponoszonych na styku sieci
przesyłowej i sieci rozdzielczej) wynikających z przepływów energii elektrycznej
pomiędzy sieciami rozdzielczymi różnych operatorów systemów rozdzielczych.
A.3.
ZAKRES PODMIOTOWY
A.3.1.
Zasady bilansowania i rozliczeń określone w RBSR obowiązują:
a) operatora systemu rozdzielczego,
b) odbiorców przyłączonych do sieci rozdzielczej uprawnionych do korzystania
z usług przesyłowych i korzystających z tego prawa, nie uczestniczących
bezpośrednio w rynku bilansującym,
c) odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej lub sieci rozdzielczej
uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym, zawierających umowy
sprzedaży energii elektrycznej z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio
w rynku bilansującym,
d) wytwórców przyłączonych do sieci rozdzielczej nie uczestniczących
bezpośrednio w rynku bilansującym, z wyłączeniem wytwórców określonych
w p. A.3.2,
e) wytwórców przyłączonych do sieci przesyłowej lub sieci rozdzielczej,
uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym, zawierających umowy
sprzedaży energii elektrycznej z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio
w rynku bilansującym,
f) przedsiębiorstwa obrotu.
A.3.2.
Zasady bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej określone w RBSR nie
obowiązują następujących wytwórców:
a) produkujących energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem o mocy osiągalnej
mniejszej niż 2 MW,
b) produkujących energię elektryczną w źródłach wiatrowych o mocy osiągalnej
mniejszej niż 0,5 MW,
c) produkujących energię elektryczną w źródłach odnawialnych i niekonwencjonalnych innych niż wiatrowe o mocy osiągalnej mniejszej niż 0,5 MW.
W przypadkach uzasadnionych warunkami sieciowymi operator systemu
dystrybucyjnego może ustalić w umowach przesyłowych lub sprzedaży energii
progi mocy osiągalnej inne niż określone w tym punkcie.
-4-
A.3.3.
Podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej zawierające transakcje na giełdzie
prowadzonej przez firmę Giełda Energii SA są zobowiązane do bezpośredniego
uczestnictwa w rynku bilansującym. Zapis ten obowiązuje przejściowo, tj. do
czasu zmiany godzin przekazywania danych określonych w § 18 ust. 2
rozporządzenia, o którym mowa w p. II.3.h części głównej IRiESR lub zmiany
godziny ogłaszania przez Giełdę Energii SA transakcji zawartych na Rynku Dnia
Następnego, lub też zmiany godziny zgłoszeń umów sprzedaży energii
elektrycznej do operatora systemu przesyłowego.
A.3.4.
Operator systemu rozdzielczego określi datę zniesienia obowiązku, o którym
mowa w p. A.3.3 i ogłosi ją co najmniej z 2 tygodniowym wyprzedzeniem.
A.4.
WARUNKI UCZESTNICTWA
I ROZLICZEŃ
A.4.1.
Operator systemu rozdzielczego zapewnia podmiotom przyłączonym do sieci
rozdzielczej fizyczną realizację umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych
przez te podmioty. W przypadku podmiotów uprawnionych do korzystania z usług
przesyłowych i korzystających z tego prawa zapewnienie fizycznej realizacji
umowy sprzedaży energii elektrycznej jest uwarunkowane jej zgłoszeniem do
operatora systemu rozdzielczego w formie, trybie i terminie określonym w RBSR.
A.4.2.
Podstawą uczestnictwa podmiotu w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci
rozdzielczej jest zawarta z operatorem systemu rozdzielczego umowa sprzedaży
energii elektrycznej lub umowa przesyłowa.
A.4.3.
W zakresie uczestnictwa podmiotu w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci
rozdzielczej umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa przesyłowa
określa:
W
PROCESIE
BILANSOWANIA
a) kod identyfikacyjny nadany przez operatora systemu rozdzielczego lub
operatora systemu przesyłowego,
b) datę rozpoczęcia uczestnictwa w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci
rozdzielczej,
c) osoby odpowiedzialne i uprawnione do kontaktu z operatorem systemu
rozdzielczego,
d) wykaz miejsc dostarczania, wykaz układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz
w razie potrzeby algorytmy wyznaczania ilości energii elektrycznej
w poszczególnych miejscach dostarczania,
e) podmioty upoważnione do działania w imieniu i na rzecz innego podmiotu
zgodnie z p. A.4.6, o ile takie występują, w tym zakres upoważnienia oraz
osoby do kontaktu z operatorem systemu rozdzielczego,
f) warunki finansowe rozliczeń realizowanych zgodnie z RBSR, w tym wysokość
i formę zabezpieczenia oraz wykaz kont bankowych, za pośrednictwem
których będą realizowane rozliczenia,
g) zobowiązania stron do stosowania w pełnym zakresie postanowień IRiESR.
-5-
A.4.4.
Rozliczenia z podmiotami przyłączonymi do sieci rozdzielczej, o których mowa
w p. A.3.1, nie posiadającymi w zawartych, przed datą wejścia w życie RBSR,
umowach sprzedaży energii elektrycznej lub umowach przesyłowych zapisów,
o których mowa w p. A.4.3 są realizowane na zasadach określonych w tych
umowach. Operator systemu rozdzielczego oraz wymienione podmioty są
zobowiązanie do weryfikacji stosownych umów w możliwie krótkim czasie, nie
później jednak niż do końca 2001 r.
A.4.5.
Wszystkie umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy przesyłowe
zawierane przez podmioty, o których mowa w p. A.3.1, po dniu wejścia w życie
RBSR muszą posiadać zapisy, o których mowa w p. A.4.3.
A.4.6.
Operator systemu rozdzielczego, wytwórcy, odbiorcy oraz przedsiębiorstwa obrotu
uczestniczący w procesie bilansowania i rozliczeń zgodnie z RBSR mogą zlecić na
podstawie umowy wykonywanie swoich obowiązków określonych w RBSR innym
podmiotom. Podmioty te działają w imieniu i na rzecz operatora systemu
rozdzielczego, wytwórcy, odbiorcy lub przedsiębiorstwa obrotu.
A.4.7.
W przypadku, gdy wytwórca, odbiorca lub przedsiębiorstwo obrotu zleca innemu
podmiotowi realizację swoich funkcji z zakresu objętego RBSR wymaga to
wcześniejszego powiadomienia operatora systemu rozdzielczego oraz dokonania
zmian w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie przesyłowej zawartej
z tym operatorem, lub też podpisanie nowej umowy przesyłowej. Nowa umowa
przesyłowa albo aneks do umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy
przesyłowej określa w szczególności zakres umocowania podmiotu oraz datę
wejścia w życie zmian objętych aneksem.
A.4.8.
W przypadku, gdy operator systemu rozdzielczego zleca innemu podmiotowi
realizację swoich funkcji z zakresu objętego RBSR wymaga to wcześniejszego
powiadomienia wszystkich podmiotów uczestniczących w procesie bilansowania
i rozliczeń w sieci rozdzielczej oraz dokonania zmian w umowach sprzedaży
energii elektrycznej lub umowach przesyłowych zawartych z tymi podmiotami.
Aneks do umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów przesyłowych określa
w szczególności zakres umocowania podmiotu oraz datę wejścia w życie zmian
objętych aneksem.
-6-
A.5.
ZASADY NADAWANIA KODÓW IDENTYFIKACYJNYCH
A.5.1.
Operator systemu rozdzielczego nadaje kody identyfikacyjne podmiotom
uczestniczącym w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej i nie
uczestniczącym bezpośrednio w rynku bilansującym. Dla podmiotów
uczestniczących w rynku bilansującym bezpośrednio stosowane są kody
identyfikacyjne nadane przez operatora systemu przesyłowego zgodnie z RRB.
A.5.2.
Operator systemu rozdzielczego nadaje kody identyfikacyjne wytwórcom
i odbiorcom przyłączonym do sieci rozdzielczej przez niego zarządzanej. Kody te
zawierają oznaczenie spółki dystrybucyjnej, literę charakteryzującą podmiot oraz
czterocyfrowy numer podmiotu i mają następującą postać:
a) dla wytwórców – D30_W...(numer podmiotu)...,
b) dla odbiorców – D30_O...(numer podmiotu)....
A.5.3.
Oznaczenia kodowe spółek dystrybucyjnych niezbędne do oznaczeń kodowych
podmiotów uczestniczących w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci
rozdzielczej określa tabl. T.1.
A.5.4.
Przedsiębiorstwo obrotu może zwrócić się do dowolnego operatora systemu
rozdzielczego o nadanie mu kodu identyfikacyjnego. Kod przedsiębiorstwa obrotu
obejmuje oznaczenie spółki dystrybucyjnej nadającej kod (podane w tabl. T.1),
literę charakteryzującą podmiot oraz czterocyfrowy numer podmiotu i ma
następującą postać: D30_P...(numer podmiotu)....
A.5.5.
Przedsiębiorstwo obrotu jest zobowiązane do potwierdzenia operatorowi systemu
rozdzielczego faktu rejestracji przed pierwszym zgłoszeniem do niego umowy
sprzedaży energii elektrycznej, o ile jest to inny operator niż ten, który nadał
przedsiębiorstwu obrotu kod identyfikacyjny.
A.5.6.
W przypadku przedsiębiorstw obrotu zarejestrowanych przez operatora systemu
przesyłowego stosowane są nadane temu przedsiębiorstwu kody, przy czym jest
wymagane potwierdzenie operatorowi systemu rozdzielczego faktu rejestracji
przed pierwszym zgłoszeniem do niego umowy sprzedaży energii elektrycznej.
A.5.7.
Nadanie kodów identyfikacyjnych oraz potwierdzenie faktu rejestracji
przedsiębiorstwa obrotu odbywa się poprzez zawarcie umowy przesyłowej
pomiędzy podmiotem oraz właściwym operatorem systemu rozdzielczego. Umowa
ta zawiera również niezbędne elementy, o których mowa w p. A.4.3.
-7-
Tablica T.1
Oznaczenia kodowe spółek dystrybucyjnych
Nazwa spółki dystrybucyjnej
STOEN SA
Zakład Energetyczny Warszawa-Teren SA
Łódzki Zakład Energetyczny SA
Zakład Energetyczny Łódź-Teren SA
Zakład Energetyczny Płock SA
Zakład Energetyczny Białystok SA
Lubelskie Zakłady Energetyczne SA LUBZEL SA
Zamojska Korporacja Energetyczna SA
Rzeszowski Zakład Energetyczny SA
Zakłady Energetyczne Okręgu Radomsko-Kieleckiego SA
Zakład Energetyczny Częstochowa SA
Beskidzka Energetyka SA
Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny SA
Będziński Zakład Elektroenergetyczny SA
Zakład Energetyczny Opole SA
Zakład Energetyczny Kraków SA
Zakład Energetyczny Tarnów SA
Energetyka Kaliska SA
Zakład Energetyczny Gorzów SA
Zakład Energetyczny Jelenia Góra SA
Zakład Energetyczny Wrocław SA
Energetyka Poznańska SA
Energetyka Szczecińska SA
Zakład Energetyczny Wałbrzych SA
Zielonogórskie Zakłady Energetyczne SA
Zakład Energetyczny Legnica SA
Elbląskie Zakłady Energetyczne SA
Zakład Energetyczny Toruń SA
Zakład Energetyczny Bydgoszcz SA
Zakład Energetyczny Słupsk SA
ENERGA - Gdańska Kompania Energetyczna SA
Zakład Energetyczny SA w Olsztynie
Zakład Energetyczny Koszalin SA
Oznaczenie kodowe
D01
D02
D03
D04
D05
D06
D07
D08
D09
D10
D11
D12
D13
D14
D15
D16
D17
D18
D19
D20
D21
D22
D23
D24
D25
D26
D27
D28
D29
D30
D31
D32
D33
-8-
B.
PROCEDURA ZGŁASZANIA
ELEKTRYCZNEJ
UMÓW
SPRZEDAŻY
ENERGII
B.1.
OGÓLNE ZASADY
B.1.1.
Zgłoszenie umów sprzedaży energii elektrycznej do operatora systemu
rozdzielczego jest dokonywane w celu zapewnienia ich fizycznej realizacji w sieci
rozdzielczej zarządzanej przez danego operatora.
B.1.2.
Zgłoszenie umowy sprzedaży energii elektrycznej jest zestawieniem ilości energii
elektrycznej planowanej do wprowadzenia do sieci rozdzielczej lub planowanej do
pobrania z sieci rozdzielczej, w miejscach dostarczania danego podmiotu, dla
poszczególnych godzin doby, z podaniem podmiotów do których energia ta ma
być dostarczona, lub przez które ma być wprowadzona do sieci.
B.1.3.
Zgłoszenia umów sprzedaży energii elektrycznej do operatora systemu
rozdzielczego dokonują:
a) odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych i korzystający z tego
prawa, nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym, przyłączeni do
sieci rozdzielczej 110 kV i SN,
b) odbiorcy przyłączeni do sieci rozdzielczej i uczestniczący bezpośrednio
w rynku bilansującym w zakresie umów zawartych z podmiotami nie
uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym,
c) wytwórcy przyłączeni do sieci rozdzielczej, określeni w p. A.3.1.d,
d) wytwórcy przyłączeni do sieci przesyłowej lub rozdzielczej i uczestniczący
bezpośrednio w rynku bilansującym w zakresie umów zawartych z podmiotami
nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym,
e) spółki dystrybucyjne,
f) przedsiębiorstwa obrotu
B.1.4.
Zgłoszenia umów sprzedaży energii elektrycznej dokonują obydwie strony
umowy. W przypadku podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej zgłoszenie
umowy sprzedaży energii elektrycznej jest przekazywane do operatora systemu
rozdzielczego, do którego sieci jest przyłączony podmiot dokonujący zgłoszenia.
Natomiast w przypadku wytwórców przyłączonych do sieci przesyłowej oraz
spółek dystrybucyjnych, przedsiębiorstw obrotu zgłoszenie umowy sprzedaży
energii elektrycznej jest przekazywane do operatora systemu rozdzielczego, do
sieci którego jest przyłączony podmiot będący stroną umowy z nimi zawartej.
B.15.
Spółka dystrybucyjna posiadająca zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej,
z odbiorcami lub wytwórcami nie przyłączonymi do jej sieci rozdzielczej,
dokonuje zgłoszenia oddzielnie dla każdej umowy i przekazuje to zgłoszenie do
operatora systemu rozdzielczego, do sieci którego jest przyłączony podmiot
będący stroną umowy z nią zawartej.
B.1.6.
Przedsiębiorstwa obrotu zgłaszają do operatora systemu rozdzielczego umowy
sprzedaży energii elektrycznej oddzielnie dla energii kupowanej i sprzedawanej.
W każdej godzinie doby, ilość energii elektrycznej kupowanej przez
-9-
przedsiębiorstwo obrotu musi być równa ilości energii elektrycznej sprzedawanej.
B.1.7.
Przedsiębiorstwa obrotu przekazują identyczne zgłoszenia (kopie), zarówno
w zakresie zakupu, jak i sprzedaży, do tych operatorów systemów rozdzielczych,
do sieci których przyłączeni są partnerzy handlowi danego przedsiębiorstwa obrotu
oraz do odbiorców i wytwórców uczestniczących bezpośrednio w rynku
bilansującym i będących jednocześnie partnerami handlowymi danego
przedsiębiorstwa obrotu.
B.1.8.
W zgłoszeniach umów sprzedaży energii elektrycznej zawieranych przez
przedsiębiorstwo obrotu nie dopuszcza się występowania jako partnerów
handlowych innych przedsiębiorstw obrotu, z wyłączeniem spółek
dystrybucyjnych.
B.1.9.
Wytwórca uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym i przyłączony do
sieci przesyłowej zawierający umowy sprzedaży energii elektrycznej z odbiorcami
nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym, dokonuje zgłoszenia
umowy bezpośrednio do operatorów systemów rozdzielczych, do sieci których
przyłączeni są odbiorcy.
B.1.10.
Dla celów zgłaszania umów sprzedaży energii elektrycznej oraz rozliczeń
dokonywanych zgodnie z RBSR dobę dzieli się na 24 jednogodzinne okresy.
Pierwsza godzina doby trwa od godziny 0:01 do godziny 1:00 włącznie, natomiast
ostatnia 24 godzina doby trwa od godziny 23:01 do godziny 24:00 włącznie.
B.1.11.
W przypadku zmiany czasu z zimowego na letni doba trwa 23 godziny, natomiast
w przypadku zmiany czasu z letniego na zimowy doba trwa 25 godzin.
B.1.12.
Podstawowym sposobem zgłaszania umów sprzedaży energii elektrycznej jest ich
przekazanie (w zależności od zapisów umowy przesyłowej):
a) na adresy poczty elektronicznej: [email protected]
b) na serwery ftp: nie ma
B.1.13.
Rezerwowym sposobem zgłaszania umów sprzedaży energii elektrycznej jest ich
przekazanie z wykorzystaniem faksu, na numery:
a) 0 (prefix) 59 841 6600
b) ................................................
c) ................................................
B.1.14.
W przypadku zgłoszeń umowy sprzedaży energii elektrycznej przekazywanych do
operatora systemu rozdzielczego z wykorzystaniem poczty elektronicznej lub
serwerów ftp, zgłoszenie to ma postać pliku (zbioru), zgodnego ze standardem
określonym przez operatora systemu rozdzielczego. Operator systemu
rozdzielczego udostępnia wzór takiego zgłoszenia zainteresowanym podmiotom.
B.1.15.
Wymiana informacji pomiędzy podmiotami oraz poszczególnymi operatorami
systemów rozdzielczych, w zakresie zgłoszeń umów sprzedaży energii
elektrycznej, odbywa się z wykorzystaniem znormalizowanych formularzy,
wyszczególnionych w p. B.1.17.
- 10 -
B.1.16.
Wprowadza się trzy rodzaje następujących znormalizowanych formularzy:
a) Zgłoszenie umowy (formularz ZUP lub ZUPO),
b) Przyjęcie zgłoszenia umowy (formularz PZU),
c) Odrzucenie zgłoszenia umowy (formularz OZU),
B.1.17.
Proces przyjmowania przez operatora systemu rozdzielczego zgłoszeń umów
sprzedaży energii elektrycznej na dobę n, w postaci formularzy ZUP i ZUPO
kończy się o godz. 9:00 doby n-1.
B.1.18.
Dopuszcza się co najwyżej dwukrotne przekazanie do godz. 9:00 doby n-1
formularza ZUP dotyczącego zgłoszenia umowy zawartej z danym partnerem
handlowym lub formularza ZUPO na dobę n. Obowiązujące jest ostatnie
przekazane zgłoszenie.
B.1.19.
Przyjęte przez operatorów systemów rozdzielczych umowy sprzedaży energii
elektrycznej przekazywane są do innych operatorów systemów rozdzielczych oraz
do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej zgodnie z zasadami podanymi
w rozdz. B.4 nie później niż do godziny 9:30 doby n-1. Zgłoszenia te są
przekazywane w formie określonej w RBSR za pomocą poczty elektronicznej,
serwerów ftp lub faksów.
- 11 -
B.2.
FORMAT ZGŁOSZEŃ UMÓW SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ
B.2.1.
Zgłoszenie umowy sprzedaży energii elektrycznej odbywa się za pomocą
formularza ZUP lub ZUPO. Formularz ZUP jest przeznaczony dla wytwórcy,
odbiorcy oraz spółki dystrybucyjnej, natomiast formularz ZUPO dla
przedsiębiorstwa obrotu. Wzór formularza ZUP zamieszczono w tabl. T.2,
natomiast wzór formularza ZUPO tabl. T.3. Wzory te obowiązują dla formularzy
przesyłanych faksem.
B.2.2.
Formularz ZUP obejmuje zgłoszenie pojedynczej umowy sprzedaży energii
elektrycznej. W przypadku zawarcia przez podmiot większej liczby umów,
dokonuje on zgłoszenia do operatora systemu rozdzielczego każdej umowy
oddzielnie.
B.2.3.
Formularz ZUPO jest formularzem zbiorczym dla jednej godziny, obejmującym
wszystkie umowy sprzedaży energii elektrycznej zawarte przed przedsiębiorstwo
obrotu, z podziałem na części: zakup i sprzedaż. Przedsiębiorstwo obrotu
przygotowuje formularz ZUPO dla każdej godziny doby.
B.2.4.
Numer identyfikacyjny formularza ZUP lub ZUPO jest nadawany przez podmiot,
przygotowujący dane zgłoszenie. Numer ten musi być niepowtarzalny, jego format
jest następujący:
(dowolny ciąg maksymalnie 10 cyfr i dużych liter)/(rok)/(kod identyfikacyjny
podmiotu).
B.2.5.
Liczba partnerów handlowych w formularzu ZUP oznacza liczbę podmiotów,
z którymi podmiot dokonujący zgłoszenia zawarł umowy sprzedaży energii
elektrycznej.
B.2.6.
Określenia typu zgłoszenia w formularzu ZUP następuje poprzez skreślenie
jednego ze słów ZAKUP lub SPRZEDAŻ. Podmioty sprzedające energię
elektryczną skreślają słowo ZAKUP, zaś podmioty kupujące energię elektryczną –
słowo SPRZEDAŻ.
B.2.7.
Okres ważności zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej jest określany
w formularzu ZUP i ZUPO poprzez podanie początku i końca okresu jego
ważności i musi obejmować co najmniej jedną dobę. Jeśli daty określające
początek i koniec okresu ważności zgłoszenia są takie same, lub nie zostanie
podana jedna z dat, to zgłoszenie obowiązuje dla jednej doby, określonej podaną
datą.
B.2.8.
W przypadku, gdy daty określające początek i koniec okresu ważności zgłoszenia
są różne, to operator systemu rozdzielczego przyjmuje to zgłoszenie jako
obowiązujące we wszystkich dobach pomiędzy podanymi datami.
B.2.9.
Ilości energii elektrycznej w formularzu ZUP i ZUPO są podawane w kWh,
z dokładnością do 1 kWh.
- 12 -
B.3.
WERYFIKACJA
ZGŁOSZEŃ
ELEKTRYCZNEJ
UMÓW
SPRZEDAŻY
ENERGII
B.3.1.
Operator systemu rozdzielczego potwierdza przyjęcie poprawnego zgłoszenia
umowy sprzedaży energii elektrycznej, przekazując wytwórcy, odbiorcy lub spółce
dystrybucyjnej formularz PZU. Wzór formularza PZU zamieszczono w tabl. T.4.
B.3.2.
Potwierdzenie przyjęcia poprawnego zgłoszenia umowy sprzedaży energii
elektrycznej jest przekazywane oddzielnie dla każdego nadesłanego przez
wytwórcę, odbiorcę lub spółkę dystrybucyjną formularza ZUP. Operator systemu
rozdzielczego nie potwierdza przyjęcia formularzy ZUPO.
B.3.3.
Operator systemu rozdzielczego dokonuje weryfikacji przekazanych przez
podmioty formularzy ZUP i ZUPO. Weryfikacja polega na sprawdzeniu
zgłoszenia pod względem:
a) zgodności kodu identyfikacyjnego podmiotu, którego dotyczy zgłoszenie
z jego pełną nazwą,
b) zgodności danych osoby przekazującej zgłoszenie z danymi znajdującymi się
na liście osób upoważnionych do przekazywania zgłoszeń,
c) poprawności kodów partnerów handlowych,
d) liczby partnerów handlowych,
e) typu zgłoszenia,
f) okresu ważności zgłoszenia,
g) poprawności danych handlowych.
B.3.4.
Odbiorca może dokonać zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej jedynie
w zakresie poboru energii, natomiast wytwórca w zakresie dostarczania energii
elektrycznej. Spółka dystrybucyjna może dokonać zgłoszenia umowy zarówno
w zakresie poboru, jak i dostarczania energii elektrycznej. Natomiast
przedsiębiorstwo obrotu zobowiązane jest dokonać zgłoszenia umowy zarówno
w zakresie poboru, jak i dostarczania energii elektrycznej.
B.3.5.
Jeżeli przekazany formularz ZUP będzie zawierał błędy, to operator systemu
rozdzielczego odrzuca takie zgłoszenia, zawiadamiając o tym wytwórcę, odbiorcę
lub spółkę dystrybucyjną poprzez przekazanie formularza OZU. Wzór tego
formularza zamieszczono w tabl. T.5.
B.3.6.
Jeżeli przekazany przez przedsiębiorstwo obrotu formularz ZUPO będzie zawierał
błędy (z wyjątkiem przypadku, o którym mowa w p. B.3.13), to podmiot który
takie zgłoszenie otrzyma nie przyjmuje go. Zgłoszenie takie traktowane jest tak
samo jak zgłoszenie nie przekazane.
B.3.7.
Operator systemu rozdzielczego potwierdza przyjęcie lub odrzuca formularz ZUP
dla doby n do godz. 9:15 doby n-1.
- 13 -
B.3.8.
Jeżeli operator systemu rozdzielczego otrzymał formularz ZUP i dokonał jego
potwierdzenia lub odrzucenia na formularzach PZU lub OZU po godzinie, o której
mowa w p. B.3.7, to zgłoszenie takie traktuje się jako potwierdzone.
B.3.9.
Ilości energii elektrycznej dla danej godziny doby podane w formularzach ZUP
lub ZUPO muszą być takie same dla obu partnerów handlowych. Jeżeli ilości
energii dla danej godziny doby podane w tych formularzach będą różne to
przyjmuje się następującą hierarchię zgłoszeń, rozpoczynającą się od zgłoszenia
najważniejszego:
a) zgłoszenie przedsiębiorstwa obrotu,
b) zgłoszenie wytwórcy,
c) zgłoszenie spółki dystrybucyjnej w zakresie sprzedaży energii elektrycznej
partnerom handlowym,
d) zgłoszenie odbiorcy lub spółki dystrybucyjnej w zakresie poboru energii
elektrycznej od partnerów handlowych.
B.3.10.
Wytwórca dostarczać będzie energię elektryczną odbiorcy lub spółce
dystrybucyjnej zgodnie z przygotowanym przez siebie zgłoszeniem ZUP, chyba że
wytwórca ten nie przekaże do godz. 9:00 wymaganych formularzy ZUP, albo jeśli
przekaże formularz ZUP zawierający błędy, które spowodują jego odrzucenie i nie
zostanie do godz. 9:00 dostarczony poprawiony formularz, albo wytwórca
dwukrotnie dostarczył formularz ZUP zawierający błędy – wtedy przyjmuje się
w PKD, iż wytwórca ten nie będzie dostarczać energii elektrycznej. W takim
przypadku operator systemu rozdzielczego, do sieci którego przyłączony jest ten
wytwórca samodzielnie przygotowuje formularz ZUP dla tego wytwórcy w którym
dla każdej godziny doby n przyjmuje ilości dostarczanej energii równe 0 kWh.
Formularz ten traktowany jest przez operatora systemu rozdzielczego tak jak
potwierdzone zgłoszenie nadesłane przez tego wytwórcę.
B.3.11.
Przyjmuje się, iż odbiorca lub spółka dystrybucyjna pobierać będzie energię
elektryczną zgodnie ze zgłoszeniem dotyczącym dostaw energii partnera
handlowego tego odbiorcy lub spółki dystrybucyjnej, przekazanym bezpośrednio
przez tego partnera handlowego, operatora systemu rozdzielczego, do sieci którego
przyłączony jest partner handlowy lub przedsiębiorstwo obrotu, chyba że:
a) zgłoszenie takie (formularz ZUP lub jego kopia albo formularz ZUPO) nie
zostanie przekazane do operatora systemu rozdzielczego tego odbiorcy
i jednocześnie odbiorca ten przekaże formularz ZUP, który zostanie przyjęty –
wtedy przyjmuje się w PKD, iż odbiorca ten pobierać będzie energię
elektryczną zgodnie z przyjętym formularzem ZUP odbiorcy,
b) zgłoszenie takie (formularz ZUP lub jego kopia albo formularz ZUPO) nie
zostanie przekazane do operatora systemu rozdzielczego tego odbiorcy
i jednocześnie odbiorca ten nie przekaże do godz. 9:00 wymaganych
formularzy ZUP, albo jeśli przekaże formularz ZUP zawierający błędy, które
spowodują jego odrzucenie i nie zostanie do godz. 9:00 dostarczony
poprawiony formularz, albo odbiorca dwukrotnie dostarczył formularz ZUP
zawierający błędy – wtedy przyjmuje się w PKD, iż odbiorca ten nie będzie
pobierać energii elektrycznej,
- 14 -
c) zgłoszenie takie (formularz ZUP lub jego kopia albo formularz ZUPO) nie
zostanie przekazane do odbiorcy bezpośrednio uczestniczącego w rynku
bilansującym i przyłączonego do sieci przesyłowej lub do spółki
dystrybucyjnej – wtedy odbiorca ten lub spółka dystrybucyjna samodzielnie
określa ilości energii jakie będzie pobierać w każdej godzinie doby n.
B.3.12.
Przyjmuje się, iż wytwórca lub spółka dystrybucyjna dostarczać będzie energię
elektryczną zgodnie ze zgłoszeniem dotyczącym poboru energii przekazanym
przez przedsiębiorstwo obrotu - partnera handlowego tego wytwórcy lub spółki
dystrybucyjnej, chyba że:
a) zgłoszenie takie (formularz ZUPO) nie zostanie przekazane do operatora
systemu rozdzielczego tego wytwórcy i jednocześnie wytwórca ten przekaże
formularz ZUP, który zostanie przyjęty – wtedy przyjmuje się w PKD, iż
wytwórca ten dostarczać będzie energię elektryczną zgodnie z przyjętym
formularzem ZUP tego wytwórcy,
b) zgłoszenie takie (formularz ZUPO) nie zostanie przekazane do operatora
systemu rozdzielczego tego wytwórcy i jednocześnie wytwórca ten nie
przekaże do godz. 9:00 wymaganych formularzy ZUP, albo jeśli przekaże
formularz ZUP zawierający błędy, które spowodują jego odrzucenie i nie
zostanie do godz. 9:00 dostarczony poprawiony formularz, albo wytwórca
dwukrotnie dostarczył formularz ZUP zawierający błędy – wtedy przyjmuje się
w PKD, iż wytwórca ten nie będzie dostarczać energii elektrycznej,
c) zgłoszenie takie (formularz ZUPO) nie zostanie przekazane do wytwórcy
bezpośrednio uczestniczącego w rynku bilansującym i przyłączonego do sieci
przesyłowej lub spółki dystrybucyjnej – wtedy wytwórca ten lub spółka
dystrybucyjna samodzielnie określa ilości energii jakie będzie dostarczać
w każdej godzinie doby n.
B.3.13.
Jeżeli sumaryczne ilości energii dla danej godziny doby podane przez
przedsiębiorstwo obrotu w formularzu ZUPO dla zakupu i sprzedaży nie będą
sobie równe, to przyjmuje się jako obowiązującą sumę wielkości dostaw podaną
w zgłoszeniu dla zakupu energii elektrycznej. W takim przypadku ilości energii
elektrycznej dostarczanej wszystkim odbiorcom ulegają zmianie, proporcjonalnie
do różnicy pomiędzy sumaryczną energią kupowaną i sprzedawaną przez dane
przedsiębiorstwo obrotu. Korekty wielkości dostaw są wykonywane
z dokładnością do 1 kWh.
- 15 -
B.4.
WYMIANA INFORMACJI O ZGŁOSZENIACH UMÓW SPRZEDAŻY
ENERGII ELEKTRYCZNEJ
B.4.1.
Wymiana informacji o zgłoszeniach umów sprzedaży energii elektrycznej jest
prowadzona pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych oraz pomiędzy
operatorami systemów rozdzielczych a podmiotami uczestniczącymi bezpośrednio
w rynku bilansującym, zawierającymi umowy sprzedaży energii elektrycznej
z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym.
B.4.2.
Jeżeli wytwórca nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym zawrze
umowy sprzedaży energii elektrycznej z odbiorcami (w tym również bezpośrednio
uczestniczącymi w rynku bilansującym) przyłączonymi do sieci rozdzielczej
innych operatorów, to operator systemu rozdzielczego, do sieci którego
przyłączony jest tenże wytwórca przekazuje do operatorów systemów
rozdzielczych, do sieci których przyłączeni są odbiorcy – partnerzy handlowi
wytwórcy, kopie potwierdzonych lub traktowanych jak potwierdzone formularzy
ZUP tego wytwórcy.
B.4.3.
Jeżeli wytwórca nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym
zawrze umowy sprzedaży energii elektrycznej z odbiorcami uczestniczącymi
bezpośrednio w rynku bilansującym i przyłączonymi do sieci przesyłowej, to
operator systemu rozdzielczego, do sieci którego przyłączony jest tenże wytwórca
przekazuje bezpośrednio do tych odbiorców kopie potwierdzonych lub
traktowanych jak potwierdzone formularzy ZUP tego wytwórcy.
B.4.4.
Jeżeli wytwórca uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym i przyłączony
do sieci rozdzielczej posiada umowy sprzedaży energii elektrycznej z odbiorcami
nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym i przyłączonymi do sieci
rozdzielczej innych operatorów, to operator systemu rozdzielczego, do sieci
którego przyłączony jest tenże wytwórca przekazuje do operatorów systemów
rozdzielczych, do sieci których przyłączeni są odbiorcy – partnerzy handlowi
wytwórcy, kopie potwierdzonych lub traktowanych jak potwierdzone formularzy
ZUP tego wytwórcy.
B.4.5.
Jeżeli wytwórca nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym posiada
umowy sprzedaży energii elektrycznej z innymi spółkami dystrybucyjnymi, to
operator systemu rozdzielczego, do sieci którego przyłączony jest tenże wytwórca
przekazuje do operatorów systemów rozdzielczych działających na terenie spółek
dystrybucyjnych – partnerów handlowych wytwórcy, potwierdzone lub traktowane
jak potwierdzone formularze ZUP tego wytwórcy.
- 16 -
Tablica T.1
Wzór formularza ZUP
FORMULARZ ZUP
Nr identyfikacyjny formularza:
....................................../......................./...................... Kod zgłaszającego:
Pełna nazwa zgłaszającego:
Dane osoby dokonującej zgłoszenia:
Kod partnera handlowego:
Liczba partnerów handlowych:
Typ zgłoszenia:
( )
ZAKUP *
Początek okresu ważności:
Koniec okresu ważności:
( )
SPRZEDAŻ *
Godz. doby
Energia [kWh]
Godz. doby
1
14
2
15
3
16
4
17
5
18
6
19
7
20
8
21
9
22
10
23
11
24
12
25
Energia [kWh]
13
(*)-niepotrzebne skreślić
- 17 -
Tablica T.2
Wzór formularza ZUPO
FORMULARZ ZUPO
Nr identyfikacyjny formularza:
....................................../......................./...................... Kod zgłaszającego:
Pełna nazwa zgłaszającego:
Dane osoby dokonującej zgłoszenia:
Początek okresu ważności:
Koniec okresu ważności
Godzina doby:
ZAKUP
Kod partnera
Suma energii:
Energia [kWh]
SPRZEDAŻ
Kod partnera
Energia [kWh]
Suma energii:
- 18 -
Tablica T.3
Wzór formularza PZU
FORMULARZ PZU
Kod operatora:
Data wysłania dokumentu:
Dane osoby przyjmującej zgłoszenie:
Dotyczy zgłoszenia nr:
Kod podmiotu dokonującego zgłoszenia:
Dane podmiotu dokonującego zgłoszenia:
Tablica T.4
Wzór formularza OZU
FORMULARZ OZU
Kod operatora:
Data wysłania dokumentu:
Dane osoby odrzucającej zgłoszenie:
Dotyczy zgłoszenia nr:
Kod podmiotu dokonującego zgłoszenia:
Dane podmiotu dokonującego zgłoszenia:
Powód odrzucenia zgłoszenia:
- 19 -
C.
ZASADY REALIZACJI ROZLICZEŃ W SIECI ROZDZIELCZEJ
C.1.
RODZAJE ROZLICZEŃ
C.1.1.
W sieci rozdzielczej prowadzone są wg zasad określonych w RBSR następujące
rodzaje rozliczeń:
a) rozliczenia korygujące,
b) rozliczenia odchyleń,
c) rozliczenia tranzytów.
C.1.2.
Rozliczenia korygujące są prowadzone pomiędzy operatorami systemów
rozdzielczych, wytwórcami i odbiorcami uczestniczącymi bezpośrednio w rynku
bilansującym oraz przedsiębiorstwami obrotu i wynikają z przyjętego modelu
rozliczeń na rynku bilansującym, funkcjonującym zgodnie z RRB.
C.1.3.
Istotą rozliczeń korygujących jest rozliczenie między podmiotami nienależnie
otrzymanych lub poniesionych odpowiednio przychodów lub kosztów,
wynikających z obowiązujących zasad rozliczania handlowych i technicznych
przepływów energii elektrycznej.
C.1.4.
Rozliczenia odchyleń dotyczą rozliczeń wartościowych i ilościowych zakupu lub
sprzedaży energii elektrycznej od/do operatora systemu rozdzielczego. Podstawą
rozliczeń jest energia elektryczna wyznaczona jako różnica pomiędzy energią
elektryczną rzeczywiście pobraną lub wyprodukowaną przez podmiot, a energią
elektryczną określoną dla tego podmiotu w planie koordynacyjnym dobowym
(PKD), sporządzonym przez operatora systemu rozdzielczego.
C.1.5.
Rozliczenia tranzytów dotyczą rozliczeń wartościowych i ilościowych przepływów
energii elektrycznej liniami 110 kV pomiędzy sieciami rozdzielczymi różnych
operatorów systemów rozdzielczych. Przepływy energii elektrycznej liniami
o napięciu niższym niż 110 kV są rozliczane na zasadach określonych
w umowach sprzedaży energii elektrycznej.
C.2.
OKRESY ROZLICZENIOWE
C.2.1.
Okresem, dla którego są określane wielkości energii elektrycznej niezbędne dla
wartościowych i ilościowych rozliczeń: korygujących, odchyleń i tranzytów jest
1 godzina zegarowa.
C.2.2.
Podstawowym okresem rozliczeniowym w sieci rozdzielczej jest dekada.
W każdym miesiącu występują trzy dekady, określone w następujący sposób:
a) dekada I – obejmuje pierwszych 10 dób każdego miesiąca,
b) dekada II – obejmuje doby od 11 do 20 każdego miesiąca,
c) dekada III – obejmuje doby od 21 do ostatniej doby każdego miesiąca.
- 20 -
C.2.3.
Dla okresu każdej dekady wykonywane są rozliczenia wartościowe i ilościowe,
zamieszczane w raportach dobowych i dekadowych, będące podstawą wystawienia
faktur przez spółkę dystrybucyjną, odbiorcę, wytwórcę lub przedsiębiorstwo
obrotu.
C.3.
UKŁADY POMIAROWO-ROZLICZENIOWE
C.3.1.
Umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa przesyłowa określają układy
pomiarowo-rozliczeniowe służące do pomiaru wytwarzanej, pobieranej lub
przesyłanej energii elektrycznej, będącej podstawą rozliczeń odchyleń oraz
tranzytów. Układy te muszą spełniać wymagania określone w części głównej
IRiESR.
C.3.2.
Do określenia ilości energii elektrycznej wytwarzanej, pobieranej lub przesyłanej
wykorzystuje się w pierwszej kolejności podstawowe układy pomiaroworozliczeniowe. W przypadku ich awarii lub wadliwego działania w następnej
kolejności wykorzystywane są rezerwowe układy pomiarowo-rozliczeniowe.
C.3.3.
W przypadku awarii lub wadliwego działania układów pomiaroworozliczeniowych podanych w p. C.3.2 ilość energii elektrycznej wytwarzanej,
pobieranej lub przesyłanej określa się w każdej godzinie doby w następujący
sposób:
a) na podstawie współczynników korekcji właściwych dla stwierdzonej
nieprawidłowości lub awarii (o ile jest możliwe ich określenie),
b) jako średnią arytmetyczną ilości energii elektrycznej w odpowiedniej godzinie
i dniu, czterech ostatnich dekad,
c) w przypadku, gdy podmiot nie uczestniczył w procesie rozliczeń przez okres
czterech ostatnich dekad, ilość energii wyznacza się jako średnią arytmetyczną
ilości energii elektrycznej w odpowiedniej godzinie i dniu dekad, w których
podmiot uczestniczył,
d) w przypadku, gdy podmiot nie uczestniczył w procesie rozliczeń przez okres
pełnej dekady, ilość energii jest uzgadniana pomiędzy operatorem systemu
rozdzielczego i podmiotem.
- 21 -
C.4.
ROZLICZENIA KORYGUJĄCE
C.4.1.
Podmiotami dokonującymi wzajemnych rozliczeń korygujących są:
a) spółki dystrybucyjne,
b) wytwórcy uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym,
c) odbiorcy uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym,
d) przedsiębiorstwa obrotu.
C.4.2.
Dla zachowania przejrzystości opisu wprowadza się w tabl. T.6 i T.7 następujące
oznaczenia podmiotów:
a) W_URB – wytwórca uczestniczący w rynku bilansującym bezpośrednio,
b) W_NURB – wytwórca nie uczestniczący w rynku bilansującym bezpośrednio,
c) O_URB – odbiorca uczestniczący w rynku bilansującym bezpośrednio,
d) O_NURB – odbiorca nie uczestniczący w rynku bilansującym bezpośrednio,
e) PO_URB – przedsiębiorstwo obrotu uczestniczące w rynku bilansującym
bezpośrednio,
f) PO_NURB – przedsiębiorstwo obrotu nie uczestniczące w rynku bilansującym
bezpośrednio,
g) SD1, SD2 – spółka dystrybucyjna oznaczona odpowiednio 1 lub 2.
C.4.3.
W celu maksymalnego ograniczenia rozliczeń korygujących prowadzonych
w sieci rozdzielczej wprowadza się określony w p. C.4.4 sposób zgłoszeń na rynku
bilansującym umów sprzedaży energii elektrycznej, zawieranych przez podmioty
przyłączone do sieci rozdzielczej i nie uczestniczące bezpośrednio w rynku
bilansującym.
C.4.4.
Zgłoszenia na rynku bilansującym umów zawieranych przez podmioty
przyłączone do sieci rozdzielczej i nie uczestniczące bezpośrednio w rynku
bilansującym,
o których mowa w p. C.4.3, są dokonywane przez:
a) spółki dystrybucyjne,
b) wytwórców i odbiorców uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym,
c) przedsiębiorstwa obrotu uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym.
C.4.5.
Sposób zgłoszeń na rynku bilansującym umów sprzedaży energii elektrycznej,
zawieranych przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej i nie uczestniczące
bezpośrednio w rynku bilansującym określono w tabl. T.6. Zasady te nie dotyczą
umów sprzedaży energii elektrycznej zawieranych przez przedsiębiorstwo obrotu
nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym.
- 22 -
C.4.6.
W przypadku, gdyby z jakichkolwiek przyczyn nie było możliwe dokonanie
zgłoszenia na rynku bilansującym umów sprzedaży energii elektrycznej,
zawieranych przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej i nie uczestniczące
bezpośrednio w rynku bilansującym zgodnie z tabl. T.6, to konieczne jest
dokonanie rozliczeń korygujących pomiędzy podmiotami określonymi w tabl. T.7.
C.4.7.
Opłatę korygującą w godz. h wynikającą z umów zawartych pomiędzy
podmiotami wyszczególnionymi w tabl. T.7, z wyłączeniem umów zawartych z
przedsiębiorstwami obrotu określa się zależnością:
OhK = EhPKD CROh
(1)
gdzie:
E hPKD - energia w godz. h przyjęta w PKD dla stron umowy sprzedaży energii
elektrycznej, określonych w tabl. T.7,
CROh - cena rozliczeniowa odchylenia w godz. h obowiązująca na rynku
bilansującym.
C.4.8.
Wszelkie umowy zawierane przez przedsiębiorstwo obrotu nie uczestniczące
bezpośrednio w rynku bilansującym powodują konieczność dokonania rozliczeń
korygujących. Stronami tych rozliczeń są operatorzy systemów rozdzielczych,
wytwórcy i odbiorcy uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym.
Przyczyną realizacji rozliczeń korygujących jest brak możliwości zgłoszenia tych
umów na rynku bilansującym.
C.4.9.
W przypadku umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez
przedsiębiorstwo obrotu z wytwórcą, odbiorcą lub spółką dystrybucyjną opłatę
korygującą określa się zgodnie z ogólną zależnością:
[(
) (
)]
OhK = EhZ + EhO − EhW + EhS CROh
(2)
gdzie:
E hZ - energia kupowana od przedsiębiorstwa obrotu w godz. h przez spółkę
dystrybucyjną lub odbiorcę uczestniczącego w rynku bilansującym
bezpośrednio, przyjęta w PKD,
EhO -
energia kupowana od przedsiębiorstwa obrotu w godz. h przez odbiorcę
przyłączonego do sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej, nie
uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, przyjęta w PKD,
EhW - energia sprzedawana przedsiębiorstwu obrotu w godz. h przez wytwórcę
przyłączonego do sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej, nie
uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, przyjęta w PKD,
EhS -
energia sprzedawana przedsiębiorstwu obrotu w godz. h przez spółkę
dystrybucyjną lub wytwórcę uczestniczącego bezpośrednio w rynku
bilansującym, przyjęta w PKD.
- 23 -
C.4.10.
Dla danej dekady opłatę korygującą określa się zależnością:
N
L
O K = ∑∑ OiK,h
(3)
i =1 h =1
gdzie L oznacza liczbę godzin doby, a N liczbę dni dekady.
C.4.11.
W rozliczeniach podmiotów (spółek dystrybucyjnych, wytwórców i odbiorców
uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym) z przedsiębiorstwem obrotu
nie uczestniczącym bezpośrednio w rynku bilansującym, gdy:
a) OK>0 to przedsiębiorstwo obrotu płaci opłatę korygującą podmiotowi,
b) OK<0 to podmiot płaci opłatę korygującą przedsiębiorstwu obrotu,
c) OK=0 to nie są realizowane rozliczenia korygujące.
C.4.12.
Ogólna procedura rozliczeń korygujących jest następująca:
a) po zawarciu umów sprzedaży energii elektrycznej podmioty dokonują ich
zgłoszenia do operatora systemu rozdzielczego, zgodnie z zasadami podanymi
w rozdz. B,
b) operator systemu rozdzielczego zgodnie z tabl. T.6 zgłasza umowy sprzedaży
energii elektrycznej operatorowi systemu przesyłowego wg procedur
określonych w RRB oraz opracowuje PKD, w którym określa dla odbiorców
i wytwórców przyłączonych do sieci rozdzielczej i nie uczestniczących
bezpośrednio w rynku bilansującym odpowiednio pobór lub produkcję energii
elektrycznej dla każdej godziny doby,
c) jeśli zgłoszenie umów na rynku bilansującym okazało się nie być możliwe lub
umowy zostały zawarte przez przedsiębiorstwo obrotu nie uczestniczące
bezpośrednio w rynku bilansującym to operator systemu rozdzielczego określa
opłaty korygujące, które poniesie lub otrzyma zgodnie z tabl. T.7,
d) po zakończeniu każdej dekady operator systemu rozdzielczego sumuje
godzinowo określone opłaty korygujące i wystawia lub otrzymuje fakturę
związaną z tymi rozliczeniami.
C.4.13.
Wytwórcy i odbiorcy uczestniczący w rynku bilansującym bezpośrednio
zawierający umowy sprzedaży energii elektrycznej z przedsiębiorstwami obrotu
nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym dokonują rozliczeń
korygujących miedzy sobą, zgodnie z zależnością (2), bez udziału operatora
systemu rozdzielczego. Odpowiedni zapis tej treści powinien być umieszczony
w umowie sprzedaży energii elektrycznej zawieranej pomiędzy powyższymi
podmiotami.
C.4.14.
W przypadku rozszerzania obszaru rynku bilansującego o podmioty przyłączone
do sieci rozdzielczej 110 kV, zarówno zgłoszenia umów pomiędzy podmiotami
zgodne z tabl. T.6 oraz rozliczenia korygujące zgodne z tabl. T.7 będą dotyczyły
umów sprzedaży energii elektrycznej zawieranych przez podmioty przyłączone do
sieci 110 kV nie objęte rozszerzeniem obszaru rynku bilansującego oraz podmioty
przyłączone do sieci SN i nN.
- 24 -
Tablica T.6
Wykaz zgłoszeń na rynku bilansującym umów sprzedaży energii elektrycznej, zawieranych
przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej i nie uczestniczące bezpośrednio w rynku
bilansującym
L.p.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
Strony umowy sprzedaży energii
elektrycznej
Sprzedający
Kupujący
W_NURB
O_NURB
przyłączony do sieci przyłączony do sieci
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD1
W_NURB
O_NURB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD2
W_NURB
przyłączony do sieci SD1
rozdzielczej SD1
W_NURB
rozdzielczej SD1
W_NURB
O_URB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD1
W_NURB
O_URB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD2
W_NURB
O_URB
rozdzielczej SD1
przesyłowej
W_URB
O_NURB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD1
W_URB
O_NURB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD2
W_URB
O_NURB
przesyłowej
rozdzielczej SD1
O_NURB
SD1
przyłączony do sieci
rozdzielczej SD1
O_NURB
SD1
rozdzielczej SD2
W_NURB
przyłączony do sieci PO_URB
rozdzielczej SD1
Podmioty dokonujące zgłoszenia na rynku
bilansującym
Sprzedający
Kupujący
Brak zgłoszenia
Brak zgłoszenia
SD1 zgłasza
sprzedaż energii
SD2
SD2 zgłasza zakup
energii od SD1
Brak zgłoszenia
Brak zgłoszenia
SD1 zgłasza
sprzedaż energii
SD2
SD1 zgłasza
sprzedaż energii
O_URB
SD1 zgłasza
sprzedaż energii
O_URB
SD1 zgłasza
sprzedaż energii
O_URB
W_URB zgłasza
sprzedaż energii
SD1
W_URB zgłasza
sprzedaż energii
SD2
W_URB zgłasza
sprzedaż energii
SD1
Brak zgłoszenia
SD1 zgłasza
sprzedaż energii
SD2
SD1 zgłasza
sprzedaż energii
PO_URB
SD2 zgłasza zakup
energii od SD1
O_URB zgłasza
zakup energii od
SD1
O_URB zgłasza
zakup energii od
SD1
O_URB zgłasza
zakup energii od
SD1
SD1 zgłasza zakup
energii od W_URB
SD2 zgłasza zakup
energii od W_URB
SD1 zgłasza zakup
energii od W_URB
Brak zgłoszenia
SD2 zgłasza zakup
energii od SD1
PO_URB zgłasza
zakup energii od
SD1
- 25 -
L.p.
elektrycznej
Sprzedający
14. PO_URB
15.
16.
17.
18.
19.
20.
W_URB
W_NURB
SD1
PO_NURB
PO_NURB
PO_NURB
Kupujący
O_NURB
rozdzielczej SD1
PO_NURB
PO_NURB
PO_NURB
O_URB
O_NURB
SD1
Podmioty dokonujące zgłoszenia na
rynku bilansującym
Sprzedający
PO_URB zgłasza
sprzedaż energii
SD1
Kupujący
SD1 zgłasza zakup
energii od PO_URB
Brak zgłoszeń, rozliczenia korygujące,
zgodnie z zależnością (2), podmiotami
uczestniczącymi w rozliczeniach są SD1,
O_URB, W_URB
- 26 -
Tablica T.7
Wykaz podmiotów dokonujących rozliczeń korygujących w przypadku braku możliwości
zgłoszeń podanych w tabl. T.6
L.p.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
13.
14.
elektrycznej
Sprzedający
Kupujący
W_NURB
O_NURB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD1
W_NURB
O_NURB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD2
W_NURB
rozdzielczej SD1
W_NURB
rozdzielczej SD1
W_NURB
O_URB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD1
W_NURB
O_URB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD2
W_NURB
O_URB
rozdzielczej SD1
przesyłowej
W_URB
O_NURB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD1
W_URB
O_NURB
rozdzielczej SD1
rozdzielczej SD2
W_URB
O_NURB
przesyłowej
rozdzielczej SD1
O_NURB
SD1
rozdzielczej SD1
O_NURB
SD1
rozdzielczej SD2
O_URB
SD1
rozdzielczej SD1
O_URB
SD1
rozdzielczej SD2
Podmioty dokonujące rozliczeń
korygujących
Płacący
Otrzymujący
Brak rozliczenia
Brak rozliczenia
SD1
SD2
Brak rozliczenia
Brak rozliczenia
SD1
SD2
SD1
O_URB
SD1
O_URB
SD1
O_URB
W_URB
SD1
W_URB
SD2
W_URB
SD1
Brak rozliczenia
Brak rozliczenia
SD1
SD2
SD1
O_URB
SD1
O_URB
- 27 -
L.p.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
elektrycznej
Sprzedający
Kupujący
O_URB
SD1
przesyłowej
W_NURB
PO_URB
PO_URB
O_NURB
W_URB
PO_NURB
W_NURB
PO_NURB
SD1
PO_NURB
PO_NURB
O_URB
PO_NURB
O_NURB
PO_NURB
SD1
Podmioty dokonujące rozliczeń
korygujących
Płacący
Otrzymujący
SD1
O_URB
Rozliczenia korygujące, zgodnie
z zależnością (2), podmiotami
uczestniczącymi w rozliczeniach są SD1,
O_URB, W_URB, PO_URB, PO_NURB
- 28 -
C.5.
ROZLICZENIA ODCHYLEŃ
C.5.1.
Odchylenie danego podmiotu definiuje się jako różnicę pomiędzy rzeczywistym
poborem lub produkcją energii elektrycznej (odpowiednio w przypadku odbiorców
i wytwórców), a energią elektryczną przyjętą dla tego podmiotu w PKD.
Odchylenie jest określane dla każdej godziny doby.
C.5.2.
Operator systemu rozdzielczego dokonuje rozliczenia odchyleń z podmiotami
przyłączonymi do sieci rozdzielczej, za której prowadzenie ruchu odpowiada, nie
uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym. Podmioty te muszą posiadać
zapis w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub w umowie przesyłowej
o uczestniczeniu w procesie rozliczania odchyleń.
C.5.3.
Rozliczenia odchyleń są prowadzone z wytwórcami i odbiorcami energii
elektrycznej, natomiast nie są prowadzone z przedsiębiorstwami obrotu.
C.5.4.
Wprowadza się odmienne zasady rozliczania odchyleń dla następujących umów
sprzedaży energii elektrycznej:
a) umowy zawarte przez podmioty zgodnie z zasadą swobodnego wyboru
dostawcy, nazywane dalej umowami swobodnymi,
b) umowy zawarte, z wytwórcami produkującymi energię elektryczną
w skojarzeniu z ciepłem, w związku z obowiązkiem zakupu wprowadzonym
aktem prawnym, a którym mowa w p. II.3.j części głównej IRiESR, zwane
dalej umowami obowiązkowymi.
C.5.5.
Przyjmuje się następujące zasady płatności za energię elektryczną, dokonywanych
niezależnie od rozliczenia odchyleń:
a) dla umów swobodnych – strony umowy realizują rozliczenia za energię
elektryczną w ilości przyjętej w PKD wg cen ustalonych w umowie,
b) dla umów obowiązkowych – operator systemu rozdzielczego płaci wytwórcom
za całą wyprodukowaną energię elektryczną wg cen ustalonych w taryfach
tych wytwórców.
C.5.6.
Operator systemu rozdzielczego dokonuje rozliczenia odchyleń w sieci
rozdzielczej w każdej godzinie doby:
c) dla umów swobodnych – po cenie rozliczeniowej odchylenia obowiązującej na
rynku bilansującym CROh, przy czym występują płatności podmiotu na rzecz
operatora systemu rozdzielczego i vice versa,
d) dla umów obowiązkowych – zgodnie z zależnością (7), przy czym występują
jedynie płatności wytwórcy na rzecz operatora systemu rozdzielczego.
C.5.7.
Wielkość odchylenia ∆Eh w godz. h, dla umów swobodnych i obowiązkowych,
określa się w następujący sposób:
a) dla odbiorców wg zależności
∆Eh = EhRZ − E hPKD
(4)
b) dla wytwórców wg zależności
∆Eh = EhPKD − EhRZ
(5)
gdzie:
- 29 -
E hRZ -
energia pobrana przez odbiorcę lub wyprodukowana przez wytwórcę
w godz. h,
E hPKD - energia w godz. h przyjęta dla odbiorcy lub wytwórcy w PKD.
C.5.8.
W przypadku odbiorcy, gdy w danej godz. h:
a) E hRZ > E hPKD to odbiorca ponosi opłatę za odchylenie na rzecz spółki
dystrybucyjnej,
b) E hRZ = E hPKD to nie występują rozliczenia za odchylenie,
c) E hRZ < E hPKD to spółka dystrybucyjna ponosi opłatę za odchylenie na rzecz
odbiorcy.
C.5.9.
W przypadku wytwórcy posiadającego zawartą umowę swobodną, gdy w danej
godz. h:
a) E hRZ > E hPKD to spółka dystrybucyjna ponosi opłatę za odchylenie na rzecz
wytwórcy,
b) E hRZ = E hPKD to nie występują rozliczenia za odchylenie,
c) E hRZ < E hPKD to wytwórca ponosi opłatę za odchylenie na rzecz spółki
dystrybucyjnej.
C.5.10.
Dla odbiorców i zawartych z wytwórcami umów swobodnych, opłatę za
odchylenie w każdej dekadzie określa się zależnością:
N
L
O O = ∑∑ ∆Ei ,h CROi ,h
(6)
i =1 h =1
gdzie L oznacza liczbę godzin doby, a N liczbę dni dekady.
C.5.11.
Dla wytwórców, z którymi zawarto umowy obowiązkowe, opłatę wytwórcy na
rzecz spółki dystrybucyjnej, za odchylenie w każdej dekadzie określa się
zależnością:
0
N L

∆Ei ,h (CROi ,h − COR )
∑∑
i =1 h =1
O
O =N L

∆Ei ,h (CROi ,h − COR )
∑∑
i =1 h =1

 0
gdy EhRZ > EhPKD i CROi ,h ≥ COR
gdy EhRZ > EhPKD i CROi ,h < COR
(7)
gdy E
RZ
h
<E
PKD
h
i CROi ,h > COR
gdy EhRZ < EhPKD i CROi ,h ≤ COR
gdzie l oznacza liczbę godzin doby, a n liczbę dni dekady, natomiast COR oznacza
roczną cenę energii elektrycznej ustaloną zgodnie z zasadami określonymi
w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.i.
- 30 -
C.5.12.
W przypadku, gdy w danej dekadzie:
a) OO > 0 to wytwórca lub odbiorca ponosi opłatę za odchylenie na rzecz spółki
dystrybucyjnej,
b) OO = 0 to nie występują rozliczenia za odchylenia
c) OO < 0 to spółka dystrybucyjna ponosi opłatę za odchylenie na rzecz odbiorcy
lub wytwórcy.
C.5.13.
Rzeczywista ilość energii elektrycznej w godz. h jest wyznaczana z dokładnością
do 1 kWh, na podstawie pomiarów przepływów energii elektrycznej w miejscach
jej dostarczania oraz w razie potrzeby z wykorzystaniem algorytmów wyznaczania
ilości energii elektrycznej w poszczególnych miejscach dostarczania.
C.6.
ROZLICZENIA TRANZYTÓW
C.6.1.
Rozliczenia tranzytów energii elektrycznej liniami 110 kV łączącymi sieci
rozdzielcze różnych operatorów systemów rozdzielczych są realizowane dla
połączeń sieciowych nie objętych obszarem rynku bilansującego.
C.6.2.
Rozliczenia tranzytów są realizowane pomiędzy spółkami dystrybucyjnymi na
podstawie godzinowych przepływów energii elektrycznej wg ceny rozliczeniowej
odchylenia obowiązującej na rynku bilansującym.
C.6.3.
W każdej dekadzie opłata wynikająca z tranzytów energii elektrycznej jest
określana zgodnie z zależnością:
N
L
O T = ∑∑ EiT,h CROi ,h
(8)
i =1 h =1
gdzie:
ET
-
energia elektryczna eksportowana z danej spółki dystrybucyjnej,
L
-
liczba godzin doby,
N
-
liczba dni dekady.
C.6.4.
Pomiar energii elektrycznej przepływającej liniami 110 kV łączącymi sieci
rozdzielcze różnych operatorów systemów rozdzielczych dla ustalenia opłaty
tranzytowej jest realizowany przez urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe spółki
dystrybucyjnej eksportującej energię elektryczną.
C.6.5.
Operatorzy systemów rozdzielczych przekazują sobie wzajemnie godzinowe dane
pomiarowe, niezbędne do określenia opłaty tranzytowej. Dane te są przekazywane
z wykorzystaniem serwerów FTP, w formacie uzgodnionym przez operatorów
systemów rozdzielczych.
C.6.6.
Operatorzy systemów rozdzielczych uzgadniają między sobą zasady wzajemnego
rozliczania opłat przesyłowych ponoszonych przez nich na styku sieci przesyłowej
i sieci rozdzielczej.
- 31 -
C.7.
SPECJALNE ZASADY ROZLICZEŃ
C.7.1.
Specjalne zasady rozliczeń w sieci rozdzielczej wprowadza się w okresach
zawieszenia przez operatora systemu przesyłowego funkcjonowania rynku
bilansującego zgodnie z zasadami określonymi w RRB. W takim przypadku nie są
realizowane w sieci rozdzielczej rozliczenia korygujące oraz rozliczenia odchyleń,
są natomiast realizowane rozliczenia tranzytów.
C.7.2.
W okresie zawieszenia funkcjonowania rynku bilansującego wytwórcy i odbiorcy
objęci RBSR dokonują rozliczeń za rzeczywiście wyprodukowaną lub pobraną
energię elektryczną wg cen ustalonych w umowach sprzedaży energii elektrycznej.
C.7.3.
Rozliczenia tranzytów energii elektrycznej liniami 110 kV łączącymi sieci
rozdzielcze różnych operatorów systemów rozdzielczych są realizowane,
w okresie zawieszenia funkcjonowania rynku bilansującego, po cenie zakupu
energii elektrycznej z rynku bilansującego, ustalanej zgodnie z RRB.
C.7.4.
Rozliczenia przepływów energii elektrycznej w sieci rozdzielczej przy stosowaniu
specjalnych zasad rozliczeń są wykonywane dla okresu każdej godziny doby.
C.7.5.
Rozliczenia finansowe są realizowane dla okresów poszczególnych dekad. Jeżeli
stan zawieszenia funkcjonowania rynku bilansującego trwał krócej niż 1 pełną
dekadę, to rozliczenia za ten okres są uwzględniane na fakturze obejmującej
rozliczenia tranzytów z danej dekady.
C.8.
RAPORTY ROZLICZENIOWE
C.8.1.
Operator systemu rozdzielczego sporządza dobowe i dekadowe raporty
rozliczeniowe – korygujący, odchyleń i tranzytów. Raporty te są podstawą
wartościowych i ilościowych rozliczeń korygujących, odchyleń i tranzytów,
realizowanych pomiędzy podmiotami i operatorem systemu rozdzielczego. Raport
dobowy i dekadowy jest opracowywany oddzielnie dla każdego podmiotu.
C.8.2.
Raporty dobowe i dekadowe korygujące są sporządzane dla rozliczeń
korygujących z przedsiębiorstwami obrotu i innymi podmiotami, raporty dobowe i
dekadowe odchyleń są sporządzane dla rozliczeń odchyleń realizowanych w
wytwórcami
i odbiorcami przyłączonymi do sieci rozdzielczej i nie uczestniczącymi
bezpośrednio w rynku bilansującym. Natomiast raporty dobowe i dekadowe
tranzytów są sporządzane dla rozliczeń tranzytów energii elektrycznej pomiędzy
sieciami rozdzielczymi różnych spółek dystrybucyjnych.
C.8.3.
Raport dobowy korygujący dla rozliczeń z przedsiębiorstwem obrotu określa dla
każdej doby:
a) ilość energii elektrycznej kupowanej od przedsiębiorstwa obrotu w godz. h
przez spółkę dystrybucyjną, przyjętą w PKD,
b) ilość energii elektrycznej kupowanej od przedsiębiorstwa obrotu w godz. h
przez odbiorcę przyłączonego do sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej i nie
- 32 -
uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, przyjętą w PKD,
c) ilość energii elektrycznej sprzedawanej przedsiębiorstwu obrotu w godz. h
przez wytwórcę przyłączonego do sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej i nie
uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, przyjętą w PKD,
d) ilość energii elektrycznej sprzedawanej przedsiębiorstwu obrotu w godz. h
przez spółkę dystrybucyjną, przyjętą w PKD,
e) cenę rozliczeniową odchylenia obowiązującą w godz. h na rynku bilansującym,
f) należność w godz. h, wynikającą z rozliczeń korygujących (ujemny znak
oznacza płatność na rzecz przedsiębiorstwa obrotu),
g) sumaryczną w danej dobie ilość energii elektrycznej korygującej
( ∑ EhZ + EhO − EhW + EhS ) oddzielnie ze znakiem „-” i „+”, sumaryczne
[(
) (
)]
w danej dobie zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę energii
korygującej (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.4.
Raport dobowy korygujący dla rozliczeń
przedsiębiorstwo obrotu określa dla każdej doby:
z
innymi
podmiotami
niż
a) ilość energii przyjętą w PKD dla stron umowy sprzedaży energii elektrycznej,
b) cenę rozliczeniową odchylenia obowiązującą w godz. h na rynku bilansującym,
c) należność w godz. h, wynikającą z rozliczeń korygujących,
d) sumaryczną w danej dobie ilość energii elektrycznej korygującej oddzielnie ze
znakiem „-” i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę
energii korygującej (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.5.
Raport dobowy odchyleń określa dla każdego podmiotu przyłączonego do sieci
rozdzielczej i nie uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym:
a) ilość energii elektrycznej przyjętą w PKD dla poszczególnych godzin doby,
b) ilość energii elektrycznej wyprodukowanej
w poszczególnych godzinach doby,
lub
pobranej
z
sieci,
c) cenę rozliczeniową odchylenia obowiązującą w godz. h na rynku bilansującym,
d) cenę energii elektrycznej ustaloną w umowie obowiązkowej (o ile raport
dotyczy podmiotu, z którym zawarto umowę obowiązkową),
e) należność w godz. h, wynikającą z rozliczenia odchylenia (ujemny znak
oznacza płatność spółki dystrybucyjnej na rzecz podmiotu),
f) sumaryczną w danej dobie energię odchylenia oddzielnie ze znakiem „-” i „+”,
sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę energii odchylenia
(oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.6.
Raport dobowy tranzytów określa dla każdej sąsiedniej spółki dystrybucyjnej
oddzielnie:
a) ilość energii elektrycznej eksportowanej liniami 110 kV w godz. h,
b) ilość energii elektrycznej importowanej liniami 110 kV w godz. h,
c) cenę rozliczeniową odchylenia obowiązującą w godz. h na rynku bilansującym,
d) należność w godz. h, wynikającą z rozliczenia tranzytu (ujemny znak oznacza
- 33 -
płatność spółki dystrybucyjnej sporządzającej raport na rzecz sąsiedniej spółki
dystrybucyjnej),
e) sumaryczną w danej dobie energię tranzytowaną oddzielnie ze znakiem „-”
i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę energii
tranzytowanej (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.7.
Operator systemu rozdzielczego opracowuje i udostępnia każdemu podmiotowi
raport dobowy korygujący, odchyleń lub tranzytów nie później niż w ciągu 2 dni
od zakończenia doby, której dotyczy raport.
C.8.8.
Raport dekadowy korygujący zawiera zestawienie wartości określonych
w p. C.8.3.g lub C.8.4.d, zgodnych z raportami dobowymi, dla wszystkich dób
tworzących daną dekadę oraz sumaryczną za okres dekady energię korygującą oddzielnie ze znakiem „-” i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz
przeciętną cenę korygującą (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.9.
Raport dekadowy odchyleń zawiera zestawienie wartości określonych
w p. C.8.5.f, zgodnych z raportami dobowymi, dla wszystkich dób tworzących
daną dekadę oraz sumaryczną za okres dekady energię odchylenia - oddzielnie ze
znakiem „-” i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę
odchylenia (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.10.
Raport dekadowy tranzytów zawiera zestawienie wartości określonych
w p. C.8.6.e, zgodnych z raportami dobowymi, dla wszystkich dób tworzących
daną dekadę oraz sumaryczną za okres dekady energię tranzytowaną - oddzielnie
ze znakiem „-” i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę
tranzytu (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.11.
Operator systemu rozdzielczego opracowuje i udostępnia każdemu podmiotowi
raport dekadowy nie później niż w ciągu 2 dni od zakończenia dekady, której
dotyczy raport.
C.8.12.
Operator systemu rozdzielczego przekazuje podmiotom raporty dobowe
i dekadowe za pomocą: poczty elektronicznej, serwera ftp lub innych ustalonych
form transmisji danych.
C.8.13.
Podmioty otrzymujące raporty dobowe i dekadowe (korygujący, odchyleń lub
tranzytów) zgłaszają operatorowi systemu rozdzielczego wszystkie stwierdzone
nieprawidłowości, bezpośrednio po ich stwierdzeniu, nie później jednak niż 4 dni
od zakończenia dekady, której dotyczy raport dobowy lub dekadowy. Operator
systemu rozdzielczego uwzględnia zaistniałe nieprawidłowości, tak by możliwe
było terminowe wystawienie i przesłanie faktur, o których mowa w rozdz. C.9. Po
4-tym dniu od zakończenia danej dekady wszelkie nieprawidłowości w rozliczeniach są realizowane poprzez korektę faktur.
C.8.14.
Dla sporządzenia raportów dobowych odchyleń operator systemu rozdzielczego
pozyskuje dane pomiarowe z układów pomiarowo-rozliczeniowych podmiotu
w sposób określony w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie
przesyłowej zawartej z tym podmiotem.
- 34 -
C.9.
FAKTUROWANIE
C.9.1.
Proces fakturowania związany z rozliczeniami w sieci rozdzielczej jest
prowadzony zgodnie z ustawą z dnia 8 stycznia 1993 r. o podatku od towarów
i usług oraz o podatku akcyzowym (z późniejszymi zmianami) oraz
rozporządzeniami wykonawczymi do tej ustawy.
C.9.2.
W związku z rozliczeniami w sieci rozdzielczej wystawiane są faktury dekadowe,
oddzielnie dla rozliczeń korygujących, odchyleń i tranzytów.
C.9.3.
Faktury dla rozliczeń korygujących, odchyleń i tranzytów są wystawiane przez
operatora systemu rozdzielczego, wytwórcę lub odbiorcę, zgodnie z sumarycznymi
należnościami i zobowiązaniami za okres dekady, określonymi w odpowiednich
raportach dekadowych.
C.9.4.
Przedmiotem faktur jest sprzedaż lub zakup energii korygującej, energii
bilansującej (odchylenia) lub energii tranzytowanej siecią rozdzielczą.
C.9.5.
Faktury dekadowe są wystawiane i wysłane przez operatora systemu rozdzielczego
lub inny podmiot nie później niż do 7 dnia po zakończeniu każdej dekady. Faktury
korygujące (wystawiane w przypadku zaistnienia potrzeby zmiany faktury
dekadowej) mogą być natomiast wystawiane i wysłane przez operatora systemu
rozdzielczego lub inny podmiot po zakończeniu każdego miesiąca, lecz nie później
niż do 20 dnia miesiąca.
C.9.6.
Termin płatności faktur dekadowych z tytułu rozliczeń w sieci rozdzielczej ustala
się na 25 dzień po zakończeniu każdej dekady, jednak nie wcześniej niż 7 dni po
otrzymaniu oryginału faktury VAT. Natomiast terminem płatności faktury
korygującej jest ostatni dzień miesiąca, w którym dokonano korekty, jednak nie
wcześniej niż 7 dni po otrzymaniu oryginału faktury VAT.
C.9.7.
W przypadkach nie dokonania przez podmiot płatności wynikających z faktur za
odchylenia, w terminach zgodnych z p. C.9.6, operator systemu rozdzielczego
korzysta z zabezpieczeń finansowych na zasadach określonych w rozdz. D.
C.9.8.
Faktury zmieniające (korygujące) zrealizowane rozliczenia dekadowe, o których
mowa w p. C.9.5, mogą dotyczyć dowolnej dekady z okresu poprzednich
12 miesięcy.
- 35 -
D.
ZABEZPIECZANIA FINANSOWE PROCESU ROZLICZEŃ
D.1.
POSTANOWIENIA WSTĘPNE
D.1.1.
W celu zapewnienia płynności finansowej rozliczeń z operatorem systemu
rozdzielczego podmioty uczestniczące w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci
rozdzielczej zobowiązuje się do złożenia zabezpieczenia finansowego w formie
i wysokości określonej w niniejszym RBSR.
D.1.2.
Operator systemu rozdzielczego jest zobowiązany do wykorzystywania złożonych
przez podmioty zabezpieczeń wyłącznie do prowadzenia rozliczeń odchyleń,
określonych w rozdziale C.5.
D.1.3.
Do złożenia zabezpieczenia finansowego zobowiązuje się wytwórców i odbiorców
energii elektrycznej biorących udział w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci
rozdzielczej. Przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną nie są zobowiązane do
przedkładania zabezpieczenia finansowego.
D.1.4.
Pierwszy okres obowiązywania zabezpieczenia finansowego obejmuje 12
kolejnych dekad. Kolejne okresy obowiązywania zabezpieczenia obejmują okres
kolejnych 9 dekad.
D.1.5.
Pierwszy okres obowiązywania zabezpieczenia rozpoczyna się w dniu wejścia
w życie umowy przesyłowej zawartej przez podmiot z operatorem systemu
rozdzielczego. Dekadę, w której umowa przesyłowa zawarta przez podmiot
z operatorem systemu rozdzielczego wchodzi w życie uważa się za pierwszą
dekadę okresu obowiązywania zabezpieczenia finansowego.
D.1.6.
W przypadku, gdy ostatni okres obowiązywania zabezpieczenia wykracza poza
termin obowiązywania umowy przesyłowej zawartej pomiędzy podmiotem
a operatorem systemu rozdzielczego okres obowiązywania zabezpieczenia ulega
skróceniu do dnia wygaśnięcia umowy. Wysokość zabezpieczenia finansowego jest
ustalana proporcjonalnie do czasu trwania ostatniego okresu obowiązywania
zabezpieczenia.
D.2.
USTALANIE WYSOKOŚCI ZABEZPIECZENIA FINANSOWEGO
D.2.1.
Wysokość wymaganego zabezpieczenia finansowego ustala się indywidualnie
dla każdego podmiotu i na każdy okres obowiązywania zabezpieczenia
finansowego
D.2.2.
Wysokość wymaganego zabezpieczenia finansowego Z1 dla pierwszego okresu
obowiązywania zabezpieczenia ustala się na podstawie ilości energii elektrycznej
planowanej do dostarczenia lub odebrania przez podmiot w okresie dekady
i określa zgodnie z następującą zależnością:
12
Z1 = a ⋅ C Z ⋅ ∑ EiP
(9)
i =1
- 36 -
gdzie:
D.2.3.
a
− współczynnik ustalany pomiędzy podmiotem a operatorem systemu
rozdzielczego, jednak nie większy niż 0,2 i zawarty w umowie
przesyłowej zawartej pomiędzy nimi,
EiP
− ilość energii elektrycznej planowana do dostarczenia lub odebrania
przez podmiot w dekadzie i,
CZ
− cena zastępcza ustalana wg zasad określonych w p. D.2.3 dla
określenia wysokości zabezpieczenia finansowego, w pierwszym
okresie jego obowiązywania.
Cena zastępcza, o której mowa w p. D.2.2 jest ustalana według następujących
zasad:
a) jeżeli pierwszy okres obowiązywania zabezpieczenia finansowego dla
podmiotu rozpoczął się w ciągu trwania pierwszej dekady funkcjonowania
rynku bilansującego, cena zastępcza wynosi 100 zł/MWh,
b) jeżeli pierwszy okres obowiązywania zabezpieczenia finansowego dla
podmiotu rozpoczął się pomiędzy drugą a dwunastą dekadą funkcjonowania
rynku bilansującego włącznie, ceną zastępczą ustala się jako średnią ceną
rozliczeniową odchylenia na rynku bilansującym za okres zakończonych dekad,
c) jeżeli pierwszy okres obowiązywania
podmiotu rozpoczął się po dwunastej
bilansującego, ceną zastępczą ustala się
odchylenia na rynku bilansującym za
i rozliczonych dekad.
D.2.4.
zabezpieczenia finansowego dla
dekadzie funkcjonowania rynku
jako średnią ceną rozliczeniową
okres 9 ostatnich zakończonych
Wysokość wymaganego zabezpieczenia finansowego dla drugiego i kolejnych
okresów obowiązywania zabezpieczenia Zk ustala się jako dwukrotną średnią
arytmetyczną z opłat za odchylenie podmiotu w ostatnich dziewięciu rozliczonych
dekadach, przypadających przed datą rozpoczęcia okresu obowiązywania
zabezpieczenia:
9
Zk =
∑O
i =1
O
i
(10)
4,5
gdzie OiO opłata za odchylenie podmiotu od pozycji przyjętej w PKD
w dekadzie i.
D.2.5.
Jeżeli wysokość zabezpieczenia finansowego skalkulowanego według p. D.2.4
jest niższa niż 50.000 zł lub jeśli w okresie kalkulacji operator systemu
rozdzielczego poniósł opłaty za odchylenie na rzecz podmiotu, wysokość
zabezpieczenia finansowego ustala się według zasad określonych w p. D.2.2.
D.2.6.
Operator systemu rozdzielczego zawiadamia podmiot pismem poleconym
o wysokości wymaganego zabezpieczenia finansowego na 5 dni roboczych przed
datą rozpoczęcia okresu obowiązywania zabezpieczenia.
- 37 -
D.2.7.
Zawiadomienie podmiotu o wysokości wymaganego zabezpieczenia finansowego
zawiera:
a) oznaczenie podmiotu,
b) wysokość zabezpieczenia finansowego, w przypadku gdy podmiotowi
przysługuje prawo do obniżenia wysokości zabezpieczenia wymaga się podania
wysokości zabezpieczenia finansowego przed i po obniżeniu,
c) zastosowany sposób kalkulacji wysokości zabezpieczenia finansowego wraz
z podaniem wysokości zastosowanego obniżenia.
D.2.8.
Operator systemu rozdzielczego dokonuje obniżenia wymaganego zabezpieczenia
finansowego dla podmiotu, w przypadku terminowej realizacji przez podmiot
płatności z tytułu rozliczeń odchyleń. Obniżenie wysokości wymaganego
zabezpieczenia finansowego wynosi:
a) 10%
− po upływie dwóch kolejnych
zabezpieczenia finansowego,
okresów
obowiązywania
b) 25%
− po upływie czterech kolejnych
zabezpieczenia finansowego,
okresów
obowiązywania
c) 50%
− po upływie sześciu kolejnych
zabezpieczenia finansowego.
okresów
obowiązywania
D.2.9.
O wykorzystaniu prawa do obniżenia wysokości zabezpieczenia finansowego
decyduje podmiot. Podmiot ten poinformuje operatora systemu rozdzielczego
o swojej decyzji na 3 dni robocze przed datą rozpoczęcia okresu obowiązywania
zabezpieczenia w zawiadomieniu, o którym mowa w p. D.3.4.
D.2.10.
Obniżenie wysokości wymaganego zabezpieczenia finansowego przestaje
obowiązywać dla kolejnych okresów obowiązywania zabezpieczenia, począwszy
od pierwszego rozpoczynającego się po dacie wystąpienia nieterminowej płatności.
D.3.
FORMY ZABEZPIECZEŃ
WYKORZYSTANIA
D.3.1.
Dopuszcza się następujące formy zabezpieczeń finansowych rozliczeń odchyleń
w sieci rozdzielczej:
FINANSOWYCH
ORAZ
ZASADY
ICH
a) nieodwołalną i bezwarunkową gwarancję bankową,
b) depozyt na koncie bankowym wskazanym przez operatora systemu
rozdzielczego.
D.3.2.
Forma złożonego przez podmioty zabezpieczenia finansowego nie ma wpływu
na ustalenie wysokości zabezpieczenia.
- 38 -
D.3.3.
Na dany okres obowiązywania zabezpieczenia podmiot może wybrać tylko jedną
formę zabezpieczenia finansowego spośród dopuszczonych w p. D.3.1. Podmiot
powiadamia pisemnie operatora systemu rozdzielczego o wybranej formie
zabezpieczenia finansowego na 3 dni robocze przed datą rozpoczęcia okresu
obowiązywania zabezpieczenia. Zawiadomienie przesyłane jest na adres operatora
systemu rozdzielczego listem poleconym.
D.3.4.
Zawiadomienie o wysokości i formie zabezpieczenia finansowego zawiera:
a) oznaczenie podmiotu składającego zabezpieczenie finansowe,
b) wysokość zabezpieczenia finansowego,
c) formę zabezpieczenia finansowego,
d) okres obowiązywania zabezpieczenia finansowego,
e) nazwę banku wraz z siedzibą.
D.3.5.
Podmiot nie może zmienić formy zabezpieczenia finansowego w trakcie trwania
okresu obowiązywania zabezpieczenia finansowego.
D.3.6.
Listę banków, których gwarancje bankowe będą akceptowane jako forma
zabezpieczenia finansowego oraz nazwę banku wyznaczonego do przechowania
depozytu, siedzibę tego banku i numer konta bankowego przeznaczonego
do przechowywania depozytu określa załącznik do umowy przesyłowej zawartej
przez podmiot z operatorem systemu rozdzielczego.
D.3.9.
W przypadku wystąpienia nieterminowej płatności w trakcie trwania okresu
obowiązywania zabezpieczenia, operator systemu rozdzielczego wykorzystuje
zabezpieczenie finansowe i zawiadamia o tym podmiot. Operator systemu
rozdzielczego przesyła na adres podmiotu, listem poleconym, zawiadomienie
o wykorzystaniu zabezpieczenia w ciągu 3 dni roboczych od daty wykorzystania
zabezpieczenia.
D.3.10.
Zawiadomienie o wykorzystaniu zabezpieczenia finansowego zawiera:
a) oznaczenie podmiotu,
b) datę wykorzystania zabezpieczenia finansowego przez operatora systemu
rozdzielczego,
c) wysokość środków pieniężnych pobranych
rozdzielczego z zabezpieczenia finansowego.
D.3.11.
przez
operatora
systemu
Zawiadomienie podmiotu o wykorzystaniu zabezpieczenia finansowego stanowi
jednocześnie wezwanie podmiotu do wznowienia gwarancji bankowej
lub uzupełnienia środków pieniężnych stanowiących depozyt. Podmiot
zobowiązany jest do wznowienia gwarancji bankowej lub uzupełnienia środków
pieniężnych stanowiących depozyt do wartości określonej według p. D.2.2 lub
D.2.4, z uwzględnieniem obniżenia określonego w p. D.2.8, w ciągu 5 dni
roboczych od daty otrzymania zawiadomienia od operatora systemu rozdzielczego.
- 39 -
D.3.12.
Jeżeli ustanowione zabezpieczenie finansowe nie pozwala na uregulowanie całości
należności z tytułu rozliczeń odchyleń podmiotu, operator systemu rozdzielczego
występuje o powołanie Komisji Rozjemczej według zasad określonych w rozdz. E.
Należność nie uregulowaną powiększa się o karne odsetki.
D.4.
PRZEDKŁADANIE I ZWALNIANIE ZABEZPIECZEŃ FINANSOWYCH
D.4.1.
Gwarancję bankową oraz potwierdzenie wpłaty depozytu sporządza się według
wzoru opracowanego przez operatora systemu rozdzielczego. Operator systemu
rozdzielczego określa wzór gwarancji bankowej oraz wzór potwierdzenia wpłaty
depozytu.
D.4.2.
Wzór gwarancji bankowej oraz wzór potwierdzenia wpłaty depozytu sporządzone
przez operatora systemu rozdzielczego zawierają w szczególności:
a) oznaczenie podmiotu przedkładającego zabezpieczenie finansowe,
b) okres obowiązywania
finansowego,
przedłożonego
przez
podmiot
zabezpieczenia
c) wysokość zabezpieczenia finansowego,
d) nazwę i siedzibę banku udzielającego gwarancji bankowej lub wyznaczonego
do przechowywania depozytu.
D.4.3.
Gwarancję bankową lub potwierdzenia wpłaty depozytu sporządza się w trzech
jednobrzmiących egzemplarzach, z podpisami upoważnionych przedstawicieli
podmiotu i banku udzielającego gwarancji lub wyznaczonego do przechowywania
depozytu. Podmiot jest zobowiązany do przekazania jednego egzemplarza
gwarancji bankowej lub potwierdzenia wpłaty depozytu operatorowi systemu
rozdzielczego.
D.4.4.
Za przedłożenie zabezpieczenia finansowego uważa się:
a) dla zabezpieczenia w formie gwarancji bankowej – przesłanie faksem
gwarancji bankowej najpóźniej do godziny 13:00 w dniu poprzedzającym
dzień rozpoczęcia danego okresu obowiązywania zabezpieczenia finansowego
oraz dostarczenie oryginału gwarancji bankowej w ciągu 5 dni roboczych od
rozpoczęcia danego okresu obowiązywania zabezpieczenia, na adres operatora
systemu rozdzielczego. Wymaga się przesłania oryginału gwarancji bankowej
listem poleconym,
b) dla zabezpieczenia w formie depozytu bankowego – przesłanie faksem
potwierdzenia wpłaty depozytu na wskazane przez operatora systemu
rozdzielczego konto bankowe najpóźniej do godziny 13:00 w dniu
poprzedzającym dzień rozpoczęcia okresu obowiązywania zabezpieczenia
finansowego oraz dostarczenie oryginału potwierdzenia wpłaty depozytu
w ciągu 5 dni roboczych od rozpoczęcia danego okresu obowiązywania
zabezpieczenia, na adres operatora systemu rozdzielczego. Wymaga się
przesłania oryginału potwierdzenia wpłaty depozytu listem poleconym.
- 40 -
D.4.5.
Podmiot zobowiązywany jest do przechowywania egzemplarza gwarancji
bankowej lub potwierdzenia wpłaty depozytu przez okres co najmniej 12 miesięcy
od daty zakończenia okresu obowiązywania zabezpieczenia, którego dotyczyła
gwarancja lub depozyt.
D.4.6.
W przypadku wykorzystania przez podmiot prawa do obniżenia wysokości
zabezpieczenia finansowego następuje:
a) dla zabezpieczenia w formie gwarancji bankowej – przedstawienie przez
podmiot nowej gwarancji bankowej w terminie przewidzianym w p. D.4.4
i zwolnienie przez operatora systemu rozdzielczego dotychczasowej gwarancji,
b) dla zabezpieczenia w formie depozytu: zwrot z depozytu środków pieniężnych,
o które zostało obniżone zabezpieczenie finansowe.
Zwolnienie gwarancji bankowej oraz zwrot środków pieniężnych z depozytu
następuje po uregulowaniu przez podmiot wszystkich płatności za dekady okresu
obowiązywania zabezpieczenia poprzedzającego okres, w którym nastąpiło
obniżenie wysokości zabezpieczenia.
D.4.7.
Jeżeli podmiot nie przedłoży terminowo zabezpieczenia finansowego na dany
okres obowiązywania zabezpieczenia bądź nie dokona wznowienia gwarancji
bankowej lub nie uzupełni środków pieniężnych stanowiących depozyt zgodnie
z zasadami określonymi w p. D.3.11, operator systemu rozdzielczego nie będzie
przyjmować zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej od tego podmiotu.
D.4.8.
Po rozwiązaniu umowy przesyłowej zawartej przez podmiot z operatorem systemu
rozdzielczego lub jej wygaśnięciu operator systemu rozdzielczego zwalnia
zabezpieczenie finansowe, pod warunkiem iż wszelkie zobowiązania podmiotu
z tytułu rozliczeń odchyleń zostały uregulowane.
- 41 -
E.
ROZSTRZYGANIE SPRAW SPORNYCH
E.1.
Do sporu pomiędzy operatorem systemu rozdzielczego a podmiotem
przyłączonym do sieci rozdzielczej lub przedsiębiorstwem obrotu, lub też
pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych, zwanymi dalej stronami sporu,
dochodzi w wyniku stwierdzenia rozbieżności między nimi, powstałych
z odmiennej interpretacji zapisów niniejszego RBSR.
E.2.
Strony sporu zobowiązują się do rozstrzygania kwestii spornych poprzez podjęcie
kolejno następujących działań:
a) skierowanie sporu do rozstrzygnięcie przez właściwego operatora systemu
rozdzielczego,
b) skierowanie sporu do rozstrzygnięcie przez Komisję Rozjemczą,
c) skierowanie sporu do rozstrzygnięcia przez właściwy sąd powszechny.
E.3.
W przypadku sporów pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych
rozstrzygnięcia sporu dokonuje się z pominięciem działania, o którym mowa
w p. E.2.a. W przypadku innych sporów pominięcie działania, o którym
mowa w p. E.2.a jest możliwe za obopólną zgodą stron sporu.
E.4.
Skierowanie przez podmiot, sporu do rozstrzygnięcie przez operatora systemu
rozdzielczego powinno nastąpić w formie pisemnej i zostać przesłane listem
poleconym na adres operatora systemu rozdzielczego, do którego sieci
przyłączony jest dany podmiot. Przedsiębiorstwa obrotu zgłaszają spór do
rozstrzygnięcia do operatora systemu rozdzielczego właściwego ze względu na
istotę sporu.
E.5.
Skierowanie przez podmiot sporu do rozstrzygnięcie przez operatora systemu
rozdzielczego powinno zawierać dane adresowe podmiotu zgłaszającego spór, datę
zaistnienia sporu, dokładny opis okoliczności stanowiących podstawę zgłoszenia
sporu oraz propozycję rozstrzygnięcia sporu.
E.6.
Operator systemu rozdzielczego rozstrzyga zgłoszony do niego spór w terminie nie
dłuższym niż 15 dni roboczych od daty otrzymania zgłoszenia. Rozstrzygnięcie
sporu wraz z uzasadnieniem jest przesyłane listem poleconym do podmiotu, który
zgłosił spór do rozstrzygnięcia, nie później jednak niż 2 dni robocze od daty
podjęcia decyzji rozstrzygającej spór.
E.7.
Jeżeli rozstrzygnięcie sporu zaproponowane przez operatora systemu
rozdzielczego zgodnie z p. E.6, w całości lub w części nie jest satysfakcjonujące
dla podmiotu będącego stroną sporu, to podmiot ten ma prawo wystąpić pisemnie
do operatora systemu rozdzielczego z wnioskiem o powołanie Komisji
Rozjemczej.
E.8.
Operator systemu rozdzielczego powołuje Komisję Rozjemczą z własnej
inicjatywy, w przypadku gdy podmiot uczestniczący w procesie bilansowania
i rozliczeń w sieci rozdzielczej narusza postanowienia RBSR lub na wniosek,
o którym mowa w E.7. Operator systemu rozdzielczego o zamiarze powołania
Komisji Rozjemczej z własnej inicjatywy powiadamia pisemnie podmiot, którego
dotyczy spór.
- 42 -
E.9.
Komisja Rozjemcza powoływana jest do wydania decyzji rozstrzygającej
pojedynczy spór.
E.10.
Koszty funkcjonowania Komisji Rozjemczej ponoszą strony sporu w równych
częściach.
E.11.
Komisję Rozjemczą powołuje operator systemu rozdzielczego w ciągu 15 dni
roboczych od daty wystąpienia podmiotu z wnioskiem o jej powołanie lub od daty
zawiadomienia podmiotu o zamiarze jej powołania. W przypadku nie powołania
Komisji Rozjemczej w podanym terminie, spór zostaje skierowany do
rozstrzygnięcia przez właściwy sąd powszechny.
E.12.
Komisja Rozjemcza składa się z trzech osób. Każda z stron sporu powołuje do
składu Komisji Rozjemczej po jednym przedstawicielu. Powołani przez strony
sporu członkowie Komisji Rozjemczej wskazują niezależną osobę, która będzie
pełniła funkcję Przewodniczącego Komisji Rozjemczej.
E.13.
W posiedzeniach Komisji Rozjemczej mają obowiązek uczestniczyć wszyscy
członkowie Komisji. Daty posiedzeń i porządek obrad Komisji Rozjemczej ustala
Przewodniczący Komisji w porozumieniu z jej członkami i powiadamia ich
pismem poleconym o terminie posiedzenia, co najmniej 2 dni robocze wcześniej.
E.14.
Zawiadomienie członków Komisji Rozjemczej o posiedzeniu określa: dzień,
godzinę, miejsce posiedzenia oraz porządek obrad Komisji.
E.15.
Posiedzenie Komisji Rozjemczej uznaje się za nie odbyte, w przypadku
niestawienia się na posiedzenie Komisji chociaż jednego z jej członków.
E.16.
Posiedzenie Komisji Rozjemczej prowadzi Przewodniczący Komisji i jest on
zobowiązany do:
a) przedstawiania porządku obrad,
b) formułowania ustaleń i decyzji,
c) zarządzania głosowania,
d) sporządzania i przechowywania protokołów z posiedzeń.
E.17.
W posiedzeniach Komisji Rozjemczej mogą uczestniczyć niezależni eksperci
powoływani do wydania opinii na temat istoty sporu. Eksperci przedstawiają
Komisji pisemne opinie na podstawie dostarczonych im dokumentów
i udzielonych wyjaśnień.
E.18.
Przewodniczący Komisji Rozjemczej oraz powoływani przez Komisję niezależni
eksperci otrzymują wynagrodzenia ustalone przez strony sporu. Pozostali
członkowie Komisji Rozjemczej nie otrzymują wynagrodzenia za pracę
w Komisji.
E.19.
Każda ze stron sporu w terminie 5 dni roboczych od daty powołania Komisji
Rozjemczej zobowiązana jest do pisemnego przedłożenia Komisji swojego
stanowiska w sprawie spornej wraz z dokumentami uzasadniającymi.
E.20.
Komisja Rozjemcza może wezwać strony sporu do złożenia na piśmie
dodatkowych wyjaśnień. Termin złożenia wyjaśnień dodatkowych ustala Komisja
Rozjemcza.
- 43 -
E.21.
Informacje uzyskane przez członków Komisji Rozjemczej oraz niezależnych
ekspertów dotyczące kwestii spornych nie mogą być ujawniane osobom trzecim,
bez uzyskania zgody stron sporu.
E.22.
Komisja Rozjemcza rozstrzyga spór w terminie nie przekraczającym 60 dni
roboczych od daty powołania Komisji. W przypadku braku rozstrzygnięcia sporu
w tym terminie, spór zostaje skierowany do rozstrzygnięcia przez właściwy sąd
powszechny.
E.23.
Decyzje Komisji Rozjemczej zapadają większością głosów członków Komisji.
Głosowania są przeprowadzane w sposób jawny. Powoływani przez Komisję
niezależni eksperci nie mają prawa uczestniczenia w głosowaniach.
E.24.
Decyzja dotycząca rozstrzygnięcia sporu jest przekazywana przez Komisję
Rozjemczą pismem poleconym każdej ze stron sporu i zawiera:
a) miejsce i datę wydania decyzji,
b) oznaczenie stron sporu,
c) skład Komisji Rozjemczej oraz imiona i nazwiska powołanych przez Komisję
niezależnych ekspertów,
d) rozstrzygnięcie sporu wraz z uzasadnieniem,
e) podpisy wszystkich członków Komisji Rozjemczej z zaznaczeniem głosu
sprzeciwu.
E.25.
Po rozstrzygnięciu sporu przez Komisję Rozjemczą jej Przewodniczący przekazuje
komplet dokumentów Komisji następującym podmiotom:
a) oryginał – podmiotowi, na którego niekorzyść został rozstrzygnięty spór,
b) kopię – podmiotowi, na którego korzyść został rozstrzygnięty spór.
E.26.
Komplet dokumentów Komisji Rozjemczej, o którym mowa w p. E.25 obejmuje:
a) decyzję powołania Komisji,
b) stanowiska stron sporu wraz z dokumentami uzasadniającymi i wyjaśnieniami
dodatkowymi,
c) opinie niezależnych ekspertów,
d) zaproszenia na posiedzenia oraz protokoły z posiedzeń.
E.27.
Decyzja Komisji Rozjemczej nie stanowi ostatecznego rozstrzygnięcia kwestii
spornych. Po wydaniu decyzji przez Komisję Rozjemczą każdej ze stron sporu
przysługuje prawo do skierowania sporu do właściwego sądu powszechnego.
E.28.
Sądem właściwym do rozstrzygania kwestii spornych jest sąd wskazany w umowie
o świadczenie usług przesyłowych zawartej przez podmiot z operatorem systemu
rozdzielczego. W przypadku sporów pomiędzy operatorami systemów
rozdzielczych właściwym do rozstrzygnięcia kwestii spornych jest sąd
powszechny dla obszaru działania operatora, który zainicjował proces
rozstrzygania sporu.
E.29.
Strony sporu są zobowiązane do przesyłania dokumentów w sprawie kwestii
spornych w sposób zapewniający ich terminowe doręczenie.
- 44 -
F.
SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI
Na potrzeby RBSR przyjęto następujące dodatkowe, w stosunku do podanych w części
głównej, oznaczenia skrótów i definicje stosowanych pojęć.
F.1. OZNACZENIA SKRÓTÓW
a
Współczynnik ustalany pomiędzy podmiotem a operatorem systemu
rozdzielczego do celów kalkulacji wysokości zabezpieczenia finansowego dla
pierwszego okresu obowiązywania zabezpieczenia.
CROh
Cena rozliczeniowa odchylenia obowiązująca na rynku bilansującym w godz. h.
CROi,h
Cena rozliczeniowa odchylenia obowiązująca na rynku bilansującym w godz. h
dekady i.
COR
Cena energii elektrycznej ustalona zgodnie z zasadami określonymi
w rozporządzeniu Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad
kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią
elektryczną.
CZ
Cena zastępcza do celów kalkulacji wysokości zabezpieczenia finansowego.
E hO
Energia elektryczna kupowana w godz. h przez odbiorcę przyłączonego do sieci
rozdzielczej spółki dystrybucyjnej, objęta umową sprzedaży zawartą przez
odbiorcę z przedsiębiorstwem obrotu.
EiP
Energia elektryczna planowana do dostarczenia przez wytwórcę lub do
odebrania przez odbiorcę w dekadzie i.
E hPKD
Energia elektryczna w godz. h przyjęta w PKD dla odbiorcy lub wytwórcy.
E hRZ
Energia elektryczna w godz. h pobrana przez odbiorcę lub wyprodukowana
przez wytwórcę.
EhS
Energia elektryczna sprzedawana w godz. h przez spółkę dystrybucyjną
przedsiębiorstwu obrotu.
EiT,h
Energia elektryczna w godzinie h dekady i eksportowana przez jedną spółkę
dystrybucyjną do drugiej. pomniejszona o energię elektryczną importowaną.
EhW
Energia elektryczna sprzedawana w godz. h przez wytwórcę przyłączonego do
sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej, objęta umową sprzedaży zawartą przez
wytwórcę z przedsiębiorstwem obrotu.
E hZ
Energia kupowana w godz. h przez spółkę dystrybucyjną lub odbiorcę
uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, objęta umową sprzedaży
zawartą przez spółkę dystrybucyjną lub odbiorcę z przedsiębiorstwem obrotu.
IRiESR
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej.
L
Liczba godzin doby.
N
Liczba dni dekady.
- 45 -
nN
Niskie napięcie.
OK
Opłata korygująca za dekadę.
OhK
Opłata korygująca w godz. h.
OiK,h
Opłata korygująca w godz. h dekady i.
OO
Opłata za odchylenie obliczona za dekadę.
OhO
Opłata za odchylenie w godz. h.
OiO
Opłata za odchylenie podmiotu w dekadzie i.
OT
Opłata za tranzyty energii elektrycznej liniami 110 kV obliczona za dekadę.
OZU
Odrzucenie zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej.
O_NURB
Odbiorca nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym.
O_URB
Odbiorca uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym.
PKD
Plan koordynacyjny dobowy.
PZU
Przyjęcie zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej.
PO_NURB
Przedsiębiorstwo obrotu nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym.
PO_URB
Przedsiębiorstwo obrotu uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym.
RBSR
Regulamin bilansowania w sieci rozdzielczej.
RRB
Regulamin rynku bilansującego.
SD
Spółka dystrybucyjna.
SN
Średnie napięcie.
W_NURB
Wytwórca nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym.
W_URB
Wytwórca uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym.
Z1
Wysokość zabezpieczenia finansowego dla pierwszego okresu obowiązywania
zabezpieczenia.
Zk
Wysokość zabezpieczenia finansowego dla kolejnego okresu obowiązywania
zabezpieczenia.
ZUP
Zgłoszenie umowy sprzedaży energii elektrycznej przez odbiorcę, wytwórcę lub
spółkę dystrybucyjną.
ZUPO
Zgłoszenie umowy sprzedaży energii elektrycznej przez przedsiębiorstwo
obrotu.
∆Eh
Odchylenie podmiotu w godz. h.
∆Ei,h
Odchylenie podmiotu w godz. h dekady i.
- 46 -
F.2. DEFINICJE
Umowa obowiązkowa
Umowa sprzedaży energii elektrycznej zawarta przez spółkę
dystrybucyjną z wytwórcą produkującym energię elektryczną
w skojarzeniu z ciepłem, w związku z obowiązkiem zakupu
wprowadzonym rozporządzeniem Ministra Gospodarki.
Umowa swobodna
Umowa sprzedaży energii elektrycznej zawarta z wytwórcą
zgodnie z zasadami swobodnego wyboru dostawcy energii
elektrycznej.
Odchylenie
W przypadku odbiorcy – różnica pomiędzy rzeczywistym
poborem energii elektrycznej a energią elektryczną przyjętą
dla odbiorcy w PKD. W przypadku wytwórcy – różnica
pomiędzy energią elektryczną przyjętą w PKD a rzeczywistą
produkcją energii elektrycznej.
- 47 -
ZAKŁAD ENERGETYCZNY SŁUPSK Spółka Akcyjna
S.A.
INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI
SIECI ROZDZIELCZEJ
Wyciąg z karty aktualizacji nr 175/01/04
1. Data wejścia w życie aktualizacji:
1 października 2004
2. Imię i nazwisko osoby przeprowadzającej aktualizację:
Szymon Jankowski
3. Przyczyny aktualizacji:
Zmiana danych technicznych sieci, zmiana numerów kont bankowych, konieczność
dostosowania wymagań instrukcji do aktualnego stanu sieci, aktualizacja Instrukcji Ruchu
i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
4. Punkty podlegające aktualizacji:
- I. Wprowadzenie - w całości;
- II. Postanowienia ogólne - punkty II.3, II.24;
- Załącznik nr 1 Wykaz jednostek wytwórczych oraz elementów sieci rozdzielczej
koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego - punkt 2;
- Załącznik nr 3 Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia - w całości;
- Załącznik nr 5 Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych
przyłączanych do sieci rozdzielczej - punkty 1.4, 3.3, 3.4, 3.11, 4.1, 6.3, 6.6, 6.8, 7, 8;
- Załącznik nr 6 Regulamin bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej - punkt A.3.2.

Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej

Transkrypt

Podobne dokumenty

LOTOS Infrastruktura Spółka Akcyjna

W wycenie proszę przyjąć naczynie wzbiorcze ciśnieniowe

Światła i płyny CLIO - Szkoła Jazdy "TEST"

na wniosek - WORD Słupsk

Ćwiczenia Inżynierskie zastosowania statystyki Lista 6

Inżynierskie zastosowania statystyki – ćwiczenia

Dr inż. Edward Musiał

Firmy Leśne - Operator robi przerwy

Sterownik telefoniczny DOMOCONTROL 122