INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI

Transkrypt

DALMOR S.A.
z siedzibą w Gdyni
ul. Hryniewickiego 10
____________________________________________________________________________________________________________________
INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI
SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
Data wejścia w Ŝycie:
......................................................
......................................................................................................................................
Podpisy osób zatwierdzających instrukcję:
_______________________________________________________________________________________________________
DALMOR S.A.
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej
Niniejsza Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej została zatwierdzona
i wprowadzona do stosowania Uchwałą Zarządu „DALMOR” S.A. Postanowienia
instrukcji obowiązują z datą wpisaną na stronie tytułowej niniejszej Instrukcji.
____________________________________________________________________________________________________________________
2
DALMOR S.A.
SPIS TREŚCI
IRiESD – część ogólna
I.
Postanowienia ogólne..................................................................................................................... 6
II.
Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej urządzeń wytwórczych, sieci oraz instalacji odbiorców
końcowych ..................................................................................................................................... 9
II.1. Zasady przyłączania ........................................................................................................... 9
II.2. Zasady wzajemnego przyłączania sieci dystrybucyjnych róŜnych operatorów
systemów dystrybucyjnych .............................................................................................. 13
II.3. Zasady odłączania, wstrzymywania i wznowienia dostarczanie energii elektrycznej
oraz zaprzestania dostaw energii elektrycznej ................................................................. 13
II.4. Wymagania techniczne dla urządzeń wytwórczych, sieci, urządzeń odbiorców oraz
układów i systemów pomiarowo-rozliczeniowych .......................................................... 14
III.
Warunki korzystania z sieci dystrybucyjnej................................................................................. 20
III.1. Charakterystyka korzystania z sieci dystrybucyjnych...................................................... 20
III.2. Warunki świadczenia przez OSD usług dystrybucji energii elektrycznej........................ 20
III.3. Standardy jakościowe obsługi uŜytkowników systemu ................................................... 20
IV.
Eksploatacja urządzeń, instalacji i sieci ....................................................................................... 23
IV.1. Zasady i standardy techniczne eksploatacji ..................................................................... 23
IV.2. Zasady dokonywania oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz
konserwacji i remontów................................................................................................... 27
V.
Prowadzenie ruchu sieci dystrybucyjnej OSD ............................................................................. 30
V.1. Obowiązki operatora systemu dystrybucyjnego............................................................... 30
V.2. Struktura i podział kompetencji słuŜb dyspozytorskich operatora systemu
dystrybucyjnego............................................................................................................... 31
V.3. Planowanie produkcji energii elektrycznej ...................................................................... 32
V.4. Prognozowanie zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną ...................................... 32
V.5. Programy pracy sieci dystrybucyjnej ............................................................................... 33
V.6. Plany wyłączeń elementów sieci dystrybucyjnej ............................................................. 33
V.7. Programy łączeniowe ....................................................................................................... 34
V.8. Zasady dysponowania mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej ................................................................................................................. 34
V.9. Dane przekazywane przez podmioty do OSD.................................................................. 34
V.10. Wymagania związane z systemami teletransmisyjnymi ................................................... 35
VI.
Współpraca OSD z innymi operatorami i przekazywanie informacji pomiędzy
operatorami oraz operatorami a uŜytkownikami systemu ........................................................... 35
VII. Wymiana informacji pomiędzy OSD i uŜytkownikami systemu ................................................ 36
VII.1. Dane przekazywane do OSD przez podmioty przyłączone i przyłączane do sieci
dystrybucyjnej ................................................................................................................... 36
VII.2. Informacje udostępniane przez OSD................................................................................. 37
VIII. Bezpieczeństwo funkcjonowania systemu elektroenergetycznego .............................................. 39
VIII.1. Bezpieczeństwo dostaw energii elektrycznej, awaria sieciowa i awaria w systemie ....... 39
VIII.2. Bezpieczeństwo pracy sieci dystrybucyjnej ..................................................................... 40
VIII.3. Wprowadzanie przerw oraz ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej.. 41
IX.
Standardy techniczne i bezpieczeństwa pracy sieci dystrybucyjnej OSD.................................... 44
X.
Parametry jakościowe energii elektrycznej oraz wskaźniki jakości i niezawodności dostaw
energii elektrycznej ...................................................................................................................... 44
X.1. Parametry jakościowe energii elektrycznej ....................................................................... 44
X.2. Wskaźniki jakości i niezawodności dostaw energii elektrycznej...................................... 45
X.3. Dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów jakościowych energii elektrycznej........... 46
____________________________________________________________________________________________________________________
3
DALMOR S.A.
IRiESD – bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami
systemowymi
A.
Postanowienia wstępne ................................................................................................................ 50
A.1. Zakres przedmiotowy i podmiotowy.................................................................................. 50
A.2. Ogólne zasady funkcjonowania rynku bilansującego i detalicznego ................................. 50
A.3. Warunki realizacji umów sprzedaŜy oraz umów kompleksowych i uczestnictwa
w procesie bilansowania .................................................................................................... 51
A.4. Zasady konfiguracji podmiotowej i obiektowej rynku detalicznego oraz nadawania
kodów identyfikacyjnych................................................................................................... 52
B.
Procedura powiadamiania o zawartych umowach sprzedaŜy energii elektrycznej oraz
zawierania umów dystrybucji z URDO ........................................................................................ 54
B.1. Ogólne zasady ..................................................................................................................... 54
B.2. Weryfikacja powiadomień................................................................................................... 54
C.
Zasady wyznaczania, przekazywania i udostępniania danych pomiarowych .............................. 55
C.1. Wyznaczanie oraz przekazywanie danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych .. 55
D.
Procedury ustanawiania i zmiany podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe.... 57
E.
Procedury zmiany sprzedawcy oraz zasady udzielania informacji i obsługi odbiorców ............. 58
E.1. Wymagania ogólne .............................................................................................................. 58
E.2. Procedura zmiany sprzedawcy przez odbiorcę.................................................................... 59
E.3. Zasady udzielania informacji i obsługi odbiorców.............................................................. 60
F.
Postępowanie reklamacyjne ......................................................................................................... 60
G.
Zasady wyznaczania, przydzielania i weryfikacji standardowych profili zuŜycia....................... 60
H.
Zarządzanie ograniczeniami systemowymi ................................................................................. 61
I.
Słownik skrótów i definicji .......................................................................................................... 62
I.1. Oznaczenia skrótów.............................................................................................................. 62
I.2. Pojęcia i definicje.................................................................................................................. 64
J.
Wykaz załączników ..................................................................................................................... 71
Załącznik nr 1 Opis sieci dystrybucyjnej przedsiębiorstwa „DALMOR” S.A. ......................... 72
Załącznik nr 2 Zakres pomiarów i prób eksploatacyjnych urządzeń sieci
elektroenergetycznych oraz terminy ich wykonywania .................................... 73
Załącznik nr 3 Karty aktualizacji IRiESD ................................................................................. 76
____________________________________________________________________________________________________________________
4
DALMOR S.A.
CZĘŚĆ OGÓLNA
____________________________________________________________________________________________________________________
5
DALMOR S.A.
I.
POSTANOWIENIA OGÓLNE
I.1.
„DALMOR” S.A. jako operator systemu dystrybucyjnego (zwany dalej OSD)
wprowadza niniejszą Instrukcję Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (zwaną
dalej IRiESD) na podstawie zapisów ustawy - Prawo energetyczne.
I.2.
„DALMOR” S.A. jako operator systemu dystrybucyjnego prowadzi ruch,
eksploatację i rozwój sieci dystrybucyjnej której jest właścicielem zgodnie z niniejszą
IRiESD.
I.3.
Niniejsza IRiESD uwzględnia w szczególności wymagania:
1) ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 2006 r. Nr 89,
poz. 625 wraz z późniejszymi zmianami) oraz wydanymi na jej podstawie aktami
wykonawczymi, aktualnymi na dzień wejścia w Ŝycie niniejszej IRiESD,
2) ustawy z dnia 26 czerwca 1974 r. Kodeks Pracy (Dz. U. z 1974 r. Nr 24, poz. 141
wraz z późniejszymi zmianami),
3) ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (Dz. U. z 2000 r. Nr 106, poz.
1126 wraz z późniejszymi zmianami),
4) koncesji „DALMOR” S.A. na dystrybucję energii elektrycznej znak: PEE/102/
9176/W/1/2/99/MS z dnia 16.02.1999 r. wraz z późniejszymi decyzjami
i postanowieniami zmieniającymi,
5) określone w opracowanej przez operatora systemu przesyłowego (zwanego dalej
OSP) Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (zwanej dalej IRiESP),
6) określone w opracowanej przez ENERGA-Operator S.A. Instrukcji Ruchu
i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej.
I.4.
Dokumentami związanymi z IRiESD są takŜe przyjęte do stosowania przez OSD
instrukcje eksploatacji obiektów, urządzeń i instalacji, instrukcje ruchowe oraz
instrukcje organizacji bezpiecznej pracy.
I.5.
Niniejsza IRiESD określa szczegółowe warunki korzystania z sieci dystrybucyjnej
OSD przez jej uŜytkowników oraz warunki i sposób prowadzenia ruchu, eksploatacji
i planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej, w szczególności dotyczące:
1) przyłączania urządzeń wytwórczych, sieci oraz instalacji odbiorców końcowych
do sieci dystrybucyjnej,
2) wymagań technicznych dla urządzeń, instalacji i sieci wraz z niezbędną
infrastrukturą pomocniczą,
3) współpracy OSD z innymi Operatorami i przekazywania informacji pomiędzy
Operatorami oraz Operatorami a uŜytkownikami,
4) kryteriów bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
5) przekazywania informacji pomiędzy OSD i uŜytkownikami sytemu,
6) parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych
obsługi uŜytkowników systemu,
7) wymagań w zakresie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej
i warunków, jakie musza zostać spełnione dla jego utrzymania,
8) wskaźników charakteryzujących jakość i niezawodność dostaw energii
elektrycznej oraz bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej,
9) zasad bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami
systemowymi.
I.6.
W zakresie procedur i zasad wykonywania czynności związanych z ruchem
sieciowym i eksploatacją sieci postanowienia niniejszej IRiESD dotyczą stacji
i rozdzielni elektroenergetycznych oraz linii kablowych za których ruch sieciowy jest
odpowiedzialny OSD, niezaleŜnie od praw własności tych urządzeń.
I.7.
Postanowienia IRiESD dotyczą następujących podmiotów:
____________________________________________________________________________________________________________________
6
DALMOR S.A.
1)
2)
3)
4)
5)
6)
operatorów systemów dystrybucyjnych,
wytwórców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej OSD,
odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej OSD,
przedsiębiorstwa obrotu,
sprzedawców,
podmiotów ubiegających się o przyłączenie (przyłączane) do sieci dystrybucyjnej
OSD,
7) operatorów handlowych i handlowo-technicznych działających w imieniu
podmiotów wymienionych w powyŜszych podpunktach od 1) do 6).
I.8.
Zgodnie z zapisami ustawy Prawo energetyczne oraz aktów wykonawczych do niej,
OSD jest odpowiedzialny za:
1) prowadzenie ruchu sieciowego w sieci dystrybucyjnej w sposób efektywny,
z zachowaniem wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej
i jakości jej dostarczania,
2) eksploatację, konserwację i remonty sieci dystrybucyjnej w sposób gwarantujący
niezawodność funkcjonowania systemu dystrybucyjnego,
3) zapewnienie rozbudowy sieci dystrybucyjnej,
4) współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub
przedsiębiorstwami energetycznymi w celu zapewnienia spójności działania
systemów elektroenergetycznych i skoordynowania ich rozwoju, a takŜe
niezawodnego oraz efektywnego funkcjonowania tych systemów,
5) dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej,
6) bilansowanie systemu dystrybucyjnego, z wyjątkiem równowaŜenia bieŜącego
zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii, zarządzanie
ograniczeniami systemowymi oraz prowadzenie z uŜytkownikami tego systemu
rozliczeń wynikających z:
a) niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej do systemu
dystrybucyjnego i pobranej z tego systemu,
b) zarządzania ograniczeniami systemowymi,
7) zarządzanie przepływami energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej,
8) zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci
dystrybucyjnej podczas dystrybucji energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie
przejrzystych i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy zakupie tej
energii,
9) dostarczanie uŜytkownikom sieci i operatorom innych systemów
elektroenergetycznych, z którymi system jest połączony, informacji o warunkach
świadczenia usług dystrybucji energii elektrycznej oraz zarządzaniu siecią,
niezbędnych do uzyskania dostępu do sieci dystrybucyjnej i korzystania z tej
sieci,
10) planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej z uwzględnieniem przedsięwzięć
związanych z efektywnością energetyczną, zarządzaniem popytem na energię
elektryczną lub rozwojem mocy wytwórczych przyłączanych do sieci
dystrybucyjnej,
11) opracowywanie normalnego układu pracy sieci dystrybucyjnej w porozumieniu
z sąsiednimi operatorami systemów dystrybucyjnych.
I.9.
„DALMOR” S.A. realizuje określone w ustawie – Prawo energetyczne obowiązki
w zakresie współpracy z OSP za pośrednictwem operatorów systemów
dystrybucyjnych, z których siecią dystrybucyjną jest połączony, a którzy
jednocześnie posiadają bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową (dalej
nazywanych równieŜ w skrócie OSDp). Zgodnie z postanowieniami IRiESP,
____________________________________________________________________________________________________________________
7
DALMOR S.A.
„DALMOR” S.A. realizuje obowiązki operatora systemu dystrybucyjnego jako
OSDn, tj. operator systemu dystrybucyjnego nieposiadający bezpośredniego
połączenia z sieciami przesyłowymi.
„DALMOR” S.A. współpracuje z operatorem systemu przesyłowego
pośrednictwem OSDp, którym obecnie jest ENERGA-Operator S.A.
za
I.10.
OSD ponosi odpowiedzialność za skutki zaniechania działań lub skutki swoich
działań zgodnie z obowiązującym prawem.
I.11.
IRiESD przestaje obowiązywać podmioty z datą łącznego spełnienia następujących
dwóch warunków:
1) odłączenie podmiotu od sieci dystrybucyjnej OSD,
2) rozwiązanie z OSD umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy
kompleksowej.
I.12.
OSD udostępnia do wglądu IRiESD w swojej siedzibie oraz zamieszcza ją na swoich
stronach internetowych. Udostępnienie IRiESD do wglądu jest bezpłatne, natomiast
przekazanie egzemplarza IRiESD zainteresowanym podmiotom odbywa się po
kosztach jej powielenia.
I.13.
IRiESD, jak równieŜ wszelkie zmiany IRiESD podlegają zatwierdzeniu, w drodze
decyzji, przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
I.14.
IRiESD oraz wszelkie jej zmiany wchodzą w Ŝycie z datą określoną przez Prezesa
Urzędu Regulacji Energetyki, w decyzji zatwierdzającej IRiESD lub jej zmiany.
I.15.
Data wejścia w Ŝycie IRiESD lub jej zmian jest wpisywana na jej stronie tytułowej
lub na stronie tytułowej Karty aktualizacji.
I.16.
W zaleŜności od potrzeb OSD przeprowadza aktualizację IRiESD. W szczególności
aktualizacja jest dokonywana przy zmianie wymogów prawa.
I.17.
Zmiana IRiESD przeprowadzana jest przez wydanie nowej IRiESD albo poprzez
wydanie Karty aktualizacji obowiązującej IRiESD.
I.18.
KaŜda zmiana IRiESD jest poprzedzona procesem konsultacji z uŜytkownikami
systemu.
I.19.
Karta aktualizacji zawiera w szczególności:
1) przyczynę aktualizacji IRiESD,
2) zakres aktualizacji IRiESD,
3) nowe brzmienie zmienianych zapisów IRiESD lub tekst uzupełniający
dotychczasowe zapisy.
W przypadku rozbieŜności pomiędzy dotychczasowymi postanowieniami IRiESD,
a zapisami Karty aktualizacji, rozstrzygające są postanowienia zawarte w Karcie
aktualizacji.
Karty aktualizacji stanowią Załączniki do IRiESD.
I.20.
Proces wprowadzania zmian IRiESD jest przeprowadzany według następującego
trybu:
1) OSD opracowuje projekt nowej IRiESD albo projekt Karty aktualizacji
i publikuje go na swojej stronie internetowej,
2) wraz z projektem nowej IRiESD albo projektem Karty aktualizacji, OSD
publikuje na swojej stronie internetowej komunikat, informujący o rozpoczęciu
procesu konsultacji zmian IRiESD, miejscu i sposobie nadsyłania uwag oraz
okresie przewidzianym na konsultacje.
____________________________________________________________________________________________________________________
8
DALMOR S.A.
I.21.
Okres przewidziany na konsultacje nie moŜe być krótszy niŜ 14 dni od daty
opublikowania projektu nowej IRiESD albo projektu Karty aktualizacji.
I.22.
Po zakończeniu okresu przewidzianego na konsultacje, OSD:
1) dokonuje analizy otrzymanych uwag,
2) opracowuje nową wersję IRiESD albo Kartę aktualizacji, uwzględniając
w uzasadnionym zakresie zgłoszone uwagi,
3) opracowuje Raport z procesu konsultacji, zawierający zestawienie otrzymanych
uwag oraz informacje o sposobie ich uwzględnienia,
4) przedkłada Prezesowi URE do zatwierdzenia IRiESD albo Kartę aktualizacji
wraz z Raportem z procesu konsultacji,
5) publikuje na swojej stronie internetowej przedłoŜoną Prezesowi URE do
zatwierdzenia IRiESD albo Kartę aktualizacji wraz z Raportem z procesu
konsultacji.
I.23.
IRiESD lub Kartę aktualizacji zatwierdzoną przez Prezesa URE Operator Systemu
Dystrybucyjnego publikuje na swojej stronie internetowej wraz z informacją o dacie
wejścia w Ŝycie wprowadzanych zmian IRiESD oraz udostępnia ją do publicznego
wglądu w swojej siedzibie.
I.24.
UŜytkownicy systemu, w tym odbiorcy, których urządzenia, instalacje lub sieci są
przyłączone do sieci OSD lub korzystający z usług świadczonych przez OSD, są
obowiązani stosować się do warunków i wymagań oraz procedur postępowania
i wymiany informacji określonych w niniejszej IRiESD zatwierdzonej przez Prezesa
Urzędu Regulacji Energetyki i ogłoszonej w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki.
IRiESD stanowi część umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej
lub umowy kompleksowej.
II.
PRZYŁĄCZANIE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ URZADZEŃ
WYTWÓRCZYCH, SIECI ORAZ INSTALACJI ODBIORCÓW
KOŃCOWYCH
II.1.
ZASADY PRZYŁĄCZANIA
II.1.1.
Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej OSD następuje na podstawie umowy
o przyłączenie i po spełnieniu warunków przyłączenia, określonych przez OSD, do
którego sieci podmiot ubiega się o przyłączenie. W uzasadnionych przypadkach OSD
moŜe odstąpić od powyŜszej zasady.
II.1.2.
Procedura przyłączenia do sieci dystrybucyjnej OSD obejmuje:
1) pozyskanie przez podmiot od OSD wniosku o określenie warunków przyłączenia,
2) złoŜenie przez podmiot u OSD, wypełnionego wniosku o określenie warunków
przyłączenia wraz z wymaganymi załącznikami, zgodnego ze wzorem
określonym przez OSD,
3) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii
elektrycznej do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ
1 kV – wpłacenie na rachunek bankowy, wskazany przez OSD, zaliczki na poczet
opłaty za przyłączenie do sieci. Zaliczkę wnosi się w ciągu siedmiu dni od dnia
złoŜenia wniosku o określenie warunków przyłączenia, pod rygorem
pozostawienia wniosku bez rozpatrzenia,
4) w przypadku, gdy wniosek o określenie warunków przyłączenia źródła energii
elektrycznej nie zawiera wszelkich niezbędnych informacji do określenia
warunków przyłączenia lub nie zawiera wymaganych załączników,
____________________________________________________________________________________________________________________
9
DALMOR S.A.
a wnioskodawca wpłacił zaliczkę na poczet opłaty za przyłączenie, to OSD
niezwłocznie zwraca zaliczkę, informuje podmiot o konieczności jego
uzupełnienia i pozostawia wniosek bez rozpatrzenia,
5) w przypadku wniesienia zaliczki na poczet opłaty za przyłączenie przed dniem
złoŜenia wniosku o określenie warunków przyłączenia, OSD niezwłocznie
zwraca zaliczkę,
6) pisemne potwierdzenie przez OSD złoŜenia przez wnioskodawcę wniosku,
określające w szczególności datę złoŜenia wniosku,
7) dla podmiotów przyłączanych do sieci o napięciu nie wyŜszym niŜ 1 kV pisemne
potwierdzenie złoŜenia wniosku następuje w wydanych warunkach przyłączenia,
8) w przypadku urządzeń, instalacji lub sieci przyłączanych bezpośrednio do sieci
o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, zapewnienie przez OSD wykonania
ekspertyzy wpływu tych urządzeń, instalacji lub sieci na system
elektroenergetyczny, z wyjątkiem przyłączanych jednostek wytwórczych
o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niŜ 2 MW, lub urządzeń odbiorcy
końcowego o łącznej mocy przyłączeniowej nie większej niŜ 5 MW,
9) wydanie przez OSD warunków przyłączenia oraz przekazanie ich podmiotowi
wraz z projektem umowy o przyłączenie,
10) zawarcie umowy o przyłączenie,
11) realizację przyłączeni, tj. realizację przyłącza(y) oraz niezbędnych zmian/
dostosowania w sieci i prac dla realizacji przyłączenia,
12) przeprowadzenie prób i odbiorów częściowych oraz prób końcowych
i ostatecznego odbioru rozbudowywanej sieci i przyłącza. OSD zastrzega sobie
prawo dokonania sprawdzenia przyłączanych instalacji, urządzeń i sieci,
w zakresie zgodności z warunkami przyłączenia,
13) zawarcie przez podmiot umowy kompleksowej lub umowy o świadczenie usług
dystrybucji.
II.1.3.
Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej OSD urządzeń
wytwórczych, sieci, urządzeń lub/i instalacji odbiorców końcowych składa wniosek
o określenie warunków przyłączenia.
II.1.4.
Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia określa oraz udostępnia OSD.
II.1.5.
Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia mogą być zróŜnicowane dla
poszczególnych grup przyłączeniowych oraz w zaleŜności od rodzaju przyłączanego
obiektu, instalacji lub sieci.
II.1.6.
Do wniosku, o którym mowa w punkcie II.1.3. naleŜy w razie konieczności załączyć:
1) dokument potwierdzający tytuł prawny podmiotu do korzystania
z nieruchomości, obiektu lub lokalu, w którym będą uŜywane przyłączane
urządzenia, instalacje lub sieci,
2) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny określający usytuowanie obiektu, w którym
będą uŜywane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci względem istniejącej
sieci oraz sąsiednich obiektów,
3) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii
elektrycznej do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ
1 kV, wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego
albo, w przypadku braku takiego planu, decyzję o warunkach zabudowy
i zagospodarowania terenu dla nieruchomości określonej we wniosku, jeŜeli jest
ona wymagana na podstawie przepisów o planowaniu i zagospodarowaniu
przestrzennym. Wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania
przestrzennego lub decyzja o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu
powinny potwierdzać dopuszczalność lokalizacji danego źródła energii na terenie
____________________________________________________________________________________________________________________
10
DALMOR S.A.
objętym planowaną inwestycją, która jest objęta wnioskiem o określenie
warunków przyłączenia,
4) inne załączniki, określone we wzorze wniosku, wymagane przez OSD,
zawierające informacje niezbędne dla określenia warunków przyłączenia.
II.1.7.
Zakres i warunki wykonania ekspertyzy wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji
i sieci określa OSD.
II.1.8.
Warunki przyłączenia, w zaleŜności od danych zawartych we wniosku, o którym
mowa w punkcie II.1.3., zawierają w szczególności:
1) miejsce przyłączenia, rozumiane jako punkt sieci, w którym przyłącze łączy się
z siecią,
2) miejsce dostarczania energii elektrycznej,
3) moc przyłączeniową,
4) rodzaj połączenia z siecią dystrybucyjną OSD instalacji lub innych sieci
określonych we wniosku o określenie warunków przyłączenia,
5) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,
6) wymagania wynikające z IRiESD,
7) dane znamionowe urządzeń, instalacji i sieci oraz dopuszczalne, graniczne
parametry ich pracy,
8) dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych i jakościowych
energii elektrycznej,
9) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego,
10) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego, w tym między innymi
transmisji danych pomiarowych,
11) rodzaj i usytuowanie zabezpieczeń, dane znamionowe oraz inne niezbędne
wymagania w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej
i systemowej,
12) dane umoŜliwiające określenie w miejscu przyłączenia:
a) wartości prądów zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączenia,
b) prądów zwarcia doziemnego i czasów ich wyłączania lub ich trwania,
13) wymagany stopień skompensowania mocy biernej,
14) wymagania w zakresie:
a) dostosowania przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci do systemów
sterowania dyspozytorskiego,
b) zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami elektrycznymi, powodowanymi
przez instalacje lub sieci wnioskodawcy,
c) niezbędnego do współpracy z siecią wyposaŜenia instalacji lub sieci
przyłączanego podmiotu,
d) ochrony przeciwporaŜeniowej i przepięciowej przyłączanych sieci lub
instalacji,
15) dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu ochrony od
poraŜeń w instalacji lub sieci przyłączanego podmiotu,
16) ustalone, dla poszczególnych grup przyłączeniowych, dopuszczalne poziomy
zaburzeń parametrów technicznych i jakościowych energii elektrycznej nie
powodujących pogorszenia parametrów określonych w aktach wykonawczych do
ustawy - Prawo energetyczne albo ustalonych w umowie o świadczenie usług
dystrybucji lub umowie kompleksowej.
II.1.9.
OSD wydaje warunki przyłączenia w następujących terminach:
1) 30 dni od dnia złoŜenia wniosku o określenie warunków przyłączenia przez
wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu nie wyŜszym niŜ 1 kV,
____________________________________________________________________________________________________________________
11
DALMOR S.A.
2) 150 dni od dnia złoŜenia wniosku o określenie warunków przyłączenia przez
wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu powyŜej 1 kV, a w przypadku
przyłączania źródła - od dnia wniesienia zaliczki.
II.1.10.
Warunki przyłączenia są waŜne dwa lata od dnia ich określenia, chyba Ŝe umowa
o przyłączenie przedłuŜa ten okres.
II.1.11.
Wraz z określonymi przez OSD warunkami przyłączenia wnioskodawca otrzymuje
projekt umowy o przyłączenie do sieci.
II.1.12.
W przypadkach gdy przyłączenie do sieci OSD, na podstawie opracowanej
ekspertyzy, moŜe wpłynąć na warunki pracy sieci sąsiedniego operatora systemu
dystrybucyjnego, operatorzy dokonują między sobą uzgodnień. W ramach uzgodnień
z sąsiednim operatorem ustala się, czy zakres przebudowy sieci
elektroenergetycznych sąsiedniego operatora wynikający z ekspertyzy, jest ujęty
w jego planie rozwoju lub czy sąsiedni operator planuje moŜliwość realizacji tych
inwestycji. Uzgodnienia te dokonywane są w terminie 14 dni od daty otrzymania
wniosku o uzgodnienie.
II.1.13.
OSD wydając warunki przyłączenia jest odpowiedzialny za dokonanie uzgodnień
pomiędzy operatorami, o których mowa w punkcie II.1.12.
II.1.14.
Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia przez OSD realizacji prac
projektowych i budowlano-montaŜowych na zasadach określonych w tej umowie.
II.1.15.
Umowa o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej OSD powinna zawierać co najmniej:
1) strony zawierające umowę,
2) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia,
3) termin realizacji przyłączenia,
4) wysokość opłaty za przyłączenie oraz sposób jej regulowania,
5) miejsce rozgraniczenia własności sieci OSD i instalacji podmiotu przyłączanego,
6) zakres robót niezbędnych przy realizacji przyłączenia,
7) wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego
parametrów,
8) warunki udostępniania OSD nieruchomości naleŜącej do podmiotu przyłączanego
w celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej do realizacji przyłączenia,
9) przewidywany termin zawarcia umowy, na podstawie której nastąpi dostarczanie
lub pobieranie energii elektrycznej,
10) planowane ilości energii elektrycznej wprowadzanej do i/lub pobieranej z sieci,
11) moc przyłączeniową,
12) ustalenia dotyczące opracowania dokumentu regulującego zasady współpracy
ruchowej z OSD,
13) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, a w szczególności
za opóźnienie terminu realizacji prac w stosunku do ustalonego w umowie,
14) okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania.
II.1.16.
OSD ma prawo do kontroli spełniania przez przyłączane oraz przyłączone do sieci
dystrybucyjnej urządzenia, instalacje i sieci, wymagań określonych w warunkach
przyłączenia, zawartych umowach oraz do kontroli układów pomiarowych
i pomiarowo-rozliczeniowych..
II.1.17.
Szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, o której mowa w punkcie II.1.16.,
reguluje ustawa – Prawo energetyczne oraz rozporządzenia wykonawcze do niej.
II.1.18.
Szczegółowe warunki techniczne jakie powinny spełniać przyłączane do sieci
dystrybucyjnej OSD urządzenia, instalacje, sieci, w tym jednostki wytwórcze,
określają rozdziały II.2. i II.4. oraz załączniki do niniejszej IRiESD.
____________________________________________________________________________________________________________________
12
DALMOR S.A.
II.1.19.
Podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu wyŜszym niŜ 1 kV, a takŜe
w uzasadnionych przypadkach inne podmioty wskazane przez OSD, opracowują
instrukcję współpracy podlegającą uzgodnieniu z OSD przed przyłączeniem
podmiotu do sieci.
II.1.20.
Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej OSD urządzeń,
instalacji i sieci są zobowiązane do projektowania obiektów, urządzeń, instalacji
i sieci zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami oraz w oparciu
o otrzymane warunki przyłączenia.
II.1.21.
W celu umoŜliwienia wykonywania analiz stanu sieci dystrybucyjnej OSD, wskazane
przez OSD podmioty ubiegające się o przyłączenie oraz przyłączone do sieci
dystrybucyjnej przekazują OSD dane określone w rozdziale VII.1.
II.2.
ZASADY WZAJEMNEGO PRZYŁĄCZANIA SIECI DYSTRYBUCYJNYCH
RÓśNYCH OPERATORÓW SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH
II.2.1.
Przedsiębiorstwo „DALMOR” S.A. jest przyłączone do sieci operatora systemu
dystrybucyjnego Energa-Operator S.A. Z przyczyn techniczno – ekonomicznych,
przedsiębiorstwo nie zamierza prowadzić działań dąŜących do wzajemnego
przyłączania sieci róŜnych operatorów systemów dystrybucyjnych lub przyłączania
sieci operatora przesyłowego. Obecne połączenia z siecią OSD Energa-Operator S.A.
są wystarczające i spełniają warunki prowadzenia zadań OSD przez przedsiębiorstwo
„DALMOR” S.A.
II.3.
ZASADY
ODŁĄCZANIA,
WSTRZYMYWANIA
I
WZNOWIENIA
DOSTARCZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ ORAZ ZAPRZESTANIA
DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ
II.3.1.
Zasady odłączania podmiotów od sieci dystrybucyjnej OSD, określone w niniejszym
rozdziale, obowiązują OSD oraz podmioty odłączane, jeŜeli umowa o świadczenie
usług dystrybucji lub umowa kompleksowa nie stanowi inaczej.
II.3.2.
OSD odłącza podmioty od sieci dystrybucyjnej OSD w przypadku:
1) złoŜenia przez podmiot wniosku o odłączenie od sieci dystrybucyjnej,
2) rozwiązania lub wygaśnięcia umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy
kompleksowej,
3) bez wniosku podmiotu, o ile w wyniku przeprowadzenia kontroli, o której mowa
w punkcie II.1.16., OSD stwierdzi wystąpienie przypadków opisanych w punkcie
II.3.5. lub teŜ w przypadku nieuzasadnionej odmowy odbiorcy na zainstalowanie
przedpłatowego układu pomiarowo-rozliczeniowego w przypadkach określonych
w ustawie – Prawo energetyczne.
II.3.3.
Wniosek o odłączenie od sieci dystrybucyjnej OSD składany przez podmiot zawiera
w szczególności:
1) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których dotyczy odłączenie,
2) przyczynę odłączenia,
3) proponowany termin odłączenia.
II.3.4.
OSD ustala termin odłączenia podmiotu od sieci dystrybucyjnej OSD uwzględniający
techniczne moŜliwości realizacji procesu odłączenia podmiotu. Odłączany podmiot
jest zawiadamiany przez OSD o dacie odłączenia, w terminie nie krótszym niŜ 14 dni
od daty planowanego odłączenia, z wyjątkiem przypadków o których mowa
w punktach II.3.5. i II.3.6. W ww. zawiadomieniu OSD informuje podmiot
o warunkach ponownego przyłączenia do sieci, o których mowa w punkcie II.1.2.
____________________________________________________________________________________________________________________
13
DALMOR S.A.
II.3.5.
OSD odłącza podmioty zgodnie z punktem II.3.2. podpunkt 3), o ile w wyniku
przeprowadzenia kontroli stwierdzi:
1) stwarzanie przez instalację znajdującą się u odbiorcy bezpośredniego zagroŜenia
dla Ŝycia, zdrowia albo środowiska,
2) nielegalne pobieranie energii elektrycznej.
II.3.6.
OSD moŜe wstrzymać dostarczanie energii elektrycznej w przypadku, gdy odbiorca
zwleka z zapłatą za pobraną energię elektryczną albo świadczone usługi co najmniej
miesiąc po upływie terminu płatności, pomimo uprzedniego powiadomienia na
piśmie o zamiarze wypowiedzenia umowy i wyznaczenia dodatkowego,
dwutygodniowego terminu do zapłaty zaległych i bieŜących naleŜności.
II.3.7.
OSD bezzwłocznie wznawia dostarczanie energii elektrycznej wstrzymanej
z powodów, o których mowa w punktach II.3.5. i II.3.6., jeŜeli ustaną przyczyny
uzasadniające wstrzymanie jej dostarczania.
II.3.8.
OSD dokonuje zmian w układzie sieci dystrybucyjnej umoŜliwiających odłączenie
podmiotu od sieci. Podmiot odłączany od sieci dystrybucyjnej OSD, uzgadnia z OSD
tryb, terminy oraz warunki niezbędnej przebudowy lub likwidacji majątku
sieciowego będącego własnością podmiotu, wynikające z odłączenia od sieci
dystrybucyjnej.
II.3.9.
OSD uzgadnia z sąsiednimi operatorami systemów dystrybucyjnych, w tym z OSDp,
tryb odłączenia podmiotu, w zakresie w jakim odłączenie podmiotu od sieci
dystrybucyjnej OSD ma wpływ na warunki pracy sieci tych operatorów.
II.3.10.
W niezbędnych przypadkach OSD zapewnia sporządzenie i zatwierdza zgłoszenie
obiektu elektroenergetycznego do odłączenia od sieci dystrybucyjnej OSD,
określające w szczególności:
1) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, których dotyczy
odłączenie,
2) termin odłączenia,
3) dane osoby odpowiedzialnej ze strony OSD za prawidłowe odłączenie podmiotu,
4) sposób odłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, obejmujący: zakres
prac niezbędnych do wykonania przed odłączeniem podmiotu oraz harmonogram
czynności łączeniowych w poszczególnych stacjach elektroenergetycznych,
5) aktualny schemat sieci dystrybucyjnej, obejmujący stacje elektroenergetyczne
oraz linie, w otoczeniu urządzeń, instalacji i sieci odłączanego podmiotu.
II.3.11.
Ponowne przyłączenie do sieci dystrybucyjnej podmiotu, u którego w wyniku
przeprowadzonej kontroli stwierdzono przypadki opisane w punkcie II.3.5. podpunkt
2), moŜe być uzaleŜnione od zmiany lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego
oraz pokrycia przez ten podmiot kosztów przebudowy przyłącza.
II.3.12.
Ponowne przyłączenie podmiotu do sieci dystrybucyjnej odbywa się na zasadach
określonych w punkcie II.1.
II.4.
WYMAGANIA TECHNICZNE DLA URZĄDZEŃ WYTWÓRCZYCH, SIECI,
URZĄDZEŃ
ODBIORCÓW
ORAZ
UKŁADÓW
I
SYSTEMÓW
POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH
II.4.1.
Wymagania ogólne
II.4.1.1.
Przyłączane do sieci dystrybucyjnej OSD urządzenia, instalacje i sieci podmiotów
ubiegających się o przyłączenie muszą spełniać wymagania techniczne
i eksploatacyjne zapewniające:
1) bezpieczeństwo funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
____________________________________________________________________________________________________________________
14
DALMOR S.A.
2) zabezpieczenie
systemu
elektroenergetycznego
przed
uszkodzeniami
spowodowanymi niewłaściwą pracą przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci,
3) zabezpieczenie przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci przed uszkodzeniami
w przypadku awarii lub wprowadzenia ograniczeń w poborze lub dostarczaniu
4) dotrzymanie w miejscu przyłączenia urządzeń, instalacji i sieci parametrów
jakościowych energii elektrycznej,
5) spełnienie wymagań w zakresie ochrony środowiska, określonych w odrębnych
przepisach,
6) moŜliwość dokonywania pomiarów wielkości i parametrów niezbędnych do
prowadzenia ruchu sieci oraz rozliczeń za pobraną energię elektryczną.
II.4.1.2.
Urządzenia, instalacje i sieci, o których mowa w punkcie II.4.1.1., muszą spełniać
takŜe wymagania określone w odrębnych przepisach, w szczególności przepisach:
prawa budowlanego, o ochronie przeciwporaŜeniowej i przeciwprzepięciowej,
o ochronie przeciwpoŜarowej, o systemie oceny zgodności oraz w przepisach
dotyczących technologii wytwarzania energii elektrycznej.
II.4.1.3.
Urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie oraz
podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej OSD nie mogą wprowadzać do
sieci zaburzeń parametrów technicznych energii elektrycznej powyŜej
dopuszczalnych poziomów określonych w warunkach przyłączenia i/lub w punkcie
VII.2., powodujących pogorszenie parametrów jakościowych energii elektrycznej
określonych odpowiednio w rozporządzeniu wydanym na podstawie delegacji
zawartej w ustawie – Prawo energetyczne lub w umowie o świadczenie usług
dystrybucji lub umowie kompleksowej lub zawartych w rozdziale VII niniejszej
IRiESD.
II.4.2.
Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci odbiorców
II.4.2.1.
Urządzenia przyłączone do sieci SN i nN muszą być przystosowane do warunków
zwarciowych w miejscu ich przyłączenia do sieci dystrybucyjnej OSD.
II.4.2.2.
warunki
stosowania
elektroenergetycznej
automatyki
OSD
określa
zabezpieczeniowej (EAZ) przez podmioty przyłączone do sieci SN i nN.
II.4.2.3.
Wymagania techniczne w zakresie EAZ, dla urządzeń, instalacji i sieci
przyłączonych do sieci SN i nN, określone są w punkcie II.4.5.
II.4.3.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych
II.4.3.1.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych są ustalane indywidualnie
pomiędzy wytwórcą a OSD, z uwzględnieniem szczegółowych wymagań
technicznych dla jednostek wytwórczych, przyłączanych do sieci dystrybucyjnej,
określonych w niniejszym rozdziale.
II.4.3.2.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych obejmują, w zaleŜności od
potrzeb, wymagania w zakresie:
1) układów wzbudzania,
2) układów regulacji napięcia,
3) sposobów wykorzystania układów grupowej regulacji napięć jednostek
wytwórczych (ARNE),
4) systemów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,
5) urządzeń regulacji pierwotnej,
6) czasów rozruchu i minimalnej liczby rozruchów w ciągu roku,
7) ograniczników maksymalnych prądów stojana i wirnika,
____________________________________________________________________________________________________________________
15
DALMOR S.A.
8) moŜliwości synchronizacji jednostki wytwórczej z siecią,
9) wytwarzanych mocy czynnych i biernych,
10) wyposaŜenia linii blokowych w układy automatyki,
II.4.3.3.
Wymagania techniczne w zakresie EAZ, dla urządzeń, instalacji i sieci
przyłączonych do sieci SN i nN, określone są w punkcie II.4.5
II.4.4.
Wymagania techniczne dla układów i systemów pomiarowo-rozliczeniowych
II.4.4.1.
Wymagania ogólne
II.4.4.1.1. Wymagania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz układów
pomiarowo-kontrolnych, zwanych dalej wspólnie równieŜ układami pomiarowymi,
określone w niniejszej IRiESD obowiązują z dniem jej wejścia w Ŝycie
w przypadkach:
1) układów pomiarowych nowobudowanych i modernizowanych,
2) układów pomiarowych zainstalowanych u URD będących wytwórcami lub
odbiorcami, którzy po wejściu w Ŝycie niniejszej IRiESD będą chcieli skorzystać
z prawa wyboru sprzedawcy.
Obowiązek dostosowania układów pomiarowych spoczywa na ich właścicielu.
II.4.4.1.2. Urządzenia wchodzące w skład kaŜdego układu pomiarowo-rozliczeniowego muszą
spełniać wymagania prawa, a w szczególności posiadać legalizację i/lub certyfikat
zgodności z wymaganiami zasadniczymi (MID) i/lub homologację, zgodnie
z wymaganiami określonymi dla danego urządzenia.
Przekładniki prądowe i napięciowe podlegają sprawdzeniu przed zainstalowaniem.
Dla urządzeń wcześniej uŜytkowanych, właściciel przekładników dostarcza protokół
ze sprawdzenia potwierdzający poprawność i zgodność danych znamionowych oraz
oznaczeń przekładnika ze stanem faktycznym, który wraz z wcześniej wystawionym
świadectwem legalizacji, protokołem lub świadectwem badań kontrolnych
przekazuje do OSD.
II.4.4.1.3. Układy pomiarowe półpośrednie i pośrednie muszą być wyposaŜone w przekładniki
pomiarowe w kaŜdej z trzech faz oraz w liczniki trójsystemowe.
II.4.4.1.4. Układy pomiarowe muszą być zainstalowane:
1) w przypadku wytwórców – po stronie górnego napięcia transformatorów
blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych,
2) w przypadku odbiorców – na napięciu sieci, do której dany odbiorca jest
przyłączony,
3) w innych lokalizacjach, niŜ podane w punktach 1) i 2), w miejscach określonych
w warunkach przyłączenia lub umowie o świadczenie usług dystrybucji.
II.4.4.1.5. Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej, będące Uczestnikami Rynku
Bilansującego, instalują dla celów kontrolnych, bilansowych i rozliczeniowych
układy pomiarowe energii elektrycznej zgodnie z wymaganiami określonymi przez
Operatora Systemu Przesyłowego w IRiESP.
II.4.4.1.6. OSD wraz z OSDp uzgadnia wspólne protokoły pobierania oraz przetwarzania
danych pomiarowych z Lokalnego Systemu Pomiarowo-Rozliczeniowego (LSPR),
dla potrzeb transmisji danych do OSP i ich zabezpieczenia przed utratą danych.
II.4.4.1.7. Operatorzy systemów dystrybucyjnych uzgadniają wspólny protokół transmisji
danych pomiarowych pomiędzy sobą oraz określają standard protokołu transmisji
obowiązujący wszystkie podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej.
____________________________________________________________________________________________________________________
16
DALMOR S.A.
II.4.4.1.8. OSD dopuszcza wykorzystanie koncentratorów pomiarowych i liczników
wyposaŜonych w wyjścia impulsowe. Zastosowane koncentratory muszą umoŜliwiać
wymianę informacji z LSPR.
II.4.4.1.9. Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowych dzieli się na 4
kategorie:
1) kat. B1 – układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
przyłączonych na napięciu niŜszym niŜ 110 kV i wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy
umownej powyŜej 300 kW,
2) kat. B2 – układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
przyłączonych na napięciu niŜszym niŜ 110 kV i wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy
umownej nie większej niŜ 300 kW,
3) kat. C1 – układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie
wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy przyłączeniowej mniejszej niŜ 40 kW lub prądzie
znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym mniejszym
niŜ 63 A,
4) kat. C2 – układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie
wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie mniejszej niŜ 40 kW lub
prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym
większym niŜ 63 A,
II.4.4.1.10.Liczniki energii elektrycznej powinny posiadać, co najmniej klasę dokładności
odpowiednią dla kategorii pomiaru oraz umoŜliwiać:
1) dwukierunkowy pomiar energii czynnej oraz biernej dla wytwórców i odbiorców
posiadających źródła wytwórcze mierzony w czterech kwadrantach z rejestracją
profili obciąŜenia,
2) jednokierunkowy pomiar energii czynnej i dwukierunkowy pomiar energii biernej
z rejestracją profili obciąŜenia dla odbiorców nie posiadających źródeł
wytwórczych oraz mocy przyłączeniowej nie mniejszej niŜ 40 kW,
3) jednokierunkowy pomiar energii czynnej, a w uzasadnionych przypadkach
pomiar energii biernej – dotyczy tylko układów pomiarowo-rozliczeniowych
odbiorców zaliczonych do kategorii C1.
II.4.4.1.11.Dla układów pomiarowych zaliczonych do kategorii B1 wymagane jest stosowanie
dwóch układów: układu pomiarowo-rozliczeniowego i układu pomiarowokontrolnego.
II.4.4.1.12.Miejsce zainstalowania układu pomiarowego określa OSD w warunkach przyłączenia
lub umowie o świadczenie usług dystrybucji lub umowie kompleksowej.
II.4.4.1.13.Przekładniki prądowe powinny być tak dobrane, aby prąd pierwotny wynikający
z mocy umownej mieścił się w granicach od 20% do 120% ich prądu znamionowego.
Przekładniki prądowe i napięciowe powinny być tak dobrane, aby obciąŜenie strony
wtórnej zawierało się między 25% a 100% wartości nominalnej mocy uzwojeń/rdzeni
przekładników. W przypadku wystąpienia konieczności obciąŜenia rdzenia
pomiarowego jako obciąŜenie naleŜy zastosować atestowane rezystory instalowane
w obwodach przystosowanych do plombowania.
II.4.4.1.14.Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiarowych nie
moŜna przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii elektrycznej oraz
w uzasadnionych przypadkach rezystorów dociąŜających.
II.4.4.1.15.Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych
w układach pomiarowych podstawowych i rezerwowych powinien być ≤5.
____________________________________________________________________________________________________________________
17
DALMOR S.A.
II.4.4.1.16.Wszystkie elementy członu zasilającego oraz osłony i urządzenia wchodzące w skład
układu pomiarowego energii elektrycznej muszą być przystosowane do
plombowania.
II.4.4.1.17.W przypadku zmiany mocy umownej powodującej zmianę kwalifikacji układu
pomiarowego do kategorii określonej w punkcie II.4.4.1.9., dostosowanie układu do
wymagań nowej kategorii spoczywa na właścicielu układu pomiarowego.
II.4.4.1.18.W przypadku zmiany charakteru odbioru, OSD moŜe nakazać wprowadzenie zmian
w istniejącym układzie pomiarowo-rozliczeniowym (np. pomiar energii biernej lub
strat).
II.4.4.2.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kat. B
II.4.4.2.1. Dla układów pomiarowych kategorii B1, o których mowa w punkcie II.4.4.1.9.,
powinny być spełnione następujące wymagania:
1) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć
rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niŜ 0,5 słuŜące
do pomiaru energii czynnej,
2) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny
mieć klasę nie gorszą niŜ 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 1 dla energii
biernej,
3) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny mieć
klasę nie gorszą niŜ 1 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 3 dla energii biernej,
4) układy pomiarowe powinny umoŜliwiać rejestrowanie i przechowywanie
w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co
najmniej 40 dni i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,
5) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego
co najmniej raz na dobę oraz podtrzymania zasilania ze źródeł zewnętrznych,
6) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych
pomiarowych co najmniej raz na dobę,
7) powinien być moŜliwy lokalny, pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku
awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
II.4.4.2.2. Dla układów pomiarowych kategorii B2 powinny być spełnione następujące
wymagania:
rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niŜ 0,5 słuŜące
do pomiaru energii czynnej,
mieć klasę nie gorszą niŜ 1 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 2 dla energii
biernej,
4) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych
pomiarowych,
II.4.4.3.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kat. C
II.4.4.3.1. Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C1, o których mowa w punkcie
II.4.4.1.9., są następujące:
mieć klasę dokładności nie gorszą niŜ 2 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej,
____________________________________________________________________________________________________________________
18
DALMOR S.A.
2) OSD moŜe zadecydować o konieczności:
a) realizowania przez układ pomiarowy rejestracji i przechowywania w pamięci
pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut, przez co najmniej 40
dni,
b) realizowania przez układ pomiarowy transmisji danych pomiarowych,
c) pomiaru mocy i energii biernej.
II.4.4.3.2. Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C2 są następujące:
rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niŜ 1 słuŜące do
pomiaru energii czynnej,
mieć klasę nie gorszą niŜ 1 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 2 dla energii
biernej,
4) OSD decyduje o konieczności wyposaŜenia układów kategorii C2 w urządzenia
umoŜliwiające zdalną transmisje danych pomiarowych,
II.4.5.
Wymagania techniczne dla układów elektroenergetycznej
zabezpieczeniowej i urządzeń współpracujących
automatyki
II.4.5.1.
Wymagania i zalecenia dotyczące układów EAZ obowiązują OSD oraz podmioty
przyłączone do sieci dystrybucyjnej.
II.4.5.2.
Poszczególne elementy sieci dystrybucyjnej naleŜy wyposaŜyć w urządzenia EAZ
niezbędne do samoczynnej, selektywnej likwidacji zakłóceń sieciowych.
II.4.5.3.
Nastawienia automatyk i zabezpieczeń urządzeń i instalacji podmiotów
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej muszą być skoordynowane z nastawieniami
automatyki zabezpieczeniowej sieci dystrybucyjnej.
II.4.5.4.
OSD określa indywidualnie rodzaj lub warunki współpracy automatyk i zabezpieczeń
oraz środków ochrony przeciwporaŜeniowej, stosowanych przez podmioty
przyłączane do sieci SN i nN, przy wydaniu lub określaniu warunków przyłączenia
oraz przy zmianie warunków pracy sieci dystrybucyjnej.
II.4.5.5.
Ogólne wymagania stawiane nowo wybudowanym i modernizowanym urządzeniom
EAZ, podyktowane względami niezawodnościowymi, są następujące:
1) naleŜy stosować przynajmniej dwa niezaleŜne zestawy zabezpieczeń dla
poszczególnych elementów sieci dystrybucyjnej, przy czym wyjątek stanowią:
zabezpieczenia szyn zbiorczych i układy lokalnej rezerwy wyłącznikowej oraz
zabezpieczenia sieci SN,
2) w celu zapewnienia niezaleŜności poszczególnych zestawów zabezpieczeń, kaŜde
z nich powinno współpracować z oddzielnymi obwodami pomiarowymi
prądowymi i napięciowymi, obwodami napięcia pomocniczego (sterowniczymi)
oraz obwodami wyłączającymi (cewkami wyłączającymi),
3) w celu zapewnienia wysokiej dyspozycyjności urządzeń EAZ naleŜy stosować
urządzenia realizujące funkcje ciągłej kontroli i samotestowania,
4) zabezpieczenia podstawowe naleŜy wyposaŜać w układy kontroli ciągłości
obwodów wyłączania,
5) w uzasadnionych przypadkach naleŜy stosować urządzenia do synchronizacji.
____________________________________________________________________________________________________________________
19
DALMOR S.A.
III.
WARUNKI KORZYSTANIA Z SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
III.1.
CHARAKTERYSTYKA KORZYSTANIA Z SIECI DYSTRYBUCYJNYCH
III.1.1.
Korzystanie z sieci dystrybucyjnej umoŜliwia realizację dostaw energii elektrycznej
w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących standardów
jakościowych.
III.1.2.
OSD na zasadach równoprawnego traktowania oraz na zasadach i w zakresie
wynikającym z obowiązujących przepisów prawa i IRiESD, świadczy usługi
dystrybucji, zapewniając wszystkim uŜytkownikom systemu zaspokojenie
uzasadnionych potrzeb w zakresie dystrybucji energii elektrycznej.
III.1.3.
W zakresie dystrybucji energii elektrycznej OSD w szczególności:
1) dokonuje transportu energii elektrycznej wprowadzanej do lub odbieranej
z miejsc dostarczania określonych w umowie o świadczenie usług dystrybucji
energii elektrycznej lub umowie kompleksowej,
2) zapewnia długoterminową zdolność systemu dystrybucyjnego do zaspokojenia
uzasadnionych potrzeb w zakresie dystrybucji energii elektrycznej poprzez
naleŜyty rozwój, rozbudowę, eksploatacje, konserwację i remonty infrastruktury
sieciowej w zakresie sieci dystrybucyjnej,
3) przekazuje dane pomiarowo-rozliczeniowe, niezbędne do prowadzenia procesu
rozliczeń pomiędzy OSD i uŜytkownikami systemu oraz pomiędzy
uŜytkownikami sytemu.
III.2.
WARUNKI ŚWIADCZENIA PRZEZ OSD USŁUG DYSTRYBUCJI ENERGII
ELEKTRYCZNEJ
III.2.1.
Świadczenie usług dystrybucji odbywa się na podstawie umowy oświadczenie usług
dystrybucji lub umowy kompleksowej oraz na warunkach określonych w koncesji
OSD na dystrybucję energii elektrycznej, IRiESD i Taryfie OSD.
III.2.2.
Podmiot zainteresowany korzystaniem z usług dystrybucji energii elektrycznej
świadczonych przez OSD jest zobowiązany złoŜyć wniosek o zawarcie umowy
o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub umowy kompleksowej.
III.2.3.
ZłoŜenie wniosku o zawarcie umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy
kompleksowej odbywa się zgodnie z procedurą opisaną w IRiESD w części
dotyczącej bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami
systemowymi (zwanej dalej IRiESD-Bilansowanie).
III.2.4.
OSD opracowuje i na swojej stronie internetowej udostępnia uŜytkownikom systemu
wzory umów o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub umów
kompleksowych, właściwe dla poszczególnych grup (typów) uŜytkowników systemu
dystrybucyjnego.
III.2.5.
UŜytkownicy sytemu dystrybucyjnego wnoszą do OSD opłatę za świadczone przez
OSD usługi dystrybucji energii elektrycznej. Opłata ta jest naliczana zgodnie z Taryfą
OSD zatwierdzoną przez Prezesa URE.
III.3.
STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UśYTKOWNIKÓW SYSTEMU
III.3.1.
Postanowienia ogólne
III.3.1.1.
OSD świadczy usługi dystrybucji na zasadzie równoprawnego traktowania
wszystkich uŜytkowników systemu.
____________________________________________________________________________________________________________________
20
DALMOR S.A.
III.3.1.2.
W celu realizacji powyŜszego obowiązku OSD w szczególności:
1) opracowuje i udostępnia wzory wniosków i umów oraz IRiESD,
2) publikuje na swojej stronie internetowej informacje, których obowiązek
publikacji wynika z powszechnie obowiązujących przepisów, decyzji
administracyjnych i IRiESD.
III.3.1.3.
Ustala się następujące standardy jakościowe obsługi odbiorców:
1) przyjmowanie od odbiorców, przez całą dobę, zgłoszeń i reklamacji związanych
z dostarczaniem energii elektrycznej,
2) bezzwłoczne przystępowanie do usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii
elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci,
3) udzielanie odbiorcom, na ich Ŝądanie, informacji o przewidywanym terminie
wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii
w sieci,
4) powiadamianie odbiorców, z co najmniej pięciodniowym wyprzedzeniem,
o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej,
w formie indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za
pomocą innego środka komunikowania się,
5) informowanie na piśmie, z co najmniej:
a) tygodniowym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu
znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, o zamierzonej zmianie nastawień
w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na
współpracę ruchową sieci,
b) rocznym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu
znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV, o konieczności dostosowania instalacji
do zmienionego napięcia znamionowego, podwyŜszonego poziomu prądów
zwarcia i innych warunków funkcjonowania sieci,
c) 3-letnim wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu
znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, o konieczności dostosowania instalacji do
zmienionego napięcia znamionowego, podwyŜszonego poziomu prądów
zwarcia lub zmianie innych warunków funkcjonowania sieci;
6) odpłatne podejmowanie stosownych czynności w sieci w celu umoŜliwienia
bezpiecznego wykonania, przez odbiorcę lub inny podmiot, prac w obszarze
oddziaływanie tej sieci,
7) nieodpłatne udzielanie informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych
taryf,
8) rozpatrywanie wniosków i reklamacji odbiorcy w sprawie rozliczeń i udzielanie
odpowiedzi, nie później niŜ w terminie 14 dni od dnia złoŜenia wniosku lub
zgłoszenia reklamacji, chyba Ŝe w umowie między stronami określono inny
termin, z wyłączeniem spraw określonych w podpunkcie 9), które są
rozpatrywane w terminie 14 dni od zakończenia stosownych kontroli i pomiarów,
9) na wniosek odbiorcy, w miarę moŜliwości technicznych i organizacyjnych,
dokonywanie sprawdzenia dotrzymania parametrów technicznych energii
elektrycznej, dostarczanej z sieci, określonych w aktach wykonawczych do
ustawy – Prawo energetyczne lub w umowie lub niniejszej IRiESD, poprzez
wykonanie odpowiednich pomiarów. W przypadku zgodności zmierzonych
parametrów ze standardami określonymi w aktach wykonawczych do ustawy –
Prawo energetyczne lub w umowie lub niniejszej IRiESD, koszty sprawdzenia
i pomiarów ponosi odbiorca na zasadach określonych w Taryfie OSD.
III.3.1.4.
Na Ŝądanie odbiorcy OSD dokonuje sprawdzenia prawidłowości działania układu
pomiarowo-rozliczeniowego na zasadach i w terminach określonych w ustawie –
Prawo energetyczne oraz aktach wykonawczych do niej.
____________________________________________________________________________________________________________________
21
DALMOR S.A.
III.3.1.5.
OSD udziela informacji uŜytkownikom systemu oraz podmiotom ubiegającym się
o przyłączenie do sieci na temat świadczonych usług dystrybucyjnych oraz zasad
i procedur zmiany sprzedawcy.
III.3.1.6.
Informacje ogólne udostępnione są przez OSD:
1) w niniejszej IRiESD opublikowanej na stronie internetowej OSD,
2) w siedzibie OSD.
III.3.1.7.
Informacje szczegółowe udzielane są na zapytanie odbiorcy złoŜone pisemnie
następującymi drogami:
1) osobiście w siedzibie OSD,
2) listownie na adres OSD,
3) pocztą elektroniczną,
4) faksem,
lub telefonicznie pod numerami telefonów zamieszczonymi na stronie internetowej
OSD.
III.3.1.8.
Odpowiedzi na zapytanie złoŜone pisemnie w formie listownej lub elektronicznej
przez odbiorcę, OSD udziela w terminie 14 dni od daty wpłynięcia zapytania.
III.3.2.
Postępowanie reklamacyjne
III.3.2.1.
Reklamacje podmiotów zobowiązanych do stosowania IRiESD powinny być
zgłaszane w formie pisemnej na adres siedziby OSD.
III.3.2.2.
Skierowanie przez podmiot reklamacji do OSD powinno zawierać w szczególności:
1) dane adresowe podmiotu,
2) datę zaistnienia oraz opis i przyczynę okoliczności stanowiących podstawę
reklamacji wraz z uzasadnieniem,
3) dokumenty uzasadniające Ŝądanie.
III.3.2.3.
OSD rozstrzyga zgłoszoną reklamację w terminie nie dłuŜszym niŜ 14 dni od daty
otrzymania zgłoszenia reklamacji. Rozstrzygnięcie reklamacji w formie pisemnej
wraz z uzasadnieniem jest przesyłane listem poleconym.
III.3.2.4.
JeŜeli rozstrzygnięcie reklamacji przez OSD zgodnie z punktem III.3.2.3. w całości
lub w części nie jest satysfakcjonujące dla podmiotu zgłaszającego, to podmiot ten
ma prawo w terminie 14 dni od dnia otrzymania rozstrzygnięcia, wystąpić pisemnie
do OSD z wnioskiem o ponowne rozpatrzenie reklamacji. Wniosek ten powinien
zawierać:
1) zakres nieuwzględnionego przez OSD Ŝądania,
2) dane przedstawicieli podmiotu upowaŜnionych do prowadzenia negocjacji.
III.3.2.5.
OSD rozstrzyga wniosek o ponowne rozpatrzenie reklamacji w terminie
nieprzekraczającym 60 dni od daty jego otrzymania. OSD rozpatruje przedmiotowy
wniosek po przeprowadzeniu negocjacji z upowaŜnionymi przedstawicielami
podmiotu zgłaszającego reklamację i moŜe ją uwzględnić w całości lub w części lub
podtrzymać swoje wcześniejsze stanowisko. OSD przesyła rozstrzygniecie wniosku
w formie pisemnej, listem poleconym.
III.3.2.6.
JeŜeli reklamacje prowadzące do sporu pomiędzy OSD, a podmiotem zgłaszającym
Ŝądanie nie zostaną uwzględnione w trakcie opisanego powyŜej postępowania
reklamacyjnego, Strony sporu mogą zgłosić spór do rozstrzygnięcia przez sąd,
zgodnie z zapisami zawartymi w stosownej umowie wiąŜącej OSD i podmiot
składający reklamację.
____________________________________________________________________________________________________________________
22
DALMOR S.A.
III.3.2.7.
IV.
Skierowanie sprawy do rozstrzygnięcia zgodnie z zapisami umowy, o której mowa
w punkcie III.3.2.6., musi być poprzedzone procedurą reklamacyjną zgodnie
z powyŜszymi postanowieniami.
EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI
IV.1.
ZASADY I STANDARDY TECHNICZNE EKSPLOATACJI
IV.1.1.
Przepisy ogólne
IV.1.1.1. Urządzenia przyłączone do sieci dystrybucyjnej OSD muszą spełniać warunki
legalizacji, uzyskania homologacji i/lub certyfikatów, znaku CE oraz innych
wymagań określonych odrębnymi przepisami.
Projektowanie oraz eksploatacja urządzeń, instalacji i sieci powinny zapewniać
racjonalne i oszczędne zuŜycie paliw lub energii przy zachowaniu:
1) niezawodności współdziałania z siecią,
2) bezpieczeństwa obsługi i otoczenia po spełnieniu wymagań ochrony środowiska,
3) zgodności z wymaganiami odrębnych przepisów, a w szczególności przepisów:
prawa budowlanego, o ochronie przeciwporaŜeniowej, o ochronie
przeciwpoŜarowej, o dozorze technicznym oraz Polskich Norm wprowadzonych
do obowiązkowego stosowania.
IV.1.1.2. Zasady i standardy techniczne eksploatacji sieci dystrybucyjnej OSD obejmują
zagadnienia związane z:
1) przyjmowaniem urządzeń, instalacji i sieci do eksploatacji,
2) prowadzeniem zabiegów eksploatacyjnych,
3) przekazywaniem urządzeń, instalacji i sieci do remontu lub wycofywaniem
z eksploatacji,
4) dokonywaniem uzgodnień z OSDp przy wykonywaniu prac eksploatacyjnych,
5) prowadzeniem dokumentacji technicznej i prawnej.
IV.1.1.3. Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci odpowiada za ich naleŜyty stan techniczny,
w tym za prawidłowe ich utrzymanie oraz prowadzenie eksploatacji poprzez m.in.
wykonywanie oględzin, przeglądów, konserwacji i remontów oraz badań, pomiarów
i prób eksploatacyjnych.
Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci moŜe na podstawie umowy powierzyć
prowadzenie eksploatacji swoich urządzeń, instalacji lub sieci innemu podmiotowi,
z uwzględnieniem zasad określonych w niniejszej IRiESD.
IV.1.1.4. Dopuszcza się w umowie zawartej pomiędzy właścicielem urządzeń, instalacji lub
sieci oraz OSD, uzgodnienie innych niŜ określone w IRiESD standardów eksploatacji
urządzeń, instalacji lub sieci.
IV.1.1.5. OSD prowadzi eksploatację urządzeń elektroenergetycznych zgodnie z zapisami
niniejszej IRiESD oraz w oparciu o zasady i instrukcje eksploatacji sieci, instalacji,
grup urządzeń lub poszczególnych urządzeń, w tym układów automatyki
i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych.
IV.1.1.6. Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej OSD zobowiązane są do
eksploatowania sieci, urządzeń i instalacji będących ich własnością w sposób nie
zagraŜający bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego. Granicę eksploatacji sieci,
urządzeń i instalacji (w tym układy automatyki zabezpieczeniowej, telemechaniki
i układy pomiarowo-rozliczeniowe), a tym samym obowiązek utrzymywania tych
____________________________________________________________________________________________________________________
23
DALMOR S.A.
elementów w naleŜytym stanie technicznym, reguluje umowa o świadczenie usług
dystrybucji lub umowa kompleksowa.
OSD moŜe zaŜądać od podmiotu, któremu świadczy usługi dystrybucji wglądu
w dokumentację eksploatacyjną potwierdzającą terminowość i zakres prowadzonych
prac eksploatacyjnych sieci, urządzeń i instalacji, których stan techniczny moŜe mieć
wpływ na pracę sieci dystrybucyjnej.
IV.1.2.
Przyjmowanie urządzeń, instalacji i sieci do eksploatacji
IV.1.2.1. Przyjęcie do eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci nowych, przebudowanych i po
remoncie następuje po przeprowadzeniu prób i pomiarów oraz stwierdzeniu
spełnienia warunków określonych w niniejszej IRiESD, zawartych umowach,
a takŜe warunków zawartych w dokumentacji projektowej i fabrycznej. Ponadto
przyjmowane do eksploatacji urządzenia, instalacje i sieci, w zaleŜności od potrzeb,
powinny posiadać wymaganą dokumentację prawną i techniczną.
IV.1.2.2. Jednostki wytwórcze (awaryjne agregaty prądotwórcze), transformatory SN/nN,
rozdzielnie o napięciu znamionowym 15 kV oraz inne urządzenia określone przez
OSD przyłączane lub przyłączone do sieci SN i nN, po dokonaniu remontu lub
modernizacji, przed przyjęciem do eksploatacji są poddawane specjalnej procedurze
przy wprowadzaniu do eksploatacji, np. ruchowi próbnemu.
IV.1.2.3. Specjalne procedury, o których mowa w punkcie IV.1.2.2., są ustalane pomiędzy
właścicielem lub podmiotem prowadzącym eksploatację urządzeń, OSD
i wykonawcą prac, z uwzględnieniem wymagań producenta urządzeń.
IV.1.2.4. Właściciel urządzeń, instalacji i sieci w uzgodnieniu z OSD dokonuje odbioru
urządzeń, instalacji i sieci oraz sporządza protokół stwierdzający spełnianie przez
przyjmowane do eksploatacji urządzenia, instalacje i sieci wymagań określonych
w niniejszej IRiESD.
OSD, w przypadku gdy nie jest właścicielem uruchamianych urządzeń, instalacji
i sieci, zastrzega sobie prawo sprawdzenia urządzeń, instalacji i sieci, przyłączanych
do sieci, której jest operatorem.
IV.1.3.
Przekazywanie urządzeń do remontu lub wycofywanie z eksploatacji
IV.1.3.1. Przekazywanie urządzeń do remontu lub wycofanie z eksploatacji następuje na
podstawie decyzji właściciela urządzeń.
IV.1.3.2. Data i sposób przekazania urządzeń do remontu lub wycofania z eksploatacji naleŜy
uzgodnić z OSD.
IV.1.4.
Uzgadnianie prac eksploatacyjnych z OSD
IV.1.4.1. Wszystkie prace wykonywane w sieci dystrybucyjnej OSD, są prowadzone
w uzgodnieniu z OSD, odpowiedzialnym za prowadzenie ruchu sieci dystrybucyjnej.
IV.1.4.2. W przypadku powierzenia prowadzenia eksploatacji urządzeń, instalacji lub sieci
innemu podmiotowi, szczegółowe zasady i terminy dokonywania uzgodnień prac
eksploatacyjnych z OSD reguluje umowa.
IV.1.4.3. OSD dokonuje niezbędnych uzgodnień planowanych prac eksploatacyjnych
w zakresie, w jakim mogą one mieć wpływ na pracę sieci, której ruch prowadzą inni
operatorzy.
____________________________________________________________________________________________________________________
24
DALMOR S.A.
IV.1.5.
Dokumentacja techniczna i prawna
IV.1.5.1. Właściciel obiektu elektroenergetycznego lub urządzenia prowadzi i na bieŜąco
aktualizuje następującą dokumentację:
1) dla obiektu elektroenergetycznego – dokumentację techniczną i prawną,
2) dla urządzeń – dokumentację techniczną.
IV.1.5.2. Dokumentacja techniczna w zaleŜności od potrzeb, rodzaju obiektu, urządzenia lub
grupy urządzeń obejmuje między innymi:
1) dokumentację powykonawczą,
2) w zaleŜności od potrzeb, protokół zakwalifikowania pomieszczeń i ich stref lub
przestrzeni zewnętrznych do kategorii niebezpieczeństwa poŜarowego
i zagroŜenia wybuchem,
3) dokumentację fabryczną urządzenia, w tym: świadectwa, karty gwarancyjne,
fabryczne instrukcje obsługi, opisy techniczne, rysunki konstrukcyjne,
montaŜowe i zestawieniowe,
4) dokumentację związaną z ochroną środowiska naturalnego,
5) dokumentację eksploatacyjną i ruchową.
IV.1.5.3. Dokumentacja eksploatacyjna i ruchowa w zaleŜności od potrzeb, rodzaju obiektu,
urządzenia lub grupy urządzeń obejmuje między innymi:
1) dokumenty przyjęcia do eksploatacji, w tym protokoły przeprowadzonych prób,
2) instrukcję eksploatacji wraz z niezbędnymi załącznikami,
3) dokumenty dotyczące oględzin, przeglądów, konserwacji, napraw i remontów,
w tym dokumenty dotyczące rodzaju i zakresu uszkodzeń i napraw,
4) protokoły zawierające wyniki przeprowadzonych prób i pomiarów,
5) wykaz niezbędnych części zamiennych,
6) dokumenty z przeprowadzonej oceny stanu technicznego,
7) dziennik operacyjny,
8) schemat elektryczny obiektu,
9) wykaz nastawień zabezpieczeń i automatyki,
10) wykaz osób upowaŜnionych do realizacji operacji ruchowych,
11) karty przełączeń,
12) ewidencję załoŜonych uziemień,
13) programy łączeniowe.
IV.1.5.4. Instrukcja eksploatacji obiektu, urządzenia lub grupy urządzeń jest ustalana przez
właściciela. W zaleŜności od potrzeb i rodzaju obiektu, urządzenia lub grupy
urządzeń, zawiera miedzy innymi:
1) ogólną charakterystykę urządzenia,
2) niezbędne warunki eksploatacji urządzenia,
3) określenie czynności związanych z uruchomieniem, obsługą w czasie pracy
i zatrzymaniem urządzenia w warunkach normalnej eksploatacji,
4) wymagania w zakresie konserwacji i napraw,
5) zasady postępowania w razie awarii, poŜaru i w przypadku innych zakłóceń
w pracy urządzenia,
6) zakresy wykonywania zapisów ruchowych, w tym wskazań aparatury kontrolnopomiarowej,
7) zakresy przeprowadzania oględzin, przeglądów oraz prób i pomiarów,
8) wymagania dotyczące ochrony przed poraŜeniem, poŜarem, wybuchem oraz inne
wymagania w zakresie bezpieczeństwa obsługi i otoczenia,
9) wymagania dotyczące kwalifikacji osób zajmujących się eksploatacją,
10) wykaz niezbędnego sprzętu ochronnego oraz informacje o środkach łączności,
11) wymagania związane z ochroną środowiska.
____________________________________________________________________________________________________________________
25
DALMOR S.A.
IV.1.5.5. Dokumentacja prawna obiektu elektroenergetycznego powinna
w szczególności:
1) wymagane przepisami prawa decyzje, pozwolenia i zgłoszenia,
2) dokumenty stwierdzające stan prawno-własnościowy nieruchomości,
IV.1.6.
zawierać
Rezerwa urządzeń i części zapasowych
IV.1.6.1. OSD, w zakresie posiadanego majątku, zapewnia rezerwy urządzeń i części
zapasowych, niezbędne z punktu widzenia bezpiecznej pracy systemu
elektroenergetycznego.
IV.1.6.2. W przypadku powierzenia OSD prowadzenia eksploatacji przez właściciela
urządzeń, zawarta umowa powinna regulować zasady utrzymywania niezbędnej
rezerwy urządzeń i części zapasowych.
IV.1.7.
Wymiana informacji eksploatacyjnych
IV.1.7.1. Podmioty prowadzące eksploatację sieci dystrybucyjnej oraz urządzeń, instalacji
i sieci przyłączonych do sieci dystrybucyjnej wymieniają wzajemnie informacje
eksploatacyjne. Odbiorcy i wytwórcy mogą uzyskać informacje eksploatacyjne
o sieci dystrybucyjnej w zakresie ograniczonym bezpieczeństwem pracy ich urządzeń
i instalacji.
IV.1.7.2. Wymiana informacji eksploatacyjnych obejmuje w zaleŜności od potrzeb:
1) informacje niezbędne do sporządzenia schematów sieci dystrybucyjnej,
2) wyniki oględzin, przeglądów i oceny stanu technicznego,
3) wyniki pomiarów i prób eksploatacyjnych,
4) parametry obiektów, urządzeń i sieci zmienione w wyniku podjęcia działań
eksploatacyjnych,
5) informacje związane z elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową,
6) imienne wykazy osób, wraz z danymi teleadresowymi, odpowiedzialnych za
podejmowanie działań eksploatacyjnych.
IV.1.7.3. Informacje eksploatacyjne, o których mowa w punkcie IV.1.7.2., są aktualizowane
i przekazywane na bieŜąco w taki sposób, aby zapewniały prawidłową organizację
prac eksploatacyjnych.
IV.1.7.4. OSD oraz
podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej stosują jednolite
nazewnictwo i numerację swoich obiektów i urządzeń.
IV.1.7.5. Spory wynikające z proponowanego nazewnictwa i numeracji w zakresie sieci
dystrybucyjnej 15 kV i 0,4 kV rozstrzyga OSD.
IV.1.7.6. OSD sporządza i aktualizuje schematy sieci dystrybucyjnej.
IV.1.8.
Ochrona środowiska naturalnego
IV.1.8.1. OSD oraz podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej są zobowiązane do
przestrzegania zasad ochrony środowiska, określonych odrębnymi przepisami
i normami.
IV.1.8.2. OSD oraz podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej stosują środki techniczne
i organizacyjne ograniczające wpływ pracy urządzeń elektrycznych na środowisko
naturalne.
IV.1.8.3. Właściciel urządzeń zapewnia przestrzeganie zasad ochrony środowiska przy
utylizacji substancji szkodliwych wykorzystywanych w obiektach i urządzeniach
sieci dystrybucyjnej oraz zgodną z przepisami ochrony środowiska wycinkę drzew
i gałęzi wokół obiektów i urządzeń sieci dystrybucyjnej.
____________________________________________________________________________________________________________________
26
DALMOR S.A.
IV.1.8.4. Dokumentacja projektowa i eksploatacyjna obiektów i urządzeń sieci dystrybucyjnej
jest uzgadniana w zakresie wymogów ochrony środowiska z właściwymi organami
administracji, jeśli uzgodnienia takie są wymagane odrębnymi przepisami.
IV.1.9.
Ochrona przeciwpoŜarowa
IV.1.9.1. Właściciel urządzeń, instalacji i sieci zapewnia ich ochronę przeciwpoŜarową
zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami.
IV.1.9.2. W uzasadnionych przypadkach właściciel zapewnia opracowanie instrukcji
przeciwpoŜarowych dla urządzeń, instalacji i sieci.
IV.1.10.
Planowanie prac eksploatacyjnych
IV.1.10.1. OSD opracowuje roczne plany prac eksploatacyjnych dla urządzeń, instalacji i sieci
dystrybucyjnej, obejmujące:
1) oględziny, przeglądy oraz pomiary i próby eksploatacyjne,
2) konserwacje i remonty,
3) prace planowane przez podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej OSD, o ile
mogą one mieć wpływ na pracę sieci dystrybucyjnej.
IV.1.10.2. Poza pracami przewidywanymi w rocznym planie prac eksploatacyjnych, OSD
zapewnia realizację doraźnych prac eksploatacyjnych, mających na celu naprawę
szkód zagraŜających prawidłowemu funkcjonowaniu urządzeń, instalacji i sieci
dystrybucyjnej lub stwarzających zagroŜenie dla bezpieczeństwa ludzi i środowiska
naturalnego.
IV.1.10.3. Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej OSD, uzgadniają z OSD prace
eksploatacyjne w zakresie, w jakim mogą mieć wpływ na ruch i eksploatację sieci
dystrybucyjnej.
IV.1.10.4. Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń
elementów sieci dystrybucyjnej OSD, są zobowiązane do przestrzegania zasad i trybu
planowania wyłączeń w sieci dystrybucyjnej ustalonego przez OSD w rozdziale V.6.
IV.1.10.5. Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń
elementów sieci dystrybucyjnej OSD, przekazują do OSD zgłoszenia wyłączeń
elementów sieci. Zawartość i terminy przekazywania zgłoszeń określono w rozdziale
V.6.
IV.1.11.
Warunki bezpiecznego wykonywania prac
IV.1.11.1. OSD opracowuje instrukcję organizacji bezpiecznej pracy, obowiązującą osoby
eksploatujące jego urządzenia, instalacje i sieci.
IV.1.11.2. Pracownicy zatrudnieni przy eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci
elektroenergetycznych powinni posiadać odpowiednie kwalifikacje i spełniać
określone wymagania zdrowotne oraz być przeszkoleni do pracy na zajmowanych
stanowiskach.
IV.2.
ZASADY DOKONYWANIA OGLĘDZIN, PRZEGLĄDÓW, OCENY STANU
TECHNICZNEGO ORAZ KONSERWACJI I REMONTÓW
IV.2.1.
Oględziny elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej
IV.2.1.1. Oględziny elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej powinny być wykonywane
w miarę moŜliwości podczas ruchu sieci, w zakresie niezbędnym do ustalenia jej
zdolności do pracy.
____________________________________________________________________________________________________________________
27
DALMOR S.A.
IV.2.1.2. Oględziny naleŜy wykonać:
1) skrócone – raz w miesiącu,
2) pełne – raz w roku,
3) ponadto oględziny skrócone określonego urządzenia naleŜy wykonać po kaŜdym
wyłączeniu awaryjnym.
IV.2.1.3. Podczas przeprowadzania oględzin stacji SN/nN w skróconym zakresie, w zaleŜności
od wyposaŜenia sprawdza się w szczególności:
1) stan gotowości potrzeb własnych,
2) stan prostowników oraz baterii akumulatorów w zakresie określonym odrębnymi
przepisami,
3) zgodność połoŜenia przełączników automatyki z aktualnym układem połączeń
stacji,
4) działanie oświetlenia elektrycznego (zasadniczego i awaryjnego) stacji,
5) działanie rejestratorów zakłóceń,
6) działanie innych urządzeń stacji określonych w instrukcji eksploatacji,
7) stan i warunki przechowywania oraz przydatność do uŜytku sprzętu ochronnego,
8) zgodność układu połączeń stacji z ustalonym w układzie pracy,
9) stan zewnętrzny transformatorów,
10) stan zewnętrzny izolatorów, przekładników, oszynowania i głowic kablowych,
11) stan i gotowość ruchową łączników i ich napędów,
12) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach.
IV.2.1.4. Podczas przeprowadzania oględzin stacji SN/nN w pełnym zakresie, w zaleŜności od
wyposaŜenia sprawdza się w szczególności:
1) spełnienie warunków przewidzianych w zakresie skróconych oględzin,
2) zgodność schematu stacji ze stanem faktycznym,
3) stan układów i urządzeń elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,
4) stan napisów i oznaczeń informacyjno-ostrzegawczych,
5) stan baterii kondensatorów,
6) gotowość ruchową układów zabezpieczeń, automatyki i sygnalizacji,
7) działanie przyrządów kontrolno-pomiarowych,
8) aktualny stan liczników rejestrujących zadziałanie ochronników, wyłączników
i układów automatyki łączeniowej,
9) stan dróg, przejść, pomieszczeń, ogrodzeń i zamknięć przy wejściach do
pomieszczeń ruchu elektrycznego i na teren stacji,
10) stan fundamentów, kanałów kablowych, konstrukcji wsporczych i instalacji
wodno-kanalizacyjnej,
11) stan ochrony przeciwprzepięciowej, kabli, przewodów i ich osprzętu,
12) stan urządzeń grzewczych, wentylacyjnych oraz wysokości temperatury
w pomieszczeniach, a takŜe warunki chłodzenia urządzeń,
13) działanie innych urządzeń stacji, określonych w instrukcji eksploatacji,
14) kompletność dokumentacji eksploatacyjnej i ruchowej znajdującej się w stacji,
15) stan instalacji i urządzeń przeciwpoŜarowych oraz sprzętu poŜarniczego.
IV.2.1.5. Oględziny linii kablowych są przeprowadzane nie rzadziej niŜ raz na 5 lat, w zakresie
widocznych elementów linii kablowej. Podczas przeprowadzania oględzin linii
kablowych sprawdza się w szczególności:
1) stan oznaczników linii kablowych,
2) stan wejść do tuneli, kanałów i studzienek kablowych,
3) stan osłon przeciwkorozyjnych kabli, konstrukcji wsporczych i osłon przed
uszkodzeniami mechanicznymi,
4) stan głowic kablowych,
5) stan połączeń przewodów uziemiających i zacisków,
____________________________________________________________________________________________________________________
28
DALMOR S.A.
6) stan urządzeń dodatkowego wyposaŜenia linii,
7) stan instalacji urządzeń przeciwpoŜarowych i sprzętu poŜarniczego,
8) czy w pobliŜu tras linii kablowych nie prowadzi się wykopów oraz czy na trasach
linii kablowych nie są składowane duŜe i cięŜkie elementy, mogące utrudniać
dostęp do kabla.
IV.2.2.
Przeglądy elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej
IV.2.2.1. Terminy i zakresy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci
dystrybucyjnej powinny wynikać z przeprowadzonych oględzin oraz oceny stanu
technicznego sieci, z uwzględnieniem zapisów dotyczących wykonywania pomiarów
i prób określonych w Załączniku nr 2 do niniejszej IRiESD. Przeglądy naleŜy
przeprowadzać nie rzadziej niŜ raz na 5 lat.
IV.2.2.2. Przegląd linii kablowej obejmuje w szczególności:
1) oględziny w zakresie określonym w punkcie IV.2.1.5.,
2) pomiary i próby eksploatacyjne określone w Załączniku nr 2,
3) konserwacje i naprawy.
IV.2.2.3. Przegląd urządzeń stacji obejmuje w szczególności:
1) oględziny w zakresie określonym w punkcie IV.2.1.4.,
3) sprawdzenie działania układów zabezpieczeń, automatyki, pomiarów,
sygnalizacji oraz środków łączności,
4) sprawdzenie działania i współpracy łączników oraz ich stanu technicznego,
5) sprawdzenie działania urządzeń i instalacji pomocniczych,
6) sprawdzenie działania urządzeń potrzeb własnych stacji, prądu przemiennego
i stałego,
7) sprawdzenie ciągłości i stanu połączeń głównych torów prądowych,
8) sprawdzenie stanu osłon, blokad, urządzeń ostrzegawczych i innych urządzeń
zapewniających bezpieczeństwo pracy,
IV.2.3.
Ocena stanu technicznego
IV.2.3.1. Oceny stanu technicznego elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej dokonuje się nie
rzadziej niŜ raz na 5 lat.
IV.2.3.2. Przy dokonywaniu oceny stanu technicznego elektroenergetycznej sieci
dystrybucyjnej uwzględnia się w szczególności:
1) wyniki oględzin, przeglądów, prób i pomiarów eksploatacyjnych,
2) zalecenia wynikające z programu pracy tych sieci, o których mowa w rozdziale
V.5.,
3) dane statystyczne o uszkodzeniach i zakłóceniach w pracy sieci,
4) wymagania określone w dokumentacji fabrycznej,
5) wymagania wynikające z lokalnych warunków eksploatacji,
6) wiek sieci oraz zakresy i terminy wykonanych zabiegów konserwacyjnych,
napraw i remontów,
7) warunki wynikające z planowanej rozbudowy sieci,
8) warunki bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpoŜarowej,
9) warunki ochrony środowiska naturalnego.
____________________________________________________________________________________________________________________
29
DALMOR S.A.
IV.2.4.
Remonty sieci dystrybucyjnej
IV.2.4.1. Remonty urządzeń, instalacji i sieci przeprowadza się w terminach i zakresach
wynikających z dokonanej oceny stanu technicznego, uwzględniając spodziewane
efekty techniczno-ekonomiczne planowanych remontów.
IV.2.5.
Oględziny, przeglądy, ocena stanu technicznego i remonty instalacji
IV.2.5.1. Właściciel instalacji odpowiada za ich naleŜyty stan techniczny, w tym za
prawidłowe ich utrzymanie oraz prowadzenie eksploatacji zgodnie z Załącznikiem
nr 2 oraz odrębnymi przepisami.
IV.2.5.2. Oględziny instalacji przeprowadza się nie rzadziej niŜ co 5 lat, sprawdzając
w szczególności:
1) stan widocznych części przewodów, izolatorów i ich zamocowania,
2) stan dławików w miejscu wprowadzenia przewodów do skrzynek
przyłączeniowych, odbiorników energii elektrycznej i osprzętu,
3) stan osłon przed uszkodzeniami mechanicznymi przewodów,
4) stan ochrony przeciwporaŜeniowej,
5) gotowość ruchową urządzeń zabezpieczających, automatyki i sterowania,
6) stan napisów informacyjnych i ostrzegawczych oraz oznaczeń, a takŜe ich
zgodność z dokumentacją techniczną.
IV.2.5.3. Przeglądy instalacji obejmują w szczególności:
1) oględziny,
3) sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporaŜeniowej,
V.
PROWADZENIE RUCHU SIECI DYSTRYBUCYJNEJ OSD
V.1.
OBOWIĄZKI OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO
V.1.1.
W zakresie prowadzenia ruchu OSD na obszarze kierowanej przez niego sieci
dystrybucyjnej:
1) planuje pracę sieci dystrybucyjnej, w tym opracowuje: programy pracy sieci,
plany wyłączeń oraz planuje i kieruje operacjami łączeniowymi,
2) planuje i kieruje pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej, innych niŜ JWCD, w tym planuje techniczne moŜliwości
pokrycia zapotrzebowania w ramach sporządzania koordynacyjnych planów
produkcji energii elektrycznej,
3) monitoruje pracę sieci dystrybucyjnej oraz zapobiega wystąpieniu zagroŜeń
dostaw energii elektrycznej,
4) prowadzi działania, o których mowa w rozdziale V.2.,
5) opracowuje bilanse mocy i energii elektrycznej uwzględniając zawarte umowy
sprzedaŜy energii elektrycznej oraz umowy o świadczenie usług dystrybucji,
6) wprowadza plany ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
w trybie awaryjnym
7) likwiduje występujące w sieci dystrybucyjnej OSD awarie sieciowe, awarie
w systemie i stany zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
samodzielnie oraz we współpracy z innymi operatorami systemów
dystrybucyjnych,
____________________________________________________________________________________________________________________
30
DALMOR S.A.
8) zbiera i przekazuje do OSP dane oraz informacje niezbędne dla prowadzenia
ruchu sieciowego i bezpieczeństwa pracy KSE zgodnie z IRiESP, na zasadach
określonych w IRiESD OSDp.
V.1.2.
Planowanie pracy sieci dystrybucyjnej OSD odbywa się w okresach dobowych,
tygodniowych, miesięcznych i rocznych.
V.2.
STRUKTURA I PODZIAŁ KOMPETENCJI SŁUśB DYSPOZYTORSKICH
OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO
V.2.1.
Dla realizacji zadań wymienionych w rozdziale V.1., OSD organizuje słuŜby
dyspozytorskie i ustala zakres oraz tryb współdziałania tych słuŜb.
V.2.2.
Struktura zaleŜności słuŜb dyspozytorskich organizowanych przez OSD i inne
podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej OSD ma charakter hierarchiczny,
słuŜby dyspozytorskie niŜszego szczebla są podporządkowane ruchowo słuŜbom
dyspozytorskim wyŜszego szczebla.
V.2.3.
Organem koordynującym prace słuŜb dyspozytorskich, o których mowa w punkcie
V.2.2., są właściwi operatorzy systemów dystrybucyjnych.
V.2.4.
SłuŜby dyspozytorskie OSD działają za pośrednictwem własnego personelu
dyŜurnego i/lub personelu dyŜurnego innych podmiotów, na podstawie zawartych
umów oraz instrukcji, o których mowa w punkcie V.2.9.
V.2.5.
OSD przy pomocy słuŜb dyspozytorskich, na obszarze sieci dystrybucyjnej za której
ruch odpowiada, operatywnie kieruje:
1) układami pracy sieci dystrybucyjnej OSD,
2) urządzeniami sieci dystrybucyjnej OSD,
3) liniami wymiany z siecią dystrybucyjną, za której ruch odpowiadają inni OSDp,
na podstawie zawartych umów,
4) czynnościami łączeniowymi według podziału kompetencji.
V.2.6.
SłuŜby dyspozytorskie, o których mowa w punkcie V.2.5., sprawują operatywne
kierownictwo nad urządzeniami systemu dystrybucyjnego, polegające na:
1) monitorowaniu pracy urządzeń,
2) dokonywaniu operacji ruchowych, bądź wydawaniu poleceń dokonywania
operacji ruchowych, a dla elementów sieci innych podmiotów na podstawie
zawartych umów,
3) rejestrowaniu stanów pracy urządzeń,
4) prowadzeniu analiz z pracy urządzeń systemu dystrybucyjnego.
V.2.7.
SłuŜby dyspozytorskie OSD na obszarze sieci dystrybucyjnej, za której ruch
odpowiada, sprawują operatywny nadzór nad:
1) układami pracy sieci dystrybucyjnej operatywnie kierowanymi przez podległe mu
słuŜby dyspozytorskie,
2) urządzeniami sieci dystrybucyjnej operatywnie kierowanymi przez podległe mu
słuŜby dyspozytorskie,
3) czynnościami łączeniowymi i regulacyjnymi wykonywanymi przez personel
dyŜurny według podziału kompetencji,
4) źródłami energii elektrycznej czynnej i biernej operatywnie kierowanymi przez
podległe mu słuŜby dyspozytorskie.
V.2.8.
SłuŜby dyspozytorskie, o których mowa w punkcie V.2.7., sprawują operatywny
nadzór nad określonymi urządzeniami systemu dystrybucyjnego, polegający na:
1) bieŜącym uzyskiwaniu informacji o stanie pracy urządzeń,
____________________________________________________________________________________________________________________
31
DALMOR S.A.
2) przejmowaniu w uzasadnionych przypadkach operatywnego kierownictwa nad
urządzeniami,
3) wydawaniu zgody na wykonanie czynności ruchowych.
V.2.9.
Zasady współpracy własnych słuŜb dyspozytorskich ze słuŜbami dyspozytorskimi
innych operatorów systemów dystrybucyjnych oraz słuŜbami dyspozytorskimi
innych podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej zawarte są w umowach
i/lub
w instrukcjach współpracy.
V.2.10.
Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej OSD o napięciu znamionowym
wyŜszym niŜ 1 kV oraz wytwórcy niezaleŜnie od poziomu napięcia sieci, a takŜe w
uzasadnionych przypadkach inne podmioty wskazane przez OSD opracowują
instrukcje współpracy, które powinny uwzględniać wymagania określone
w niniejszej IRiESD.
V.2.11.
Przedmiotem instrukcji współpracy, o której mowa w punkcie V.2.9. oraz V.2.10,
jest w zaleŜności od potrzeb:
1) podział kompetencji i odpowiedzialności w zakresie czynności łączeniowych
i regulacyjnych,
2) organizacja przerw i ograniczeń w dostawach energii elektrycznej,
3) określenie zasad i warunków związanych z wzajemnym wykorzystaniem
elementów sieci dystrybucyjnej,
4) szczegółowe ustalenie sposobów realizacji poszczególnych zadań wymienionych
w rozdziale V.1.,
5) określenie zasad wzajemnego wykorzystywania słuŜb dyspozytorskich,
6) koordynacja pracy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej
i sieciowej,
7) wykaz osób upowaŜnionych do prowadzenia uzgodnień,
8) zakres i tryb obiegu informacji,
9) określenie zasad i odpowiedzialności związanej z usuwaniem zakłóceń i awarii
oraz koordynacja prac eksploatacyjnych.
V.2.12.
UŜytkownicy systemu zobowiązani są do wykonywania łączeń ruchowych oraz
prowadzenia rozmów ruchowych ze słuŜbami dyspozytorskimi OSD, zgodnie
z instrukcjami współpracy oraz niniejszą IRiESD.
V.3.
PLANOWANIE PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ
V.3.1.
Instrukcja nie zawiera informacji na temat planowania produkcji energii elektrycznej,
poniewaŜ do sieci dystrybucyjnej przedsiębiorstwa „DALMOR” S.A. nie ma
przyłączonych, ani teŜ nie planuje się przyłączenia Ŝadnych urządzeń wytwórczych.
JeŜeli wystąpi taka potrzeba, przedsiębiorstwo „DALMOR” S.A. niezwłocznie
dokona niezbędnej zmiany IRiESD oraz wystąpi o jej zatwierdzenie.
V.4.
PROGNOZOWANIE
ELEKTRYCZNĄ
V.4.1.
Operator systemu dystrybucyjnego sporządza prognozy zapotrzebowania na moc
i energię elektryczną w sieci dystrybucyjnej przez siebie zarządzanej.
V.4.2.
Prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną sporządzone przez OSD
uwzględniają prognozy przygotowane przez podmioty uczestniczące w rynku
lokalnym.
ZAPOTRZEBOWANIA
NA
MOC
I
ENERGIĘ
____________________________________________________________________________________________________________________
32
DALMOR S.A.
V.5.
PROGRAMY PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
V.5.1.
Ruch elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym wyŜszym
niŜ 1 kV jest prowadzony na podstawie programu pracy. Dla poszczególnych części
elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej mogą być opracowane odrębne programy
pracy.
V.5.2.
OSD określa przypadki, dla których występuje konieczność opracowania programów
pracy sieci o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 1 kV.
V.5.3.
Program pracy sieci elektroenergetycznej, w zaleŜności od potrzeb, powinien
obejmować:
1) układy połączeń sieci dla ruchu w warunkach normalnych i w wybranych stanach
szczególnych,
2) wymagane poziomy napięcia,
3) wartości mocy zwarciowych,
4) rozpływy mocy czynnej i biernej w charakterystycznych stanach pracy sieci,
5) dopuszczalne obciąŜenia,
6) warunki uruchomienia urządzeń rezerwowych i dodatkowych źródeł mocy
biernej,
7) nastawienia zabezpieczeń oraz automatyki łączeniowej i regulacyjnej,
8) ograniczenia poboru mocy elektrycznej,
9) miejsca uziemienia punktów gwiazdowych transformatorów,
10) harmonogram pracy transformatorów,
11) wykaz jednostek wytwórczych.
V.5.4.
Program pracy elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej jest aktualizowany nie
rzadziej niŜ co 5 lat.
V.6.
PLANY WYŁĄCZEŃ ELEMENTÓW SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
V.6.1.
OSD opracowuje roczny, miesięczny, tygodniowy i dobowy plan wyłączeń
elementów sieci dystrybucyjnej.
V.6.2.
Podmioty zgłaszają OSD propozycje wyłączenia elementu sieci dystrybucyjnej co
najmniej 14 dni przed planowaną datą wyłączenia.
V.6.3.
Podmiot zgłaszający do OSD propozycję wyłączenia elementu sieci dystrybucyjnej
określa:
1) nazwę elementu,
2) proponowany termin wyłączenia,
3) operatywną gotowość,
4) typ wyłączenia (np.: trwałe, codzienne),
5) opis wykonywanych prac,
6) w zaleŜności od potrzeb harmonogram prac i program łączeniowy.
V.6.4.
Podmiot zgłaszający do OSD wyłączenie o czasie trwania powyŜej 1 tygodnia,
przedstawia celem uzgodnienia harmonogram wykonywanych prac. OSD ma prawo
zaŜądać od podmiotu zgłaszającego wyłączenie szczegółowego harmonogramu prac
równieŜ w przypadku wyłączeń krótszych.
Harmonogramy te dostarczane są do OSD w terminie co najmniej 14 dni przed
planowanym wyłączeniem
V.6.5.
OSD podejmuje decyzję zatwierdzającą lub odrzucającą propozycję wyłączenia
elementu sieci dystrybucyjnej w terminie do 5 dni od daty dostarczenia propozycji
wyłączenia.
____________________________________________________________________________________________________________________
33
DALMOR S.A.
V.6.6.
Przyjmuje się ogólną zasadę, Ŝe terminy wyłączeń zatwierdzone w planach
o dłuŜszym horyzoncie czasowym mają priorytet w stosunku do propozycji wyłączeń
zgłaszanych do planów o krótszym horyzoncie czasowym.
V.7.
PROGRAMY ŁĄCZENIOWE
V.7.1.
SłuŜby dyspozytorskie OSD określają przypadki, w których naleŜy sporządzać
programy łączeniowe.
V.7.2.
Za opracowanie programu łączeniowego odpowiedzialny jest właściciel danego
elementu sieci.
V.7.3.
Programy łączeniowe zawierają co najmniej:
1) charakterystykę załączanego elementu sieci,
2) opis stanu łączników przed realizacją programu,
3) szczegółowy opis operacji łączeniowych z zachowaniem kolejności
wykonywanych czynności,
4) opisy stanów pracy i nastawień zabezpieczeń i automatyk w poszczególnych
fazach programu,
5) schematy ułatwiające ocenę stanu pracy sieci w poszczególnych fazach
programu,
6) czas rozpoczęcia i czas przewidywanego zakończenia realizacji programu,
7) osoby odpowiedzialne za realizację programu łączeniowego.
V.7.4.
Propozycje programów łączeniowych naleŜy przekazywać do zatwierdzenia OSD
w terminie minimum 15 dni przed planowaną datą realizacji programu.
V.7.5.
OSD moŜe przedstawić uwagi do przekazanych propozycji programów łączeniowych
nie później niŜ 2 dni przed planowanym terminem realizacji.
V.7.6.
OSD zatwierdza programy łączeniowe nie później niŜ do godziny 15:00 dnia
poprzedzającego rozpoczęcie programu. W przypadku przekazania przez OSD uwag
do propozycji programu, zgodnie z punktem V.7.5., warunkiem zatwierdzenia
programu jest uwzględnienie w nim wszystkich zgłoszonych przez OSD uwag.
V.7.7.
Terminy wymienione w punktach V.7.4., V.7.5. i V.7.6. nie dotyczą programów
łączeniowych wymuszonych procesem likwidacji awarii sieciowej lub awarii
w systemie.
V.8.
ZASADY DYSPONOWANIA MOCĄ JEDNOSTEK
PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
V.8.1.
Instrukcja nie zawiera informacji na temat zasad dysponowania mocą jednostek
wytwórczych, poniewaŜ do sieci dystrybucyjnej przedsiębiorstwa „DALMOR” S.A.
nie ma przyłączonych, ani teŜ nie planuje się przyłączenia Ŝadnych urządzeń
wytwórczych. JeŜeli wystąpi taka potrzeba, przedsiębiorstwo „DALMOR” S.A.
niezwłocznie dokona niezbędnej zmiany IRiESD oraz wystąpi o jej zatwierdzenie.
V.9.
DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ PODMIOTY DO OSD
V.9.1.
OSD otrzymuje od OSP dane zgodnie z zakresem określonym w IRiESP.
V.9.2.
W uzasadnionych przypadkach wskazani przez OSD odbiorcy przyłączeni do sieci
SN i nN, sporządzają i przesyłają na piśmie do OSD prognozy zapotrzebowania,
w zakresie i terminach określonych przez OSD.
WYTWÓRCZYCH
____________________________________________________________________________________________________________________
34
DALMOR S.A.
V.9.3.
Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną
przekazują OSD prognozy zapotrzebowania na moc i energię dla swoich odbiorców
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, w zakresie i terminach określonych przez
OSD.
V.10.
WYMAGANIA ZWIĄZANE Z SYSTEMAMI TELETRANSMISYJNYMI
V.10.1.
OSD
odpowiada
za
zabezpieczenie
infrastruktury
telekomunikacyjnej
i informatycznej niezbędnej do właściwego prowadzenia ruchu dla obszaru swojego
działania.
V.10.2.
Infrastruktura telekomunikacyjna powinna umoŜliwiać współpracę z operatorami
sąsiednich systemów dystrybucyjnych.
V.10.3.
W zakresach, gdzie wymagane jest dostosowanie infrastruktury do potrzeb
wymienionych w punkcie V.10.1., zainteresowane strony wzajemnie uzgadniają
między sobą zakres i szczegółowe wymagania, wraz z określeniem sposobów
finansowania niezbędnych działań.
VI.
WSPÓŁPRACA
OSD
Z
INNYMI
OPERATORAMI
I PRZEKAZYWANIE INFORMACJI POMIĘDZY OPERATORAMI
ORAZ OPERATORAMI A UśYTKOWNIKAMI SYSTEMU
VI.1.
OSD współpracuje z następującymi krajowymi operatorami:
1) operatorami systemów dystrybucyjnych, w tym OSDp,
2) operatorami handlowo-technicznymi,
3) operatorami handlowymi,
4) operatorami pomiarów,
oraz odbiorcami i wytwórcami.
VI.2.
Współpraca z OSP odbywa się za pośrednictwem OSDp na zasadach opisanych
w IRiESD tego OSDp lub umowie zawartej z tym OSDp..
VI.3.
Szczegółowe zasady współpracy pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych
oraz pomiędzy operatorami a uŜytkownikami systemu są określone
w poszczególnych rozdziałach niniejszej IRiESD.
VI.4.
Współpraca OSD z operatorami handlowo-technicznymi
handlowymi jest określona w części IRiESD-Bilansowanie.
VI.5.
Operatorzy handlowo-techniczni oraz operatorzy handlowi są zobowiązani do
podpisania stosownej umowy z operatorem systemu przesyłowego oraz
z właściwymi operatorami systemu dystrybucyjnego, jeŜeli ich działalność dotyczy
podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej.
VI.6.
Umowy, o których mowa w punkcie VI.5., stanowią podstawę rejestracji podmiotów
pełniących funkcje operatorów handlowo-technicznych oraz operatorów handlowych
i określają w szczególności:
1) dane podmiotu pełniącego funkcję operatora handlowo-technicznego,
2) imienną listę osób, wraz z danymi teleadresowymi, przeznaczonych do
bezpośredniego kontaktu z operatorem systemu dystrybucyjnego,
3) wykaz jednostek grafikowych i miejsc dostarczania,
4) inne dane określone w IRiESP.
oraz
operatorami
____________________________________________________________________________________________________________________
35
DALMOR S.A.
VI.7.
OSD umoŜliwia realizację umów sprzedaŜy energii elektrycznej lub umów
kompleksowych zawartych przez odbiorców przyłączonych do sieci, równieŜ
poprzez zamieszczanie na swojej stronie internetowej oraz udostępnianie do
publicznego wglądu w swojej siedzibie:
1) aktualnej listy sprzedawców energii elektrycznej, z którymi OSD zawarł umowy
o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej,
2) informacji o sprzedawcy rezerwowym działającym na obszarze działania OSD,
3) wzorców umów zawieranych z uŜytkownikami systemu, w szczególności
wzorców umów zawieranych z odbiorcami końcowymi oraz ze sprzedawcami
energii elektrycznej.
VII. WYMIANA INFORMACJI POMIĘDZY OSD I UśYTKOWNIKAMI
SYSTEMU
VII.1.
DANE PRZEKAZYWANE DO OSD PRZEZ PODMIOTY PRZYŁĄCZONE
I PRZYŁĄCZANE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
VII.1.1.
Zakres danych
VII.1.1.1. Dane przekazywane do OSD przez podmioty przyłączone i przyłączane do sieci
dystrybucyjnej obejmują:
1) dane opisujące stan istniejący,
2) dane prognozowane dla perspektywy określonej przez OSD,
3) dane pomiarowe.
VII.1.2.
Dane opisujące stan istniejący
VII.1.2.1. Wytwórcy przekazują do OSD następujące dane opisujące stan istniejący swoich
instalacji i urządzeń:
1) nazwę węzła i napięcie przyłączenia,
2) moc osiągalną,
3) schematy główne układów elektrycznych,
4) dane jednostek wytwórczych,
5) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej.
VII.1.2.2. Odbiorcy przyłączeni do sieci SN i nN, wskazani przez OSD, przekazują następujące
dane opisujące stan istniejący swoich instalacji i urządzeń:
1) dane o węzłach i ich wyposaŜeniu, liniach wraz ze schematami i planami oraz
transformatorach,
2) dane o ewentualnych jednostkach wytwórczych (awaryjne agregaty
prądotwórcze),
3) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej.
VII.1.2.3. Formę przekazywanych danych, termin oraz sposób przekazania podmioty
uzgadniają z OSD.
VII.1.3.
Dane prognozowane dla perspektywy czasowej określonej przez OSD
VII.1.3.1. Dane prognozowane opisujące warunki pracy urządzeń, instalacji i sieci podmiotów
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej OSD obejmują dla kaŜdego roku w zaleŜności
od potrzeb:
____________________________________________________________________________________________________________________
36
DALMOR S.A.
1) informacje o ewentualnych jednostkach wytwórczych (awaryjne agregaty
prądotwórcze),
2) informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną,
3) informacje o zawarciu kontraktów na zakup energii elektrycznej,
4) informacje o projektach zarządzania popytem,
5) inne dane w zakresie uzgodnionym przez OSD i podmiot przyłączony do sieci
dystrybucyjnej.
VII.1.3.2. Informacje o jednostkach wytwórczych, o których mowa w punkcie VII.1.3.1.,
obejmują w zaleŜności od potrzeb:
1) rodzaje jednostek wytwórczych, lokalizację i charakter pracy,
2) moce i przewidywane czasy pracy.
VII.1.3.3. Odbiorcy wskazani przez OSD, przyłączani do sieci SN I nN, przekazują do OSD
następujące informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną, o których
mowa w punkcie VII.1.3.1.:
1) zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną,
2) krzywe obciąŜeń w wybranych dobach reprezentatywnych,
3) miesięczne bilanse mocy i energii.
VII.1.3.4. Informacje o projektach zarządzania popytem, o których mowa w punkcie VII.1.3.1.,
obejmują:
1) opis i harmonogram projektu,
2) przewidywaną wielkość ograniczenia zapotrzebowania na moc i energię
elektryczną.
VII.1.3.5. Formę przekazywanych danych prognozowanych, stopień szczegółowości, termin
oraz sposób przekazywania podmioty uzgadniają z OSD.
VII.1.4.
Dane pomiarowe
VII.1.4.1. Wskazani przez OSD wytwórcy i odbiorcy przyłączeni do sieci SN, dla wybranej
doby letniej i doby zimowej, przeprowadzają rejestrację stanów pracy sieci
dystrybucyjnej SN, obejmującą:
1) bilanse mocy czynnej i biernej węzłów sieci,
2) napięcia w węzłach sieci,
3) rozpływy mocy czynnej i biernej.
VII.1.4.2. OSD dokonuje wyboru dni oraz godzin rejestracji stanów pracy sieci i zawiadamia
o tym wytwórców oraz odbiorców przyłączonych do sieci SN z co najmniej 14
dniowym wyprzedzeniem.
VII.1.4.3. Wytwórcy i odbiorcy przyłączeni do sieci SN dostarczają OSD wyniki rejestracji
stanów pracy sieci dystrybucyjnej SN nie później niŜ po upływie 14 dni od dnia
przeprowadzenia ewidencji.
VII.1.4.4. Formę przekazywania danych pomiarowych oraz sposób przekazania podmioty
uzgadniają z OSD.
VII.2.
INFORMACJE UDOSTĘPNIANE PRZEZ OSD
VII.2.1.
Formy wymiany informacji
VII.2.1.1. Wymiana informacji pomiędzy OSD a uŜytkownikami systemu moŜe się odbywać:
1) poprzez systemy teleinformatyczne,
2) telefonicznie,
3) drogą elektroniczną,
____________________________________________________________________________________________________________________
37
DALMOR S.A.
4)
5)
6)
7)
faksem,
listownie,
poprzez publikację na stronie internetowej,
poprzez udostępnianie do publicznego wglądu w siedzibie OSD.
Wykorzystanie ww. form dla konkretnych informacji określa OSD, o ile forma
wymiany informacji nie została określona przez obowiązujące przepisy.
VII.2.1.2. Do systemów teleinformatycznych słuŜących do zbierania, przekazywania i wymiany
informacji, o których mowa w punkcie VII.2.1.1., zalicza się Lokalny System
Pomiarowo-Rozliczeniowy (LSPR).
VII.2.1.3. Strona internetowa OSD jest wykorzystywana przez OSD jako platforma publikacji
i udostępniania informacji zainteresowanym podmiotom.
VII.2.1.4. Strona internetowa OSD jest dostępna pod adresem: www.dalmor.pl
VII.2.2.
Zakres informacji publikowanych przez OSD
VII.2.2.1. W ramach udostępniania uŜytkownikom systemu informacji o warunkach
świadczenia usług dystrybucji energii elektrycznej OSD publikuje na swojej stronie
internetowej w szczególności:
1) IRiESD,
2) taryfę OSD,
3) inne, publikowane przez OSD zgodnie z ustawą – Prawo energetyczne lub
postanowieniami IRiESD,
VII.2.2.2. W zakresie przyłączania podmiotów do sieci dystrybucyjnej, OSD na swojej stronie
internetowej publikuje:
1) wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia,
2) wzory umów o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej OSD.
VII.2.2.3. W ramach świadczonych przez OSD usług dystrybucji energii elektrycznej, OSD na
swojej stronie internetowej publikuje:
1) wzory umów o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej,
2) wzory umów kompleksowych,
3) listę sprzedawców energii elektrycznej, z którymi OSD zawarł umowy
o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej,
VII.2.3.
Ochrona informacji
VII.2.3.1. W stosunku do informacji otrzymanych od uŜytkowników systemu, jak równieŜ
w stosunku do informacji dotyczących umów zawartych z tymi podmiotami, OSD
jest zobowiązany przestrzegać przepisów o ochronie informacji niejawnych i innych
informacji prawnie chronionych.
VII.2.3.2. Informacje, o których mowa w punkcie VII.2.3.1., mogą być wykorzystywane przez
OSD jedynie w celu realizacji jego obowiązków wynikających z zawartej z danym
uŜytkownikiem systemu umowy, jak równieŜ w celu realizacji zadań OSD
określonych przepisami ustawy – Prawo energetyczne, przepisami aktów
wykonawczych i IRiESD w sposób wyłączający moŜliwość spowodowania
zagroŜenia lub naruszenia interesów uŜytkownika systemu.
VII.2.3.3. Obowiązek zachowania w tajemnicy informacji, o których mowa w punkcie
VII.2.3.1., trwa takŜe po zakończeniu okresu obowiązywania zawartej przez OSD
z tym uŜytkownikiem systemu umowy, nie dłuŜej jednak niŜ 5 lat od jej wygaśnięcia
lub rozwiązania.
____________________________________________________________________________________________________________________
38
DALMOR S.A.
VII.2.3.4. Postanowieni o poufności zawarte powyŜej, nie będą stanowiły przeszkody dla OSD
w ujawnianiu informacji konsultantom i podwykonawcom działającym w imieniu
i na rzecz OSD przy wykonywaniu zadań określonych przepisami ustawy – Prawo
energetyczne, przepisami aktów wykonawczych i IRiESD, z zastrzeŜeniem
zachowania wymogów określonych w punkcie VII.2.3.5. oraz w ujawnianiu
informacji, która naleŜy do informacji powszechnie znanych lub informacji, których
ujawnienie jest wymagane na podstawie obowiązujących przepisów prawa, w tym
przepisów dotyczących obowiązków informacyjnych spółek publicznych lub na
ujawnienie których uŜytkownik systemu wyraził zgodę na piśmie. OSD jest równieŜ
uprawniony do ujawnienia informacji działając w celu zastosowania się do
postanowień IRiESD, wymagań organu regulacyjnego, w związku z toczącym się
postępowaniem sądowym lub postępowaniem przed organem regulacyjnym.
VII.2.3.5. OSD zapewnia, Ŝe wszystkie podmioty, które w jego imieniu i na jego rzecz będą
uczestniczyły w realizacji zadań określonych przepisami ustawy – Prawo
energetyczne, przepisami aktów wykonawczych i IRiESD zostaną przez OSD
zobowiązane do zachowania w tajemnicy informacji, o których mowa w punkcie
VII.2.3.1., na warunkach określonych w punktach od VII.2.3.1. do VII.2.3.4.
VII.2.3.6. Postanowienia punktów od VII.2.3.1. do VII.2.3.5. obowiązują odpowiednio
uŜytkowników systemu w zakresie ochrony przez nich i ich konsultantów oraz
podwykonawców, informacji otrzymanych od OSD, jak równieŜ w stosunku do
informacji dotyczących umów zawartych z OSD.
VIII. BEZPIECZEŃSTWO FUNKCJONOWANIA SYSTEMU
ELEKTROENERGETYCZNEGO
VIII.1.
BEZPIECZEŃSTWO DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ, AWARIA
SIECIOWA I AWARIA W SYSTEMIE
VIII.1.1.
Operator systemu przesyłowego, zgodnie z IRiESP, na bieŜąco kontroluje warunki
pracy KSE. OSP moŜe stwierdzić zagroŜenie bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej i podać do publicznej wiadomości komunikat o wystąpieniu zagroŜenia
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i podejmowanych działaniach.
VIII.1.2.
Podstawowym stanem pracy KSE wymagającym działań interwencyjnych słuŜb
dyspozytorskich i słuŜb ruchowych jest zagroŜenie bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej, w tym:
1) awaria w systemie,
2) awaria sieciowa.
ZagroŜenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej moŜe w szczególności być
spowodowane:
1) brakiem mocy dyspozycyjnej jednostek wytwórczych, pokrywającej
zapotrzebowanie energii elektrycznej oraz zapewniającej odpowiedni poziom
rezerwy mocy, przy uwzględnieniu salda mocy wymiany międzysystemowej,
2) brakiem dyspozycyjności zdolności przesyłowych, zapewniających dotrzymanie
parametrów jakościowo-niezawodnościowych w węzłach odbiorczych lub
bezpieczne wyprowadzenie mocy z jednostek wytwórczych, zapewniających
zrównowaŜenie bilansu mocy w KSE,
3) niedyspozycyjnością systemowej infrastruktury technicznej, wymaganej dla
sterowania pracą KSE w czasie rzeczywistym.
____________________________________________________________________________________________________________________
39
DALMOR S.A.
VIII.1.3.
W przypadku ogłoszenia zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
OSP moŜe stosować procedury awaryjne bilansowania systemu i zarządzania
ograniczeniami systemowymi, nazywane równieŜ procedurami awaryjnymi.
Procedury awaryjne stosowane na rynku bilansującym określa IRiESP.
VIII.1.4.
OSP moŜe stosować procedury awaryjne rynku bilansującego, o których mowa
w punkcie VIII.1.3., w przypadku awarii sieciowych i awarii w systemie nie
powodujących powstania zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej.
Wówczas procedury te dotyczą podmiotów objętych skutkami awarii.
VIII.1.5.
W przypadku stwierdzenia przez OSD zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej, JWCD i JWCK przyłączone do sieci dystrybucyjnej stosują się do
bezpośrednich poleceń OSP. Pozostali wytwórcy oraz odbiorcy przyłączeni do sieci
dystrybucyjnej stosują się do poleceń właściwego OSD. W przypadku awarii
sieciowych i awarii w systemie nie powodujących wystąpienia zagroŜenia
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, bezpośrednie polecenia właściwych
operatorów realizują podmioty bezpośrednio zaangaŜowane w proces usunięcia
skutków awarii.
VIII.1.6.
OSD wraz z OSDp oraz OSP podejmują, zgodnie z IRiESP, niezwłoczne działania
zmierzające do likwidacji zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
awarii sieciowej lub awarii w systemie.
VIII.1.7.
OSD w uzgodnieniu z OSDp opracowuje i na bieŜąco aktualizuje procedury
dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu dystrybucyjnego, którego pracą
kieruje.
VIII.1.8.
Procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu dystrybucyjnego
obejmują w szczególności:
1) podział kompetencji słuŜb dyspozytorskich,
2) awaryjne układy pracy sieci,
3) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach odbudowy
zasilania,
4) dane techniczne niezbędne do odbudowy zasilania, tryb i zasady wymiany
informacji i poleceń dyspozytorskich.
VIII.1.9.
JeŜeli awaria sieciowa, awaria w systemie oraz zagroŜenie bezpieczeństwa dostaw
energii elektrycznej lub teŜ przewidziana procedura likwidacji awarii lub zagroŜenia
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej stanowi zagroŜenie dla uŜytkowników
systemu nie objętych awarią lub stanem zagroŜenia, OSD udziela tym uŜytkownikom
niezbędnych informacji o zagroŜeniu i sposobach przeciwdziałania rozszerzaniu się
awarii lub stanu zagroŜenia.
VIII.1.10. W procesie likwidacji awarii sieciowej, awarii w systemie i zagroŜenia
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej dopuszcza się wprowadzenie ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej realizowanych jako wyłączenia
w trybie awaryjnym, zgodnie z punktem VIII.3.4.
VIII.2.
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
VIII.2.1.
OSD prowadzi ruch sieci dystrybucyjnej w sposób zapewniający bezpieczeństwo
realizacji dostaw energii elektrycznej siecią dystrybucyjną OSD.
VIII.2.2.
OSD dotrzymuje standardowych parametrów jakościowych energii elektrycznej
i standardów jakościowych obsługi odbiorców.
____________________________________________________________________________________________________________________
40
DALMOR S.A.
VIII.3.
WPROWADZANIE PRZERW ORAZ OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU
I POBORZE ENERGII ELEKTRYCZNEJ
VIII.3.1.
Postanowienia ogólne
VIII.3.1.1. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą być wprowadzone
przez OSP na czas oznaczony w przypadku wystąpienia zagroŜenia bezpieczeństwa
dostaw energii elektrycznej lub w przypadku wprowadzenia przez Radę Ministrów
w drodze rozporządzenia, na podstawie art. 11 ust. 7 ustawy – Prawo energetyczne,
ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej.
VIII.3.1.2. W przypadku wystąpienia zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
w tym w przypadku wystąpienia awarii sieciowej lub awarii w systemie, OSP, OSDp
i OSD podejmują we współpracy z uŜytkownikami systemu wszelkie moŜliwe
działania przy wykorzystaniu dostępnych środków mających na celu usuniecie
zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zapobiegania jego
negatywnym skutkom.
OSD w szczególności podejmuje następujące działania:
1) wydaje polecenia uruchamiania, odstawiania, zmiany obciąŜenia lub odłączenia
od sieci nJWCD,
2) wydaje polecenia zmniejszenia ilości pobieranej energii elektrycznej przez
odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na obszarze jego
działania lub przerywa zasilanie niezbędnej liczby odbiorców końcowych
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na tym obszarze.
VIII.3.1.3. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się według
następujących trybów:
1) tryb normalny, określony w punkcie VIII.3.2.,
2) tryb normalny na polecenie OSP, określony w punkcie VIII.3.3.,
3) tryb awaryjny, określony w punkcie VIII.3.4.,
VIII.3.1.4. OSD nie ponosi odpowiedzialności za skutki ograniczeń w dostawach energii
elektrycznej wprowadzanych według rozporządzenia wydanego na podstawie
delegacji zawartej w ustawie – Prawo energetyczne według trybu opisanego
w punkcie VIII.3.2., jak i w wyniku ochrony systemu realizowanego przez OSP
według trybów VIII.3.3., VIII.3.4., VIII.3.5. i VIII.3.6.
VIII.3.2.
Tryb normalny
VIII.3.2.1. Ograniczenia w trybie normalnym wprowadza Rada Ministrów, w drodze
rozporządzenia wydanego na podstawie ustawy – Prawo energetyczne, na wniosek
ministra właściwego do spraw gospodarki. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze
energii elektrycznej wprowadza się na czas oznaczony, na terytorium kraju lub jego
części, w przypadku wystąpienia zagroŜenia:
1) bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej polegającego na
długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo-energetycznym,
2) bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
3) bezpieczeństwa osób,
4) wystąpienia znacznych strat materialnych.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą być wprowadzane
po wyczerpaniu, przez operatorów we współpracy z zainteresowanymi podmiotami,
wszelkich dostępnych środków słuŜących do zapewnienia prawidłowego
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, przy dołoŜeniu naleŜytej
staranności.
____________________________________________________________________________________________________________________
41
DALMOR S.A.
VIII.3.2.2. Wniosek, o którym mowa w punkcie VIII.3.2.1., sporządza minister właściwy dla
spraw gospodarki z własnej inicjatywy lub na podstawie zgłoszenia OSP.
VIII.3.2.3. OSP we współpracy z OSDp i OSD opracowuje plany wprowadzania ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na wypadek wystąpienia okoliczności
podanych w punkcie VIII.3.2.1. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej nie mogą powodować zagroŜenia bezpieczeństwa osób oraz uszkodzenia
lub zniszczenia obiektów technologicznych, a takŜe zakłóceń w funkcjonowaniu
obiektów przeznaczonych do wykonywania zadań w zakresie bezpieczeństwa lub
obronności państwa, opieki zdrowotnej, telekomunikacji, edukacji, wydobywania
paliw kopalnych ze złóŜ, ich przeróbki i dostarczania do odbiorców, wytwarzania
i dostarczania energii elektrycznej oraz ciepła do odbiorców oraz ochrony
środowiska.
VIII.3.2.4. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadzane w trybie
normalnym mogą dotyczyć odbiorców o mocy umownej wyŜszej niŜ 300 kW.
VIII.3.2.5. Przyporządkowane odbiorcom, wymienionym w punkcie VIII.3.2.4., wielkości
dopuszczalnego maksymalnego ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej uwzględnia się w umowach zawartych z tymi odbiorcami.
VIII.3.2.6. Plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
o których mowa w punkcie VIII.3.2.3., obowiązują dla okresu od dnia 1 września
danego roku do dnia 31 sierpnia roku następnego i wymagają:
1) uzgodnienia z Prezesem URE w przypadku planów opracowywanych przez OSP,
2) uzgodnienia z OSP w przypadku planów opracowywanych przez OSDp,
3) uzgodnienia z OSDp w przypadku planów opracowywanych przez OSDn,
4) corocznej aktualizacji w terminie do dnia 31 sierpnia.
VIII.3.2.7. Procedura przygotowania planu ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej obejmuje:
1) wystąpienie OSD do odbiorców o mocy umownej powyŜej 300 kW objętych
ograniczeniami, z wnioskiem o określenie wielkości mocy bezpiecznej
w przypadku wprowadzenia ograniczeń,
2) przygotowanie przez OSD wstępnego planu ograniczeń w dostarczaniu i poborze
3) uzgodnienie planu ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej
z OSDp,
4) powiadomienie odbiorców, w sposób przyjęty zwyczajowo przez OSD,
o uzgodnionym planie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
w terminie do 4 tygodni od przekazania do OSD przez OSDp uzgodnionego
pomiędzy Prezesem URE, a operatorem systemu przesyłowego planu ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej. W przypadku zmiany wielkości
ograniczeń w poborze mocy i minimalnego dobowego poboru energii
elektrycznej, odbiorcy przyłączeni do sieci OSD są zobowiązani do
powiadomienia o tym OSD w formie pisemnej w terminie 7 dni od zaistniałej
zmiany.
VIII.3.2.8. Wielkości planowanych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
ujęte w planach wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej, poprzez ograniczenie poboru mocy, określa się w stopniach zasilania od
11 do 20, przy czym:
1) 11 stopień zasilania określa, Ŝe odbiorca moŜe pobierać moc do wysokości mocy
umownej,
2) stopnie zasilania od 12 do 19 powinny zapewniać równomierne obniŜanie mocy
pobieranej przez odbiorcę,
____________________________________________________________________________________________________________________
42
DALMOR S.A.
3) 20 stopień zasilania określa, iŜ odbiorca moŜe pobierać moc do wysokości
ustalonego minimum, niepowodującego:
a) zagroŜenia bezpieczeństwa osób oraz uszkodzenia lub zniszczenia obiektów
technologicznych,
b) zakłóceń w funkcjonowaniu obiektów przeznaczonych do wykonywania
zadań w zakresie bezpieczeństwa lub obronności państwa określonych
w przepisach odrębnych, opieki zdrowotnej, telekomunikacji, edukacji,
wydobywania paliw kopalnych ze złóŜ, ich przeróbki i dostarczania do
odbiorców, wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej oraz ciepła do
odbiorców oraz ochrony środowiska.
VIII.3.2.9. W trybie normalnym ograniczenia w poborze energii elektrycznej są realizowane
przez odbiorców, stosownie do komunikatów OSP o obowiązujących stopniach
zasilania.
Komunikaty o stopniach zasilania wprowadzonych jako obowiązujące w najbliŜszych
12 godzinach i przewidywanych na następne 12 godzin, są ogłaszane w radiowych
komunikatach energetycznych w I Programie Polskiego Radia o godzinie 7:55 oraz
19:55 i obowiązują w czasie określonym w tych komunikatach.
VIII.3.2.10.W przypadku zróŜnicowania wprowadzonych ograniczeń w dostarczaniu i poborze
energii elektrycznej w stosunku do stopni zasilania ogłoszonych w komunikatach,
OSD powiadamia odbiorców ujętych w planach ograniczeń indywidualnie w formie
pisemnej lub w sposób określony w umowach lub za pomocą innego środka
komunikowania się w sposób zwyczajowo przyjęty u OSD.
VIII.3.2.11.Odbiorcy objęci planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej
realizują polecenia dyspozytorskie dotyczące ograniczeń.
VIII.3.2.12.Odbiorcy objęci planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej
rejestrują w czasie trwania ograniczeń:
1) Polecone stopnie zasilania,
2) Wielkości poboru mocy w poszczególnych stopniach zasilania.
VIII.3.3.
Tryb normalny na polecenie OSP
VIII.3.3.1. W przypadku zagroŜenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej OSP moŜe
wprowadzić ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na terytorium
kraju lub jego części do czasu wejścia w Ŝycie przepisów, o których mowa w punkcie
VIII.3.2.1., lecz nie dłuŜej niŜ na okres 72 godzin.
VIII.3.3.2. Plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej oraz
procedury związane z wprowadzaniem ograniczeń opracowane dla trybu normalnego
i opisanego w punkcie VIII.3.2. mają zastosowanie w trybie normalnym na polecenie
OSP.
VIII.3.3.3. W przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej w trybie normalnym na polecenie OSP, OSP przekazuje stosowne
komunikaty o ograniczeniach, w sposób analogiczny jak dla informacji określonych
w punkcie VIII.3.2.9. Wydanie stosownych komunikatów za pośrednictwem środków
masowego przekazu zgodnie z zasadami określonymi w rozporządzeniu, o którym
mowa w art. 11 ust.6 ustawy – Prawo energetyczne, następuje w moŜliwie
najkrótszym terminie.
VIII.3.4.
Tryb awaryjny
____________________________________________________________________________________________________________________
43
DALMOR S.A.
VIII.3.4.1. OSP moŜe dokonać wyłączenia odbiorców w trybie awaryjnym w przypadku
zagroŜenia bezpieczeństwa dostawy energii elektrycznej lub wystąpienia zagroŜenia
bezpieczeństwa osób, jednak nie dłuŜej niŜ na okres 72 godzin.
VIII.3.4.2. Wyłączenia odbiorców według trybu awaryjnego, realizuje się na polecenie OSP jako
wyłączenie awaryjne. W przypadku dokonania przez OSD wyłączeń odbiorców,
w szczególności w związku z zagroŜeniem bezpieczeństwa osób, OSD jest
zobowiązany niezwłocznie powiadomić o tym fakcie odpowiednie słuŜby
dyspozytorskie OSDp.
VIII.3.4.3. Wyłączenia awaryjne odbiorców powinny być zrealizowane bez zbędnej zwłoki,
w czasie do 1 godziny od wydania polecenia dyspozytorskiego.
Opracowuje się optymalne plany wyłączeń awaryjnych, dla których przyjmuje się
pięciostopniową skalę wyłączeń od A1 do A5. Stopnie A1 – A5 powinny zapewniać
równomierny spadek poboru mocy czynnej (kaŜdy około 10%).
Wyłączenie awaryjne w stopniu A5 powinno zapewnić zmniejszenie poboru mocy
czynnej o 50 % prognozowanego zapotrzebowania na moc w dobowych szczytach
tego zapotrzebowania dla typowych warunków pogodowych.
IX.
STANDARDY TECHNICZNE I BEZPIECZEŃSTWA PRACY SIECI
DYSTRYBUCYJNEJ OSD
IX.1.
W normalnych warunkach pracy sieci dystrybucyjnej OSD w szczególności powinny
być spełnione następujące warunki techniczne:
1) obciąŜenia prądowe poszczególnych elementów sieci powinny być nie wyŜsze od
dopuszczalnych długotrwale,
2) napięcia w węzłach sieci powinny mieścić się w granicach dopuszczalnych dla
poszczególnych elementów sieci,
3) moce (prądy) wyłączalne zainstalowanych wyłączników powinny być wyŜsze niŜ
moce (prądy) zwarciowe w danym punkcie sieci.
IX.2.
Rozwiązania techniczne stosowane przy projektowaniu i budowie nowych oraz
remoncie istniejących sieci dystrybucyjnych powinny spełniać wymagania określone
w
standardach/wytycznych
budowy
systemów
elektroenergetycznych
obowiązujących u OSD.
X.
PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ ORAZ
WSKAŹNIKI JAKOŚCI I NIEZAWODNOŚCI DOSTAW ENERGII
ELEKTRYCZNEJ
X.1.
PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ
X.1.1.
WyróŜnia się następujące parametry znamionowe sieci dystrybucyjnej:
1) napięcie znamionowe,
2) częstotliwość znamionowa.
X.1.2.
Regulacja częstotliwości w KSE jest prowadzona przez OSP.
X.1.3.
O ile umowa o świadczenie usług dystrybucji lub umowa kompleksowa nie stanowi
inaczej, w normalnych warunkach pracy sieci (wyłączając przerwy w zasilaniu),
w kaŜdym tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych
____________________________________________________________________________________________________________________
44
DALMOR S.A.
napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale odchyleń ±10% napięcia
znamionowego lub deklarowanego (przy współczynniku tg φ nie większym niŜ 0,4)
dla sieci o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 110 kV – w sieciach niskiego
napięcia wartości napięć deklarowanych i znamionowych są równe.
O ile umowa o świadczenie usług dystrybucji lub umowa kompleksowa nie stanowi
inaczej, w normalnych warunkach pracy sieci, dla odbiorców których urządzenia,
instalacje lub sieci przyłączone są bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym
nie wyŜszym niŜ 110 kV ustala się następujące parametry techniczne energii
elektrycznej:
1) wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund w miejscach
przyłączenia, powinna być zawarta w przedziale:
a) 50 Hz ± 1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5% tygodnia,
b) 50 Hz + 4%/-6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% tygodnia,
2) przez 95% czasu kaŜdego tygodnia, wskaźnik długookresowego migotania
światła Pit spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być
większy od 1dla sieci o napięciu znamionowym mniejszym od 110 kV,
3) w ciągu kaŜdego tygodnia, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości
skutecznych:
a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego, powinno
mieścić się w przedziale od 0% do 2% wartości składowej kolejności zgodnej
dla sieci o napięciu znamionowym mniejszym od 110 kV,
b) dla kaŜdej harmonicznej napięcia zasilającego, powinno być mniejsze lub
równe wartościom określonym w poniŜszej tabeli (dla sieci o napięciu
znamionowym mniejszym od 110 kV):
X.1.4.
Harmoniczne nieparzyste
nie będące krotnością 3
będące krotnością 3
Rząd
harmonicznej (h)
Wartość względna napięcia
wyraŜona w procentach
składowej podstawowej (uh)
Rząd
harmonicznej (h)
Wartość względna napięcia
wyraŜona w procentach
składowej podstawowej (uh)
5
7
11
13
17
19
23
25
6%
5%
3,5%
3%
2%
1,5%
1,5%
1,5%
3
9
15
>15
5%
1,5%
0,5%
0,5%
Harmoniczne parzyste
Rząd
harmonicznej (h)
Wartość względna
napięcia wyraŜona w
procentach składowej
podstawowej (uh)
2
4
>4
2%
1%
0,5%
4) współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego THD,
uwzględniający wyŜsze harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub
równy 8% dla sieci o napięciu znamionowym mniejszym od 110 kV.
Warunkiem utrzymania dolnych parametrów napięcia zasilającego w granicach
określonych w powyŜszych podpunktach 1) – 4), jest pobieranie przez odbiorcę mocy
nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tg φ nie większym niŜ 0,4.
X.2.
WSKAŹNIKI JAKOŚCI
ELEKTRYCZNEJ
I
NIEZAWODNOŚCI
DOSTAW
ENERGII
X.2.1.
Do wskaźników jakości i niezawodności dostaw energii elektrycznej, stosowanych
przez OSD, zalicza się przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, określone
w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie
szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U.
z 2007 r. Nr 93, poz. 623 z późn. zm.). Określone poniŜej przez OSD wskaźniki
____________________________________________________________________________________________________________________
45
DALMOR S.A.
jakości i niezawodności dostaw energii elektrycznej oraz obowiązki OSD
i uŜytkowników systemu w tym zakresie są zgodne z obecnie obowiązującymi
zapisami powyŜszego rozporządzenia, przy czym w przypadku jego zmiany
obowiązujące będą wskaźniki określone w przepisach obowiązującego prawa.
X.2.2.
Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, w zaleŜności od czasu ich trwania,
dzieli się na:
1) przemijające (mikroprzerwy), trwające nie dłuŜej niŜ 1 sekundę,
2) krótkie, trwające dłuŜej niŜ 1 sekundę i nie dłuŜej niŜ 3 minuty,
3) długie, trwające dłuŜej niŜ 3 minuty i nie dłuŜej niŜ 12 godzin,
4) bardzo długie, trwające dłuŜej niŜ 12 godzin i nie dłuŜej niŜ 24 godziny,
5) katastrofalne, trwające dłuŜej niŜ 24 godziny.
X.2.3.
Przerwa planowana, o której odbiorca nie został powiadomiony w formie, o której
mowa w punkcie III.3.1.3. podpunkt 4), jest traktowana jako przerwa nieplanowana.
X.2.4.
Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych IV i V dopuszczalny czas
trwania:
1) jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej nie moŜe przekroczyć
w przypadku:
a) przerwy planowanej – 16 godzin,
b) przerwy nieplanowanej – 24 godzin,
2) przerw w ciągu roku, stanowiący sumę czasów trwania przerw jednorazowych
długich i bardzo długich, nie moŜe przekroczyć w przypadku:
a) przerwy planowanej – 35 godzin,
b) przerwy nieplanowanej – 48 godzin.
X.3.
DOPUSZCZALNE
POZIOMY
ZABURZEŃ
JAKOŚCIOWYCH ENERGII ELEKTRYCZNEJ
X.3.1.
Ustala się poniŜsze dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów jakościowych
energii elektrycznej wprowadzanych przez odbiorniki w sieciach niskich napięć.
X.3.1.1.
Dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów jakościowych energii elektrycznej
wprowadzanych przez odbiorniki w sieciach niskich napięć
PARAMETRÓW
X.3.1.1.1. W przypadku odbiorników o fazowym prądzie znamionowym ≤ 75A, wprowadza się
następujące maksymalnie dopuszczalne poziomy:
1) wartość Pst nie powinna być większa niŜ 1;
2) wartość Pit nie powinna być większa niŜ 0,65;
∆U
3) względna zmiana napięcia d =
nie powinna przekraczać 3%.
Un
gdzie ∆U – róŜnica dowolnych dwóch kolejnych skutecznych wartości napięcia
fazowego
X.3.1.1.2. W przypadku odbiorników o fazowym prądzie znamionowym większym od 75A
wartość Pst powinna mieścić się w granicach 0,6 < Pst < 1 natomiast wartość Pit
powinna wynosić Pit = 0,65 Pst.
X.3.1.2.
Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu
X.3.1.2.1. W celu wyznaczenia maksymalnych poziomów emisji harmonicznych odbiorniki
dzieli się według następującej klasyfikacji:
1) Klasa A – symetryczne, trójfazowe odbiorniki i wszystkie inne z wyjątkiem
zakwalifikowanych do jednej z poniŜszych klas,
____________________________________________________________________________________________________________________
46
DALMOR S.A.
2) Klasa B – narzędzia przenośne, tj. narzędzia elektryczne, które podczas
normalnej pracy trzymane są w rękach i uŜywane tylko przez krótki czas (kilka
minut),
3) Klasa C – sprzęt oświetleniowy wraz ze ściemniaczami,
4) Klasa D – sprzęt o mocy 600 W lub mniejszej następującego rodzaju: komputery
osobiste i monitory do nich oraz odbiorniki telewizyjne.
X.3.1.2.2. Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez odbiorniki
o fazowym prądzie znamionowym ≤ 16A, według przynaleŜności tych odbiorników
do poszczególnych klas:
1) Tablica 1. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy A
Maksymalny dopuszczalny prąd
harmonicznej [A]
2,30
1,14
0,77
0,40
0,33
0,21
15
0,15
n
1,08
0,43
0,30
8
0,23
n
Rząd harmonicznej [n]
3
5
7
9
11
13
15 ≤ n ≤ 39
2
4
6
8 ≤ n ≤ 40
2) Tablica 2. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy B
harmonicznej [A]
3,45
1,71
1,155
0,60
0,495
0,315
15
0,225
n
1,62
0,645
0,45
8
0,345
n
3
5
7
9
11
13
15 ≤ n ≤ 39
2
4
6
8 ≤ n ≤ 40
____________________________________________________________________________________________________________________
47
DALMOR S.A.
3) Tablica 3. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy C
2
3
5
7
9
11 ≤ n ≤ 39
(tylko harmoniczne nieparzyste)
* λ – współczynnik mocy obwodu
harmonicznej, wyraŜony w % harmonicznej
podstawowe prądu zasilającego [%]
2
30λ*
10
7
5
3
4) Tablica 4. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy D
3
5
7
9
11
13 ≤ n ≤ 39
(tylko harmoniczne
nieparzyste)
Maksymalny dopuszczalny
prąd harmonicznej w
przeliczeniu na Wat[mA/W]
3,4
1,9
1,0
0,5
0,35
Maksymalny
dopuszczalny prąd
harmonicznej [A]
2,3
1,14
0,77
0,4
0,33
3,85
n
Patrz Tablica 1.
X.3.1.2.3. Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez odbiorniki
o fazowym prądzie znamionowym > 16A, zakwalifikowane do Klasy A, Klasy B,
Klasy C i Klasy D podano w Tablicy 5.
Tablica 5.
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
≥33
harmonicznej, wyraŜony w % harmonicznej
podstawowe prądu zasilającego [%]
21,6
10,7
7,2
3,8
3,1
2,0
0,7
1,2
1,1
≤0,6
0,9
0,8
≤0,6
0,7
0,7
≤0,6
____________________________________________________________________________________________________________________
48
DALMOR S.A.
CZĘŚĆ SZCZEGÓŁOWA:
BILANSOWANIE SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO I ZARZĄDZANIE
OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI
____________________________________________________________________________________________________________________
49
DALMOR S.A.
A.
POSTANOWIENIA WSTĘPNE
A.1.
ZAKRES PRZEDMIOTOWY I PODMIOTOWY
A.1.1.
IRiESD-Bilansowanie określa zasady, procedury i uwarunkowania bilansowania
systemu oraz realizacji umów sprzedaŜy energii elektrycznej zawartych przez
podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej i realizowanych w sieci dystrybucyjnej
przez OSD, a w szczególności:
a) podmioty i warunki bilansowania systemu dystrybucyjnego,
b) zasady kodyfikacji podmiotów,
c) procedury powiadamiania o umowach sprzedaŜy energii elektrycznej i weryfikacji
powiadomień oraz wymiany informacji w tym zakresie,
d) zasady pozyskiwania i udostępniania danych pomiarowych,
e) procedury zmiany sprzedawcy przez odbiorców,
f) procedury ustanawiania i zmiany podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie
handlowe,
g) zasady wyznaczania, przydzielania i weryfikacji standardowych profili zuŜycia,
h) postępowanie reklamacyjne,
i) zarządzanie ograniczeniami systemowymi.
A.1.2.
Procedury bilansowania i zarządzania ograniczeniami systemowymi w sieci
dystrybucyjnej określone w IRiESD-Bilansowanie obowiązują:
a) Operatorów Systemów Dystrybucyjnych,
b) podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej OSD,
c) uczestników rynku bilansującego (URB), pełniących funkcję podmiotu
odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe (POB) na obszarze OSD,
d) sprzedawców energii elektrycznej działających na obszarze OSD,
e) Operatorów Handlowych (OH) i Handlowo-Technicznych (OHT) reprezentujących
podmioty wymienione w podpunktach od a) do d) w przypadku, gdy ich
działalność operatorska dotyczy sieci dystrybucyjnej OSD.
A.2.
OGÓLNE ZASADY
I DETALICZNEGO
A.2.1.
Podmiotem odpowiedzialnym za funkcjonowanie Rynku Bilansującego i prowadzenie
centralnego mechanizmu bilansowania handlowego jest PSE-Operator S.A., który na
mocy ustawy – Prawo energetyczne oraz posiadanej koncesji realizuje zadania OSP.
Zasady funkcjonowania Rynku Bilansującego określa IRiESP-Bilansowanie.
A.2.2.
OSD w ramach swoich obowiązków, określonych przepisami prawa umoŜliwia, na
podstawie umowy o świadczenie usług dystrybucji, realizację umów sprzedaŜy energii
elektrycznej zawartych przez podmioty przyłączone do jego sieci, przy uwzględnieniu
moŜliwości technicznych systemu dystrybucyjnego oraz przy zachowaniu jego
bezpieczeństwa.
A.2.3.
OSD uczestniczy w administrowaniu Rynkiem Bilansującym w zakresie obsługi
Jednostek Grafikowych (JG), na które składają się Miejsca Dostarczania Energii Rynku
Bilansującego (MB) z obszaru zarządzanej przez niego sieci, za pośrednictwem OSDp.
A.2.4.
OSDp, za pośrednictwem którego „DALMOR” S.A. współpracuje z operatorem
systemu przesyłowego elektroenergetycznego w zakresie bilansowania systemu
dystrybucyjnego, jest ENERGA-Operator S.A. Oddział w Gdańsku.
A.2.5.
Podmiot, którego sieci, urządzenia i instalacje są przyłączone do sieci dystrybucyjnej
OSD nie objętej obszarem Rynku Bilansującego i który posiada umowę o świadczenie
FUNKCJONOWANIA
RYNKU
BILANSUJĄCEGO
____________________________________________________________________________________________________________________
50
DALMOR S.A.
usług dystrybucji z „DALMOR” S.A. albo umowę kompleksową zawartą ze
sprzedawcą, jest Uczestnikiem Rynku Detalicznego (URD).
A.2.6.
URD jest bilansowany handlowo na rynku bilansującym przez URB. URB pełni dla
URD na rynku energii elektrycznej funkcję podmiotu odpowiedzialnego za
bilansowanie handlowe (POB).
A.2.7.
POB jest wskazywany przez sprzedawcę oraz przedsiębiorstwo zajmujące się
wytwarzaniem energii elektrycznej, w umowie o świadczenie usług dystrybucji
zawartej z OSD.
A.2.8.
Zmiana POB odbywa się na warunkach i zasadach określonych w rozdziale D.
niniejszej IRiESD-Bilansowanie.
A.2.9.
Podstawą dokonania zmiany, o której mowa w punkcie A.4.8., jest wprowadzenie
odpowiednich zapisów we wszystkich wymaganych umowach pomiędzy OSD,
sprzedawcą, wytwórcą, dotychczasowym POB i POB przejmującym odpowiedzialność
za bilansowanie handlowe, a takŜe, jeŜeli jest to niezbędne z OSDp, zgodnie
z zasadami opisanymi w rozdziale D.
A.2.10. Informacja o sprzedawcach, o których mowa w art. 5 ust. 2a pkt 1 lit. b) ustawy –
Prawo energetyczne (zwanych dalej „sprzedawcami rezerwowymi”) działających na
terenie OSD, podana jest na stronie internetowej OSD.
A.2.11. OSD zamieszcza na swojej stronie internetowej oraz udostępnia do publicznego
wglądu w swojej siedzibie:
a) aktualną listę sprzedawców energii elektrycznej, z którymi zawarł umowy
o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej (zwanymi dalej „generalną
umową dystrybucji” – GUD),
b) informacje o sprzedawcy z urzędu energii elektrycznej,
c) wzorce umów zawieranych z uŜytkownikami systemu, w szczególności wzorce
umów zawieranych z odbiorcami końcowymi.
A.3.
WARUNKI
REALIZACJI
UMÓW
SPRZEDAśY
ORAZ
UMÓW
KOMPLEKSOWYCH I UCZESTNICTWA W PROCESIE BILANSOWANIA
A.3.1.
OSD zapewnia podmiotom przyłączonym do sieci dystrybucyjnej realizację umów
sprzedaŜy energii elektrycznej lub umów kompleksowych zawartych przez te
podmioty, jeŜeli zostaną one zgłoszone do OSD w obowiązującej formie, trybie
i terminie oraz pod warunkiem spełnienia przez te podmioty wymagań określonych w
IRiESD i odpowiednich umowach zawartych z OSD.
A.3.2.
Wytwórcy, odbiorcy oraz sprzedawcy, którzy posiadają zawartą z „DALMOR” S.A.
umowę o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, mogą zlecić
wykonywanie swoich obowiązków wynikających z IRiESD-Bilansowanie innym
podmiotom, o ile nie jest to sprzeczne z postanowieniami obowiązującego prawa
i posiadanymi koncesjami. Podmioty te działają w imieniu i na rzecz wytwórcy,
odbiorcy lub sprzedawcy.
A.3.3.
Warunki i wymagania formalno-prawne.
A.3.3.1. OSD realizuje zawarte przez URD umowy sprzedaŜy energii elektrycznej, po:
a) uzyskaniu przez URD odpowiednich koncesji – jeŜeli jest taki wymóg prawny,
b) zawarciu przez URD umowy o świadczenie usług dystrybucji z OSD,
c) zawarciu przez URD typu odbiorca (URDO) umowy z wybranym sprzedawcą,
posiadającym zawartą generalną umowę dystrybucji z OSD,
____________________________________________________________________________________________________________________
51
DALMOR S.A.
d) zawarciu przez URD typu wytwórca (URDW) umowy z wybranym POB,
posiadającym zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji z OSDp i OSD.
A.3.3.2. Umowa o świadczenie usług dystrybucji zawarta pomiędzy URD a OSD spełnia
wymagania określone w ustawie – Prawo energetyczne i powinna zawierać
w szczególności następujące elementy:
a) zobowiązanie stron do stosowania w pełnym zakresie postanowień IRiESD,
b) wskazanie POB, a w przypadku URDW równieŜ zasad jego zmiany,
c) algorytm wyznaczania rzeczywistej ilości energii elektrycznej w Punkcie
Dostarczania Energii (PDE),
A.3.3.3. Umowa o świadczenie usług dystrybucji zawierana przez OSD z POB spełnia
wymagania określone w ustawie – Prawo energetyczne art.5 ust.2 pkt 2 oraz powinna
zawierać co najmniej elementy określone w IRiESD OSDp.
Jednocześnie POB powinien posiadać zawartą umowę przesyłową z OSP, przydzielone
i uaktywnione przez OSP MB w sieci OSDp/OSDn, zawartą umowę o świadczenie
usług dystrybucji z OSDp oraz spełniać procedury i warunki zawarte w niniejszej
IRiESD.
A.3.3.4. Umowa, o której mowa w punkcie A.5.3.3., jest rozwiązywana automatycznie ze
skutkiem natychmiastowym w przypadku zawieszenia przez OSP działalności POB na
rynku bilansującym, niezaleŜnie od przyczyn.
A.3.3.5. Generalna umowa dystrybucji zawierana przez OSD ze sprzedawcą spełnia wymagania
określone w ustawie – Prawo energetyczne art.5 ust.2 pkt 2 i ust. 2a pkt 3 oraz powinna
zawierać co najmniej elementy określone w IRiESD OSDp.
Generalna umowa dystrybucji reguluje kompleksowo stosunki pomiędzy sprzedawcą
i OSD oraz dotyczy wszystkich URD z obszaru działania OSD, którym ten sprzedawca
będzie sprzedawać energię elektryczną. Sprzedawca posiadający zawartą z OSD
generalną umowę dystrybucji moŜe pełnić funkcję sprzedawcy rezerwowego po
wskazaniu tego w GUD.
A.3.3.6. Umowa, o której mowa w punkcie A.5.3.5., jest rozwiązywana automatycznie ze
skutkiem natychmiastowym w przypadku utraty przez sprzedawcę POB świadczącego
na jego rzecz usługę bilansowania handlowego na rynku bilansującym. Od momentu
rozwiązania ww. umowy, sprzedaŜ energii elektrycznej do URD typu odbiorca jest
realizowana przez sprzedawcę rezerwowego, wskazanego przez tego URD.
A.4.
ZASADY KONFIGURACJI PODMIOTOWEJ I OBIEKTOWEJ RYNKU
DETALICZNEGO ORAZ NADAWANIA KODÓW IDENTYFIKACYJNYCH
A.4.1.
W ramach obowiązków związanych z administrowaniem rynkiem detalicznym OSD
realizuje następujące zadania:
a) Przyporządkowuje do POB określone MB słuŜące do reprezentowania na RB ilości
dostarczanej energii elektrycznej na podstawie danych konfiguracyjnych
przekazanych przez OSDp oraz umów przesyłowych i dystrybucji,
b) Przyporządkowuje sprzedawców oraz URD typu wytwórca do poszczególnych
MB, przydzielonych POB, jako podmiotowi prowadzącemu bilansowanie
handlowe na RB, na podstawie umów o świadczenie usług dystrybucji
i generalnych umów dystrybucji,
c) Przyporządkowuje URD do poszczególnych MDD przydzielonych sprzedawcom
realizującym umowy sprzedaŜy energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej na
podstawie generalnych umów dystrybucji,
d) Realizuje procedurę zmiany POB przez sprzedawcę lub URD typu wytwórca.
____________________________________________________________________________________________________________________
52
DALMOR S.A.
A.4.2.
OSD nadaje kody identyfikacyjne podmiotom, których urządzenia są przyłączone do
sieci dystrybucyjnej.
A.4.3.
OSD nadaje kody identyfikacyjne sprzedawcom realizującym umowy sprzedaŜy
energii elektrycznej w sieci OSD oraz URD przyłączonym do sieci dystrybucyjnej
zarządzanej przez OSD. Kody te zawierają czteroliterowe oznaczenie podmiotu,
oznaczenie Operatora Systemu Dystrybucyjnego, literę charakteryzującą podmiot oraz
numer podmiotu i mają następującą postać:
a) URD typu wytwórca – AAAA_Kod OSD_W_XXXX, gdzie:
(oznaczenie literowe podmiotu)_(oznaczenie kodowe OSD)_W_(numer podmiotu),
b) URD typu odbiorca – AAAA_Kod OSD_O_XXXX, gdzie:
(oznaczenie literowe podmiotu)_(oznaczenie kodowe OSD)_O_(numer podmiotu),
c) Sprzedawca – AAAA_Kod OSD_P_XXXX, gdzie:
(oznaczenie literowe podmiotu)_(oznaczenie kodowe OSD)_P_(numer podmiotu).
OSD moŜe przyporządkować kody identyfikacyjne sprzedawcom realizującym umowy
sprzedaŜy energii elektrycznej w sieci OSD, które zostały im nadane przez OSDp.
A.4.4.
Oznaczenia kodowe OSD są zgodne z nadanym przez OSP czteroliterowym
oznaczeniem kodu OSDp, za pośrednictwem którego OSD współpracuje z OSP,
wynikającym z zawartej pomiędzy tym OSDp i OSP umowy przesyłowej.
A.4.5.
Sprzedawca jest zobowiązany do potwierdzenia OSD faktu rejestracji (posiadania kodu
identyfikacyjnego) przed pierwszym zgłoszeniem do niego umowy sprzedaŜy energii
elektrycznej.
A.4.6.
Nadanie kodów identyfikacyjnych oraz potwierdzenie faktu rejestracji odbywa się
poprzez zawarcie umowy o świadczenie usług dystrybucji lub generalnej umowy
dystrybucyjnej pomiędzy podmiotem oraz OSD. Umowy te zawierają niezbędne
elementy, o których mowa w IRiESD-Bilansowanie.
A.4.7.
OSD nadaje kody identyfikacyjne obiektom rynku detalicznego wykorzystywanym
w procesie wyznaczania danych pomiarowo-rozliczeniowych.
A.4.8.
Kody Miejsc Dostarczania Energii Rynku Detalicznego (MDD) mają następującą
postać:
MDD_AAAA_XX_XXXX_XX (19 znaków), gdzie:
(rodzaj obiektu)_(oznaczenie literowe POB)_(kod typu URD w MDD)_(numer
obiektu MB)_(numer obiektu RD),
A.4.9.
Kody Punktów Dostarczania Energii (PDE) mają następującą postać:
PDE_AAAA_Kod OSD_A_XXXX, gdzie:
(rodzaj obiektu)_(oznaczenie literowe podmiotu)_(kod OSD)_(typ URD)_(numer
podmiotu),
A.4.10. Kody Fizycznych Punktów Pomiarowych (FPP) mają następującą postać:
AAAAAA_XX, gdzie:
(kod obiektu energetycznego)_(kod urządzenia energetycznego),
A.4.11. Punkt Poboru Energii (PPE jest najmniejszą jednostką, dla której odbywa się
zbilansowanie dostaw oraz dla której moŜe nastąpić zmiana dostawcy. PPE moŜe być
zarówno punktem fizycznym, jak i logicznym.
Kody PPE mają następującą postać:
AA_Kod OSD_XXXXXXXXXX_XX, gdzie:
(kod kraju)_(kod OSD)_(unikalne dopełnienie)_(liczba kontrolna),
____________________________________________________________________________________________________________________
53
DALMOR S.A.
B.
PROCEDURA POWIADAMIANIA O ZAWARTYCH UMOWACH
SPRZEDAśY ENERGII ELEKTRYCZNEJ ORAZ ZAWIERANIA
UMÓW DYSTRYBUCJI Z URDO
B.1.
OGÓLNE ZASADY
B.1.1.
Sprzedawca jako jedna ze stron umowy sprzedaŜy, zgłasza do OSD w formie
powiadomienia, w imieniu własnym i URD, informacje o zawartej umowie sprzedaŜy
B.1.2.
Powiadomienia, o których mowa w punkcie B.1.1., dokonuje się na formularzu
określonym przez OSD, zawierającym co najmniej:
a) oznaczenie stron umowy wraz z ich danymi teleadresowymi,
b) informację o adresie obiektu, którego zgłoszenie dotyczy,
c) informację o okresie obowiązywania umowy,
d) informację o dacie rozwiązania dotychczasowej umowy sprzedaŜy,
e) informację o planowanej ilości energii objętej umową, w podziale na okresy
określone przez OSD.
Wzór formularza dostępny jest na stronie internetowej OSD.
B.1.3.
Strony umowy sprzedaŜy energii elektrycznej są zobowiązane do informowania OSD
o zmianach dokonanych w ww. umowie, w zakresie danych określonych w punkcie
B.1.2. Powiadomienia naleŜy dokonać zgodnie z punktem B.1.1. na formularzu
określonym przez OSD z co najmniej 14-sto dniowym wyprzedzeniem.
B.1.4.
Dla umów sprzedaŜy energii elektrycznej dotyczących nowego PPE lub nowego URD
w danym PPE, sprzedawca zgłasza je do OSD za pośrednictwem powiadomienia,
o którym mowa w punkcie B.1.1.
B.1.5.
W przypadku, o którym mowa powyŜej, URDO zgłasza wniosek o zawarcie umowy
dystrybucji. Wzór wniosku jest przygotowany i opublikowany przez OSD na stronie
internetowej.
B.1.6.
Umowa dystrybucji musi być zawarta przed przesłaniem powiadomienia, o którym
mowa w punkcie B.1.1.
B.1.7.
Umowa dystrybucji wchodzi w Ŝycie w dniu rozpoczęcia sprzedaŜy energii
elektrycznej przez sprzedawcę, z którym URDO ma podpisaną umowę sprzedaŜy
B.2.
WERYFIKACJA POWIADOMIEŃ
B.2.1.
OSD dokonuje weryfikacji otrzymanych powiadomień o zawartych umowach
sprzedaŜy energii elektrycznej pod względem ich zgodności w zakresie określonym
w punkcie B.1.2., w terminie do pięciu dni roboczych od daty otrzymania
powiadomień od obu stron umowy sprzedaŜy energii elektrycznej.
B.2.2.
W przypadku pozytywnej weryfikacji powiadomień, o której mowa w punkcie B.2.1.,
OSD przystępuje do konfiguracji obiektów rynku detalicznego wykorzystywanych
w procesie wyznaczania danych pomiarowo-rozliczeniowych, w tym we współpracy
z OSDp.
B.2.3.
JeŜeli w procesie weryfikacji zaistnieją:
a) braki formalne w dokumentach powiadomienia; lub
b) niezgodności otrzymanych informacji pomiędzy powiadomieniami dokonanymi
przez strony umowy; lub
____________________________________________________________________________________________________________________
54
DALMOR S.A.
c) brak generalnej umowy dystrybucji zawartej pomiędzy OSD a sprzedawcą; lub
d) brak umowy o świadczenie usług dystrybucji zawartej pomiędzy OSD,
a wskazanym przez sprzedawcę POB; lub
e) brak umowy o świadczenie usług dystrybucji zawartej pomiędzy OSDp,
a wskazanym przez sprzedawcę POB.
OSD informuje w terminie określonym w punkcie B.2.1. strony umowy sprzedaŜy
energii elektrycznej o braku moŜliwości jej realizacji, wskazując przyczyny odrzucenia
powiadomień i informując o konieczności dokonania skorygowanego powiadomienia.
B.2.4.
OSD dokonuje ponownej weryfikacji umowy sprzedaŜy energii elektrycznej wskazanej
w odrzuconych powiadomieniach, po otrzymaniu skorygowanych powiadomień
zgodnie z punktem B.1.1., w terminie określonym w punkcie B.2.1.
C. ZASADY WYZNACZANIA, PRZEKAZYWANIA I UDOSTĘPNIANIA
DANYCH POMIAROWYCH
C.1.
WYZNACZANIE ORAZ PRZEKAZYWANIE DANYCH POMIAROWYCH
I POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH
C.1.1.
OSD pełni funkcję Operatora Pomiarów i administruje danymi pomiarowymi
w obszarze sieci dystrybucyjnej. OSD moŜe zlecić realizację niektórych funkcji
Operatora Pomiarów innemu podmiotowi.
C.1.2.
Administrowanie przez OSD danymi pomiarowymi w obszarze sieci dystrybucyjnej
polega na wyznaczaniu ilości dostaw energii elektrycznej dla potrzeb rozliczeń na
Rynku Bilansującym oraz Rynku Detalicznym i obejmuje następujące działania:
a) eksploatacja i rozwój Lokalnego Systemu Pomiarowo-Rozliczeniowego (LSPR),
słuŜącego pozyskiwaniu, przetwarzaniu oraz zarządzaniu danymi pomiarowymi,
b) akwizycja danych pomiarowych z układów pomiarowo-rozliczeniowych energii
elektrycznej zainstalowanych na obszarze działania OSD,
c) wyznaczanie ilości dostaw energii elektrycznej w poszczególnych fizycznych
punktach poboru energii z sieci dystrybucyjnej,
d) agregacja ilości dostarczanej energii elektrycznej w poszczególnych wirtualnych
punktach poboru energii z sieci dystrybucyjnej,
e) udostępnianie POB, sprzedawcom oraz URD danych pomiarowych i pomiaroworozliczeniowych,
f) udostępnianie OSP za pośrednictwem OSDp danych pomiarowych i pomiaroworozliczeniowych,
g) rozpatrywanie reklamacji, zgłaszanych przez podmioty wymienione w podpunkcie
e), dotyczących przyporządkowanych im ilości dostarczanej energii elektrycznej
i wprowadzanie niezbędnych korekt w wymagających tego przypadkach.
Przekazywanie danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych do OSP, o którym
mowa w podpunkcie f), odbywa się na zasadach określonych w IRiESD OSDp lub
umowie zawartej z OSDp.
C.1.3.
OSD pozyskuje dane pomiarowe i wyznacza rzeczywiste ilości dostaw energii
elektrycznej poprzez LSPR.
C.1.4.
OSD wyznacza godzinowe ilości energii rzeczywistej, o której mowa w punkcie C.1.2.
podpunkt c) oraz d), w podziale na rzeczywistą ilość energii pobraną z sieci i oddaną
do sieci dystrybucyjnej.
____________________________________________________________________________________________________________________
55
DALMOR S.A.
C.1.5.
OSD wyznacza ilości energii rzeczywistej wynikającej z fizycznych dostaw energii
elektrycznej w sieci dystrybucyjnej na podstawie:
a) uzyskanych danych pomiarowych z fizycznych punktów pomiarowych; lub
b) danych szacunkowych, wyznaczanych na podstawie danych historycznych oraz
w oparciu o zasady określone w IRiESD-Bilansowanie, w przypadku awarii
układu pomiarowego lub systemu transmisji danych; lub
c) danych szacunkowych w przypadku braku układu transmisji danych; lub
d) standardowych profili zuŜycia (o których mowa w rozdziale G.), ilości energii
rzeczywistej, wyznaczonych w sposób określony w podpunkcie a) i b) oraz
algorytmów agregacji dla tych punktów poboru z sieci dystrybucyjnej, którym
został przyporządkowany standardowy profil zuŜycia.
C.1.6.
Do określenia ilości energii elektrycznej wprowadzonej do lub pobranej z sieci
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.1.7.
W przypadku awarii lub wadliwego działania układów pomiarowo-rozliczeniowych,
o których mowa w punkcie C.1.6., ilość energii elektrycznej wprowadzanej do lub
pobieranej z sieci określa się w kaŜdej godzinie doby, na podstawie:
a) współczynników korekcji właściwych dla stwierdzonej nieprawidłowości lub
awarii (o ile jest moŜliwe ich określenie); lub
b) ilości energii elektrycznej w odpowiedniej godzinie i dniu tygodnia
poprzedzającego awarię.
C.1.8.
W przypadku braku danych pomiarowych, spowodowanym brakiem lub awarią układu
transmisji danych pomiarowych lub zakłóceniem w procesie zdalnego pozyskiwania
danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych, OSD w procesie udostępniania danych
moŜe wykorzystać dane wyznaczone zgodnie z IRiESD albo zgłoszone przez
Sprzedawcę, POB lub URD.
C.1.9.
Dane pomiarowe i pomiarowo-rozliczeniowe udostępniane są przez OSD dla
podmiotów posiadających zawarte umowy o świadczenie usług dystrybucji poprzez
systemy wymiany informacji OSD, na zasadach i w terminach określonych w tych
umowach oraz niniejszej IRiESD.
C.1.10. Na potrzeby rozliczeń Rynku Bilansującego OSD wyznacza i udostępnia godzinowe
dane pomiarowe i pomiarowo-rozliczeniowe dla:
a) OSP na zasadach określonych w IRiESD OSDp lub w umowie z OSDp,
b) POB jako zagregowane MB na rynku bilansującym i MDD bilansowanych
sprzedawców i URDW,
c) sprzedawców jako zagregowane MDD,
zachowując zgodność przekazywanych danych.
C.1.11. Na potrzeby rozliczeń Rynku Detalicznego OSD udostępnia nastepujące dane
pomiarowe:
a) Sprzedawcom:
• o zuŜyciu odbiorców w okresie rozliczeniowym umoŜliwiające wyznaczenie
rzeczywistego zuŜycia energii elektrycznej poszczególnych URD –
przekazywane do piątego dnia roboczego po zakończeniu okresu
rozliczeniowego opłat dystrybucyjnych,
• godzinowe URD po ich uzyskaniu przez OSD.
Sposób przekazywania danych określa GUD, zawarta pomiędzy Sprzedawcą
i OSD.
b) URD:
____________________________________________________________________________________________________________________
56
DALMOR S.A.
•
o zuŜyciu w PPE za okres rozliczeniowy lub umoŜliwiające wyznaczenie
rzeczywistego zuŜycia energii, przekazywane wraz z fakturą za usługi
dystrybucyjne,
• godzinowe URD – na zlecenie URD, na zasadach i warunkach określonych
w umowie.
Dane pomiarowe są udostępniane z dokładnością do 1 kWh.
C.1.12. OSD udostępnia Sprzedawcy dane pomiarowe, o których mowa powyŜej, oraz wstępne
dane pomiarowe (tylko w przypadku ich pozyskiwania przez OSD) tych URD (dla
PDE), którzy wyraŜają na to zgodę w umowach o świadczenie usług dystrybucji
zawartych z OSD. Udostępnianie wstępnych danych pomiarowych odbywa się na
zasadach określonych w GUD.
C.1.13. Dane pomiarowe wyznaczone na potrzeby RB korygowane są w przypadku:
a) pozyskania danych rzeczywistych w miejsce szacowanych,
b) korekty danych składowych,
c) rozpatrzenia reklamacji w zakresie poprawności danych
i zgłaszane są do OSP na zasadach określonych w IRiESD OSDp lub w umowie
zawartej z OSDp.
C.1.14. URD, Sprzedawcy oraz POB mają prawo wystąpić do OSD z wnioskiem o dokonanie
korekty danych pomiarowych w terminach i na zasadach określonych w rozdziale
III.3. części ogólnej niniejszej IRiESD.
D. PROCEDURY USTANAWIANIA I ZMIANY PODMIOTÓW
ODPOWIEDZIALNYCH ZA BILANSOWANIE HANDLOWE
D.1.
Sprzedawca zobowiązany jest wskazać w generalnej umowie dystrybucji zawartej
z OSD podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe (POB) jego i URD
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej OSD, którzy zawarli umowę sprzedaŜy z tym
sprzedawcą.
D.2.
Zmiana podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe następuje zgodnie
z zapisami niniejszej IRiESD-Bilansowanie oraz odpowiednimi zapisami w umowach
zawartych pomiędzy:
a) Sprzedawcą lub URD typu wytwórca i:
• OSD,
• POB przekazującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe,
• POB przejmującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe
oraz
b) OSP i:
• POB przekazującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe,
• POB przejmującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe,
• OSDp
oraz
c) OSD i POB przekazującym oraz przejmującym odpowiedzialność za bilansowanie
handlowe
oraz
d) OSD i OSDp.
D.3.
POB przejmujący odpowiedzialność za bilansowanie handlowe sprzedawcy lub
wytwórcy powinien posiadać zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji z OSDp.
____________________________________________________________________________________________________________________
57
DALMOR S.A.
D.4.
W przypadku zmiany przez sprzedawcę lub wytwórcę podmiotu odpowiedzialnego za
bilansowanie handlowe, sprzedawca lub wytwórca, POB przekazujący
odpowiedzialność za bilansowanie handlowe oraz POB przejmujący tą
odpowiedzialność, są zobowiązani do powiadomienia OSD o tym fakcie, drogą
elektroniczną lub w formie pisemnej listem poleconym na formularzu udostępnionym
na stronie internetowej OSD. OSD dokonuje weryfikacji zgodności powiadomień
i informuje o jej wyniku zainteresowane podmioty drogą elektroniczną lub w formie
pisemnej listem poleconym. Przekazywana informacja zawiera równieŜ datę, od której
następuje zmiana POB, z zastrzeŜeniem punktu D.5. Szczegółowe zasady wymiany
informacji określone są w umowach zawartych przez te podmioty z OSD.
D.5.
Zmiana podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe następuje od początku
nowego okresu rozliczeniowego obowiązującego na Rynku Bilansującym
następującego po dacie otrzymania przez OSD powiadomień od sprzedawcy lub
wytwórcy oraz POB przekazującego i przejmującego odpowiedzialność za
bilansowanie handlowe, jednak nie wcześniej niŜ po 10 dniach kalendarzowych od
powyŜszej daty.
D.6.
W przypadku, gdy POB wskazany przez sprzedawcę lub wytwórcę, jako
odpowiedzialny za bilansowanie handlowe zaprzestanie działalności na RB, wówczas
odpowiedzialność za bilansowanie handlowe przechodzi ze skutkiem od dnia
zaprzestania tej działalności przez dotychczasowego POB na nowego POB
wskazanego przez sprzedawcę rezerwowego dla odbiorcy lub przez OSD w przypadku
utraty POB przez wytwórcę. Jednocześnie sprzedaŜ energii elektrycznej do tych
odbiorców przejmuje sprzedawca rezerwowy. Postanowienia tego punktu stosuje się
z zastrzeŜeniem postanowień punktu D.7., w którym jest mowa o planowanym
zaprzestaniu funkcjonowania na Rynku Bilansującym POB.
D.7.
POB odpowiedzialny za bilansowanie sprzedawcy jest zobowiązany do
natychmiastowego skutecznego poinformowania OSD i sprzedawcy lub wytwórcy,
który go wskazał, o zaprzestaniu działalności na RB.
E.
PROCEDURY
ZMIANY
SPRZEDAWCY
ORAZ
UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW
ZASADY
E.1.
WYMAGANIA OGÓLNE
E.1.1.
Procedura zmiany sprzedawcy energii elektrycznej zawarta w niniejszym rozdziale,
dotyczy odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej OSD nie objętych
rozszerzonym obszarem RB.
E.1.2.
Podstawą realizacji sprzedaŜy energii elektrycznej na obszarze działania OSD jest
GUD, zawarta przez sprzedawcę z OSD. Generalna umowa dystrybucji reguluje
kompleksowo stosunki pomiędzy sprzedawcą a OSD oraz określa warunki sprzedaŜy
energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
OSD, którym ten sprzedawca będzie sprzedawać energię elektryczną.
E.1.3.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe podmiotów chcących skorzystać z prawa wyboru
sprzedawcy muszą spełniać postanowienia punktu II.4.4. niniejszej IRiESD.
URD zawiera z OSD umowę o świadczenie usług dystrybucji przed rozwiązaniem
umowy kompleksowej. Umowa o świadczenie usług dystrybucji między URD i OSD
powinna zostać zawarta przed zgłoszeniem do OSD przez sprzedawcę powiadomienia,
o którym mowa w punkcie B.1.1.
____________________________________________________________________________________________________________________
58
DALMOR S.A.
E.1.4.
Przy kaŜdej zmianie przez odbiorcę sprzedawcy, dokonywany jest przez OSD odczyt
wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego. Ustalenie wskazań układu pomiaroworozliczeniowego na dzień zmiany sprzedawcy, dokonywane jest na podstawie odczytu
wykonanego maksymalnie z pięciodniowym wyprzedzeniem lub opóźnieniem.
Dla odbiorców przyłączonych do sieci OSD na niskim napięciu, OSD moŜe ustalić
wskazania układu pomiarowo-rozliczeniowego na dzień zmiany sprzedawcy równieŜ
na podstawie ostatniego posiadanego odczytu, jednak nie starczego niŜ 6 miesięcy,
przeliczonego na dzień zmiany sprzedawcy na podstawie przyznanego profilu lub
średniodobowego zuŜycia energii w ostatnim okresie rozliczeniowym, za który OSD
posiada odczytane wskazania.
E.1.5.
Zmiana sprzedawcy, tj. wejście w Ŝycie nowej umowy sprzedaŜy zawartej pomiędzy
URD a sprzedawcą, dokonywana jest w pierwszym dniu miesiąca kalendarzowego
następującego po miesiącu, w którym OSD otrzymał powiadomienie zawarcia umowy
sprzedaŜy z nowym sprzedawcą i dokonał pozytywnej weryfikacji tego
powiadomienia, z uwzględnieniem zapisów obowiązującej umowy o świadczenie usług
dystrybucji oraz przy zachowaniu terminów, o których mowa w punkcie B.1.2.
E.1.6.
Odbiorca moŜe mieć dla jednego PPE zawartą dowolną ilość umów sprzedaŜy energii
elektrycznej. W umowie o świadczenie usług dystrybucji odbiorca wskazuje tylko
jednego ze swoich sprzedawców, tzw. Sprzedawcę podstawowego. Powiadomienia,
o którym mowa w punkcie B.1.1., dokonuje wyłącznie sprzedawca podstawowy.
Energia elektryczna zmierzona w PPE odbiorcy, będzie wykazywana na MB POB
wskazanego GUD przez sprzedawcę podstawowego.
E.1.7.
Zmiana sprzedawcy dokonywana jest z uwzględnieniem zapisów obowiązujących
umów o świadczenie usług dystrybucji, przy czym:
a) proces pierwszej zmiany sprzedawcy przez dotychczasowego odbiorcę
przedsiębiorstwa pełniącego obowiązki sprzedawcy z urzędu nie powinien
przekroczyć okresu 30 dni, licząc od momentu otrzymania przez OSD
powiadomień, o których mowa w punkcie B.1.1.,
b) proces kolejnej zmiany sprzedawcy nie powinien przekroczyć okresu 14 dni licząc
od momentu otrzymania przez OSD powiadomień, o których nowa w punkcie
B.1.1.
E.2.
PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY PRZEZ ODBIORCĘ
E.2.1.
Warunkiem koniecznym, umoŜliwiającym zmianę sprzedawcy jest istnienie umowy
o świadczenie usług dystrybucji, zawartej pomiędzy OSD a odbiorcą oraz spełnienie
wymagań określonych w punkcie E.1.
E.2.2.
Odbiorca dokonuje wyboru sprzedawcy i zawiera z nim umowę sprzedaŜy energii
elektrycznej.
E.2.3.
Odbiorca wypowiada dotychczasową umowę sprzedaŜy/umowę kompleksową lub
upowaŜnia nowego sprzedawcę do dokonania wypowiedzenia.
E.2.4.
Nowy sprzedawca w imieniu własnym i odbiorcy, powiadamia OSD (na zasadach
określonych w punkcie B.1.1.) oraz dotychczasowego sprzedawcę, o fakcie zawarcia
umowy sprzedaŜy z odbiorcą.
E.2.5.
OSD w terminie do 5 dni roboczych od dnia przyjęcia powiadomień, o których mowa
w punkcie B.1.1., dokonuje ich weryfikacji, zgodnie z zapisami rozdziału B. OSD
informuje nowego sprzedawcę o wyniku przeprowadzonej weryfikacji.
____________________________________________________________________________________________________________________
59
DALMOR S.A.
E.2.6.
Dla dotychczasowego sprzedawcy OSD zaprzestaje, z ostatnim dniem miesiąca
kalendarzowego, w którym nastąpiło powiadomienie, o którym mowa w punkcie
E.2.4., świadczenia usług dystrybucji umoŜliwiających realizację umowy sprzedaŜy
zawartej pomiędzy odbiorcą i dotychczasowym sprzedawcą.
Z pierwszym dniem następnego miesiąca kalendarzowego OSD umoŜliwia realizację
umowy sprzedaŜy zawartej pomiędzy odbiorcą i nowym sprzedawcą.
E.3.
ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW
E.3.1.
Udzielanie informacji uŜytkownikom systemu oraz podmiotom ubiegającym się
o przyłączenie do sieci na temat świadczonych usług dystrybucji oraz zasad i procedur
zmiany sprzedawcy odbywa się na zasadach opisanych w rozdziale III.3. części ogólnej
niniejszej IRiESD dotyczącej standardów jakościowych obsługi odbiorców.
E.3.2.
OSD informuje odbiorców o warunkach zmiany sprzedawcy, a w szczególności o:
a) uwarunkowaniach formalno-prawnych,
b) ogólnych zasadach funkcjonowania rynku bilansującego,
c) procedurach zmiany sprzedawcy,
d) wymaganych umowach,
e) prawach i obowiązkach podmiotów korzystających z prawa wyboru sprzedawcy,
f) procedurach powiadamiania o zawartych umowach sprzedaŜy energii elektrycznej
oraz weryfikacji powiadomień,
g) zasadach ustanawiania i zmiany podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie
handlowe,
h) warunkach świadczenia usług dystrybucji energii elektrycznej.
E.3.3.
Odpowiedzi na zapytanie złoŜone pisemnie w formie listownej lub elektronicznej przez
odbiorcę OSD udziela w terminie 14 dni od daty wpłynięcia zapytania do OSD.
E.3.4.
OSD informuje odbiorcę, który zawarł umowę sprzedaŜy energii elektrycznej ze
sprzedawcą nie posiadającym zawartej z OSD generalnej umowy dystrybucji
o wystąpieniu tego faktu.
E.3.5.
Lista sprzedawców mających zawarte generalne umowy dystrybucji z OSD jest
publikowana na stronie internetowej OSD.
F.
F.1.
POSTĘPOWANIE REKLAMACYJNE
Składanie i rozpatrywanie reklamacji odbywa się na zasadach opisanych w rozdziale
III.3. części ogólnej niniejszej IRiESD dotyczącej standardów jakościowych obsługi
odbiorców.
G. ZASADY WYZNACZANIA, PRZYDZIELANIA I WERYFIKACJI
STANDARDOWYCH PROFILI ZUśYCIA
G.1.
OSD określa standardowe profile zuŜycia (profile) na podstawie pomierzonych
zmienności obciąŜeń dobowych odbiorców kontrolnych objętych pomiarami
zmienności obciąŜenia, wytypowanych przez OSD spośród odbiorców przyłączonych
bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV
oraz mocy nie większej niŜ 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia
____________________________________________________________________________________________________________________
60
DALMOR S.A.
przedlicznikowego w torze prądowym nie większym niŜ 63 A, przy zastosowaniu
technik statystyki matematycznej. „DALMOR” S.A. opiera się na profilach
zamieszczonych w IRiESD OSDp.
G.2.
Dla odbiorców, o których mowa w punkcie G.1., którzy chcą skorzystać z prawa
wyboru sprzedawcy, OSD na podstawie:
a) parametrów technicznych przyłącza,
b) grupy taryfowej określonej w umowie o świadczenie usług dystrybucji,
c) historycznego lub przewidywanego rocznego zuŜycia energii elektrycznej,
przydziela odpowiedni profil i planowaną ilość poboru energii elektrycznej na rok
kalendarzowy.
G.3.
Przydzielony dla odbiorcy profil oraz planowana ilość poboru energii elektrycznej jest
przyjmowana w GUD zawartej przez sprzedawcę tego odbiorcy profilowego z OSD.
G.4.
Sprzedawca, o którym mowa w punkcie G.3., na podstawie zapisanych w GUD profili
i planowanej ilości poboru energii elektrycznej, dokonuje zgłoszeń umowy zgodnie
z zapisami IRiESP.
G.5.
W przypadku zmiany parametrów, o których mowa w punkcie G.2., odbiorca jest
zobowiązany do powiadomienia OSD. W takim przypadku OSD dokonuje weryfikacji
przydzielonego profilu oraz planowanej ilości poboru energii elektrycznej i dokonuje
odpowiednich zmian w GUD, o której mowa w punkcie G.3.
H. ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI
H.1.
OSD identyfikuje ograniczenia systemowe ze względu na spełnienie wymagań
niezawodności dostaw energii elektrycznej.
H.2.
Ograniczenia systemowe dzielone są na:
a) ograniczenia elektrowniane,
b) ograniczenia sieciowe.
H.3.
Ograniczenia elektrowniane obejmują restrykcje w pracy elektrowni spowodowane
przez:
a) parametry techniczne poszczególnych jednostek wytwórczych,
b) przyczyny technologiczne w elektrowni,
c) działanie siły wyŜszej,
d) realizację polityki energetycznej państwa.
H.4.
OSD identyfikuje ograniczenia systemowe jako:
a) maksymalne dopuszczalne moce wytwarzane i/lub maksymalna liczbę jednostek
wytwórczych pracujących w danym węźle lub grupie węzłów,
b) minimalne niezbędne moce wytwarzane i/lub minimalną liczbę jednostek
wytwórczych pracujących w danym węźle lub grupie węzłów,
c) planowane ograniczenia dystrybucyjne na wskazanych przekrojach sieciowych.
H.5.
Identyfikacja ograniczeń systemowych jest wykonywana przez OSD na podstawie
analiz sieciowych uwzględniających:
a) plan wyłączeń elementów sieci dystrybucyjnej,
b) plan remontów jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej,
c) wymagania dotyczące jakości i niezawodności pracy sieci dystrybucyjnej.
____________________________________________________________________________________________________________________
61
DALMOR S.A.
H.6.
Analizy sieciowe dla potrzeb identyfikacji ograniczeń systemowych w planach
koordynacyjnych są realizowane przez OSD z wykorzystaniem dostępnych programów
analitycznych i na bazie najbardziej aktualnych modeli matematycznych KSE.
H.7.
Ograniczenia systemowe są identyfikowane w cyklach pokrywających się z planami
koordynacyjnymi oraz udostępniane w ramach planów koordynacyjnych.
H.8.
OSD przy planowaniu pracy sieci uwzględnia ograniczenia występujące w pracy sieci
dystrybucyjnej OSDp oraz zgłoszone przez wytwórców ograniczenia dotyczące
jednostek wytwórczych przyłączonych do jego sieci, mając na celu minimalizację
skutków tych ograniczeń.
H.9.
W przypadku wystąpienia ograniczeń systemowych OSD prowadzi ruch sieci
dystrybucyjnej na podstawie poleceń telefonicznych OSDp oraz zgodnie z „Wykazem
ograniczeń z określeniem dopuszczalnej wartości poboru mocy w stopniach zasilania”,
mając na uwadze zapewnienie bezpieczeństwa pracy KSE, dotrzymanie wymaganych
parametrów technicznych energii elektrycznej oraz minimalizację skutków ograniczeń
w dostawie energii elektrycznej.
I.
SŁOWNIK SKRÓTÓW I DEFINICJI
Na potrzeby niniejszej IRiESD przyjęto następujące oznaczenia skrótów i definicje stosowanych
pojęć.
I.1.
OZNACZENIE SKRÓTÓW
ARNE
Automatyczna regulacja napięcia elektrowni
EAZ
Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa
FPP
Fizyczny Punkt Pomiarowy
GUD
Generalna umowa dystrybucji
IRiESD
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (całość)
IRiESDBilansowanie
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej – część: bilansowanie
systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi
IRiESP
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (całość)
IRiESPBilansowanie
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowe – część: bilansowanie
systemu przesyłowego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi
JG
Jednostka Grafikowa
JWCD
Jednostka wytwórcza centralnie dysponowana – jednostka wytwórcza
podlegająca centralnemu dysponowaniu przez OSP
JWCK
Jednostka wytwórcza centralnie koordynowana – jednostka wytwórcza, której
praca podlega koordynacji przez OSP
KSE
Krajowy system elektroenergetyczny
LSPR
Lokalny System Pomiarowo Rozliczeniowy
____________________________________________________________________________________________________________________
62
DALMOR S.A.
MB
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego
MD
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej
MDD
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Detalicznego
FMDD
Fizyczne Grafikowe Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego
PMDD
Fizyczne Profilowe Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego
nJWCD
Jednostka wytwórcza nie podlegająca centralnemu dysponowaniu przez OSP
nN
Niskie napięcie
OH
Operator handlowy
OHT
Operator handlowo-techniczny
OSD
Operator systemu dystrybucyjnego
OSDn
Operator systemu dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada
bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową
OSDp
Operator systemu dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna posiada
bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową
OSP
Operator systemu przesyłowego
PDE
Punkt Dostarczania Energii
POB
Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe
PPE
Punkt Poboru Energii
Pit
Wskaźnik długookresowego migotania światła, obliczany z sekwencji 12
kolejnych wartości Pst, zgodnie ze wzorem:
Pit = 3
12
3
Psti
∑
i =1 12
gdzie: i – rząd harmonicznej
Pst
Wskaźnik krótkookresowego migotania światła, mierzony przez 10 minut
RB
Rynek Bilansujący
RD
Rynek Detaliczny
SN
Średnie napięcie
THD
Współczynnik odkształcenia napięcia harmonicznymi, obliczany zgodnie ze
wzorem:
THD =
40
∑ (U
h=2
h
)2
gdzie: h – rząd harmonicznej,
Uh – wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej
URB
Uczestnik Rynku Bilansującego
URD
Uczestnik Rynku Detalicznego
____________________________________________________________________________________________________________________
63
DALMOR S.A.
URDO
Uczestnik Rynku Detalicznego typu odbiorca
URDW
Uczestnik Rynku Detalicznego typu wytwórca
URE
Urząd Regulacji Energetyki
I.2.
POJĘCIA I DEFINICJE
Administrator
pomiarów
Jednostka organizacyjna OSD odpowiedzialna za obsługę i kontrolę
układów pomiarowo-rozliczeniowych.
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 niŜ 5% całkowitej bieŜącej produkcji.
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 bieŜącej produkcji.
Bilansowanie
systemu
Działalność gospodarcza wykonywana przez operatora systemu
przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług
przesyłania
lub
dystrybucji,
polegająca
na
równowaŜeniu
zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii.
Dystrybucja energii
elektrycznej
Transport energii elektrycznej sieciami dystrybucyjnymi w celu jej
dostarczenia odbiorcom, z wyłączeniem sprzedaŜy energii.
Elektroenergetyczna
automatyka
zabezpieczeniowa
(EAZ)
Automatyka, której celem jest wykrywanie zakłóceń w pracy systemu
elektroenergetycznego lub jego elementach oraz podejmowanie działań
mających na celu zminimalizowanie ich skutków. EAZ dzielimy na
automatykę eliminacyjną, prewencyjna oraz restytucyjna.
Fizyczne Grafikowe
Miejsce Dostarczania
Energii Rynku
Detalicznego (FMDD)
Punkt, w którym ilość energii elektrycznej dostarczonej albo odebranej
jest wyznaczana na podstawie wielkości energii zarejestrowanej przez
urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe umoŜliwiające rejestrację danych
godzinowych oraz odpowiednich algorytmów obliczeniowych.
Fizyczne Profilowe
Miejsce Dostarczania
Energii Rynku
Detalicznego (PMDD)
Punkt, w którym ilość energii elektrycznej dostarczonej albo odebranej
jest wyznaczana na podstawie wielkości energii zarejestrowanej przez
urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe nie umoŜliwiające rejestracji
danych godzinowych, standardowych profili zuŜycia oraz odpowiednich
algorytmów obliczeniowych.
Fizyczny Punkt
Pomiarowy (FPP)
Punkt w sieci wyposaŜony w urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe
umoŜliwiające rejestrację danych pomiarowych (okresowych lub
godzinowych), w których dokonywany jest rzeczywisty pomiar
przepływającej energii elektrycznej.
Grafik obciąŜeń
Zbiór danych określających oddzielnie dla poszczególnych okresów
przyjętych do technicznego bilansowania systemu, zawierający ilości
energii elektrycznej planowane do wprowadzenia do sieci lub do poboru
z sieci.
____________________________________________________________________________________________________________________
64
DALMOR S.A.
Grupy podmiotów przyłączanych do sieci w podziale na:
a) grupa III – przyłączane bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej,
o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, lecz niŜszym niŜ 110
kV,
b) grupa IV – przyłączane bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej,
o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy
przyłączeniowej większej niŜ 40 kW lub prądzie znamionowym
zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym niŜ
63 A,
c) grupa V – przyłączane bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej,
o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy
przyłączeniowej nie większej niŜ 40 kW i prądzie znamionowym
zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niŜ 63 A,
d) grupa VI – przyłączane do sieci przez tymczasowe przyłącze, które
będzie na zasadach określonych w umowie o przyłączenie zastąpione
przyłączem docelowym lub podmioty przyłączane do sieci na czas
określony, lecz nie dłuŜszy niŜ rok.
Jednostka grafikowa Zbiór Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego
Grupy
przyłączeniowe
Jednostka wytwórcza Wyodrębniony zespół urządzeń naleŜących do przedsiębiorstwa
energetycznego lub odbiorcy, słuŜący do wytwarzania energii
elektrycznej i wyprowadzania mocy, opisany poprzez dane techniczne
i handlowe. Jednostka wytwórcza obejmuje zatem takŜe transformatory
blokowe oraz linie blokowe wraz z łącznikami w miejscu przyłączenia
jednostki do sieci.
Mechanizm
bilansujący
Mechanizm bieŜącego bilansowania zapotrzebowania na energię
elektryczną i wytwarzania tej energii w systemie elektroenergetycznym.
Miejsce dostarczania Punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza
energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie, w umowie
o świadczenie usług dystrybucji, w umowie sprzedaŜy energii
elektrycznej albo w umowie kompleksowej.
Miejsce Dostarczania Określony przez OSP punkt w sieci objętej obszarem Rynku
Bilansującego reprezentujący pojedynczy węzeł albo grupę węzłów
Energii Rynku
Bilansującego (MB) w sieci, lub umowny punkt „ponad siecią”, w którym następuje
przekazanie energii pomiędzy Uczestnikami Rynku Bilansującego
a Rynkiem Bilansującym.
Miejsce Dostarczania Określony przez OSD punkt w sieci dystrybucyjnej poza obszarem
Rynku Bilansującego, w którym następuje przekazanie energii pomiędzy
Energii Rynku
Detalicznego (MDD) Sprzedawcą lub POB a URD.
Miejsce przyłączenia
Punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią.
Moc dyspozycyjna
Moc osiągalna pomniejszona o ubytki na remonty planowe, ubytki
okresowe, eksploatacyjne i losowe.
Moc przyłączeniowa
Moc czynna planowana do pobierania lub wprowadzania do sieci,
określona w umowie o przyłączenie lub jako wartość maksymalna ze
średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut, słuŜąca do
zaprojektowania przyłącza.
____________________________________________________________________________________________________________________
65
DALMOR S.A.
Moc umowna
Moc czynna, pobierana lub wprowadzana do sieci, określona w:
a) umowie o świadczenie usług dystrybucji lub umowie kompleksowej,
jako wartość maksymalna ze średnich wartości tej mocy, w okresie 15
minut,
b) umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji zawieranej
pomiędzy operatorami, jako wartość maksymalna ze średnich
wartości tej mocy w okresie godziny,
c) umowie sprzedaŜy zawieranej między wytwórcą, a przedsiębiorstwem
energetycznym nie będącym wytwórcą lub odbiorcą korzystającym
z prawa wyboru sprzedawcy, w okresie godziny.
NaleŜyta staranność
Wykonywanie czynności ruchowych oraz prac eksploatacyjnych
w obiektach, instalacjach i urządzeniach elektroenergetycznych,
w terminach i zakresach zgodnych z obowiązującymi przepisami
i instrukcjami, w tym IRiESD, z uwzględnieniem zasad efektywności
i minimalizacji kosztów, prowadzących do zachowania wymaganej
niezawodności, jakości dostaw i dotrzymywania ustaleń wynikających
z zwartych umów.
Napięcie znamionowe Wartość skuteczna
elektroenergetyczną.
Napięcie
deklarowane
napięcia
określająca
i
identyfikująca
sieć
Wartość napięcia zasilającego uzgodniona między OSD i odbiorcą –
wartość ta jest zwykle zgodna z napięciem znamionowym.
Nielegalne pobieranie Pobieranie energii elektrycznej bez zawarcia umowy, z całkowitym lub
częściowym pominięciem układu pomiarowo-rozliczeniowego lub
energii elektrycznej
poprzez ingerencję w ten układ mającą wpływ na zafałszowanie
pomiarów dokonywanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy.
Niezbilansowanie
W przypadku odbiorcy – róŜnica pomiędzy rzeczywistym,
a planowanym poborem energii elektrycznej. W przypadku wytwórcy –
róŜnica pomiędzy planowaną, a rzeczywiście wprowadzoną do sieci
energią elektryczną.
Normalny układ
pracy sieci
Układ pracy sieci i przyłączonych źródeł wytwórczych zapewniający
najkorzystniejsze warunki techniczne i ekonomiczne transportu energii
elektrycznej oraz spełnienie kryteriów niezawodności pracy sieci
i jakości energii elektrycznej dostarczanej uŜytkownikom sieci.
Normalne warunki
pracy sieci
Stan pracy sieci, w którym pokryte jest zapotrzebowanie na moc,
obejmujący operacje łączeniowe i eliminację zaburzeń przez
automatyczny system zabezpieczeń, przy równoczesnym braku
wyjątkowych okoliczności spowodowanych:
a) wpływami zewnętrznymi takimi jak np.: niezgodność instalacji lub
urządzeń odbiorcy z odpowiednimi normami i przepisami,
b) czynnikami będącymi poza kontrolą OSD takimi jak np.: wyjątkowe
warunki atmosferyczne i klęski Ŝywiołowe, zakłócenia spowodowane
przez osoby trzecie, działania siły wyŜszej, wprowadzenia ograniczeń
mocy zgodnie z innymi przepisami.
Obrót energią
elektryczną
Działalność gospodarcza polegająca na handlu hurtowym albo
detalicznym energią elektryczną.
____________________________________________________________________________________________________________________
66
DALMOR S.A.
Obszar OSD
Posiadana przez OSD sieć elektroenergetyczna na obszarze określonym
w koncesji na dystrybucję energii elektrycznej OSD, za której ruch
i eksploatację odpowiada OSD.
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.
Obszar Rynku
Bilansującego
Część systemu elektroenergetycznego, w której jest prowadzony
hurtowy obrót energią elektryczną oraz w ramach której OSP
równowaŜy bieŜące zapotrzebowanie na energię elektryczną
z dostawami tej energii w krajowym systemie elektroenergetycznym,
oraz zarządza ograniczeniami systemowymi i prowadzi wynikające
z tego rozliczenia z podmiotami uczestniczącymi w Rynku Bilansującym
Odbiorca
KaŜdy, kto otrzymuje lub pobiera energię elektryczną na podstawie
umowy z przedsiębiorstwem energetycznym.
Odbiorca końcowy
Odbiorca dokonujący zakupu energii elektrycznej na własny uŜytek; do
własnego uŜytku nie zalicza się energii elektrycznej zakupionej w celu
jej zuŜycia na potrzeby wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji.
Odłączenie od sieci
Trwałe rozdzielenie urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu
przyłączonego do sieci dystrybucyjnej, obejmujące m.in. trwały
demontaŜ elementów przyłącza.
Ograniczenia
elektrowniane
Ograniczenia wynikające z technicznych warunków pracy jednostek
wytwórczych.
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 bieŜących warunków eksploatacji
KSE.
Operator
Operator systemu przesyłowego lub operator systemu dystrybucyjnego.
Operator handlowy
(OH)
Podmiot, który jest odpowiedzialny za dysponowanie Jednostką
Grafikową Uczestnika Rynku Bilansującego w zakresie handlowym.
Operator handlowotechniczny (OHT)
Podmiot, który jest odpowiedzialny za dysponowanie JG Uczestnika
Rynku Bilansującego w zakresie handlowym i technicznym.
Operator pomiarów
Podmiot odpowiedzialny za zbieranie, przetwarzanie i udostępnianie
danych pomiarowych oraz pomiarowo-rozliczeniowych energii
elektrycznej, a takŜe za utrzymanie i eksploatację układów pomiarowych
i pomiarowo-rozliczeniowych.
Operator systemu
dystrybucyjnego
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją energii
elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym,
bieŜące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego sytemu,
eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci
dystrybucyjnej,
w
tym
połączeń
z
innymi
systemami
elektroenergetycznymi.
____________________________________________________________________________________________________________________
67
DALMOR S.A.
Operator systemu
przesyłowego
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem energii
elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie
dystrybucyjnym,
bieŜące
i
długookresowe
bezpieczeństwo
funkcjonowania tego sytemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz
niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń z innymi
systemami elektroenergetycznymi.
Podmiot ubiegający
się o przyłączenie do
sieci (podmiot
przyłączony do sieci)
Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci swoich urządzeń,
instalacji lub sieci elektroenergetycznej (podmiot, którego urządzenia,
instalacje lub sieci są przyłączone do sieci elektroenergetycznej).
Procedura zmiany
sprzedawcy
Zbiór działań zapoczątkowany w dniu złoŜenia przez odbiorcę (lub
sprzedawcę w imieniu odbiorcy) wniosku o zmianę sprzedawcy, który
w konsekwencji podjętych przez OSD prac, doprowadza do zmiany
sprzedawcy przez odbiorcę lub w przypadku nie spełnienia warunków
koniecznych i niezbędnych do realizacji procedury, do przekazania
odbiorcy oraz nowemu sprzedawcy informacji o przerwaniu procesu
zmiany sprzedawcy wraz z podaniem przyczyn.
Programy łączeniowe Procedury i czynności związane z operacjami łączeniowymi, próbami
napięciowymi, tworzeniem układów przejściowych oraz włączeniami do
systemu elektroenergetycznego nowych obiektów, a takŜe po dłuŜszym
postoju związanym z modernizacja lub przebudową.
Przedsiębiorstwo
energetyczne
Podmiot prowadzący działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania,
przesyłania, dystrybucji energii elektrycznej lub obrotu nią.
Przedsiębiorstwo
obrotu
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą
polegającą na handlu hurtowym lub detalicznym energią elektryczna
niezaleŜnie od innych rodzajów prowadzonych działalności.
Przerwa
w dostarczaniu
planowana
Przerwa wynikająca z programu prac eksploatacyjnych sieci
elektroenergetycznej; czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu
otwarcia wyłącznika do czasu wznowienia dostarczania energii
elektrycznej.
Przerwa
w dostarczaniu
nieplanowana
Przerwa spowodowana wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej
przy czym czas trwania tej przerwy jest liczony od momentu uzyskania
przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub
dystrybucją energii elektrycznej informacji o jej wystąpieniu do czasu
wznowienia dostarczania energii elektrycznej.
Przyłącze
Odcinek lub element sieci słuŜący do połączenia urządzeń, instalacji lub
sieci odbiorcy o wymaganej przez niego mocy przyłączeniowej z siecią
przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz tego odbiorcy
usługę przesyłania lub dystrybucji.
Punkt Dostarczania
Energii
Miejsce przyłączenia URD do sieci dystrybucyjnej poza obszarem
Rynku Bilansującego, obejmujące jeden lub więcej fizycznych punktów
przyłączenia do sieci, dla których realizowany jest proces bilansowania
handlowego.
____________________________________________________________________________________________________________________
68
DALMOR S.A.
Punkt Poboru
Energii
Punkt, w którym produkty energetyczne (energia, usługi przesyłowe,
moc, etc.) są mierzone przez urządzenia umoŜliwiające rejestrację
danych pomiarowych (okresowych lub godzinowych). Jest to
najmniejsza jednostka, dla której odbywa się zbilansowanie dostaw oraz
dla której moŜe nastąpić zmiana sprzedawcy.
Regulacyjne usługi
systemowe
Usługi świadczone przez podmioty na rzecz operatora systemu
przesyłowego, umoŜliwiające operatorowi systemu przesyłowego
świadczenie usług systemowych, niezbędne do prawidłowego
funkcjonowania KSE, zapewniające zachowanie określonych wartości
parametrów niezawodnościowych.
Rezerwa mocy
Niewykorzystana w danym okresie zdolność jednostek wytwórczych do
wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej do sieci.
Ruch sieciowy
Sterowanie pracą sieci.
Rynek bilansujący
Mechanizm bieŜącego bilansowania zapotrzebowania na energię
elektryczną i wytwarzania tej energii w KSE.
Sieci
Instalacje połączone i współpracujące ze sobą, słuŜące do przesyłania lub
dystrybucji energii elektrycznej, naleŜące do przedsiębiorstwa
energetycznego.
Sieć dystrybucyjna
Sieć elektroenergetyczna wysokich, średnich i niskich napięć, za której
ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu dystrybucyjnego.
Sieć przesyłowa
Sieć elektroenergetyczna najwyŜszych lub wysokich napięć, za której
ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu przesyłowego.
Sprzedawca
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą
polegającą na sprzedaŜy energii elektrycznej przez niego wytworzonej
lub przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarcza
polegającą na obrocie energią elektryczną.
SprzedaŜ energii
elektrycznej
Bezpośrednia sprzedaŜ energii elektrycznej przez podmiot zajmujący się
jej wytwarzaniem lub odsprzedaŜ energii elektrycznej przez podmiot
zajmujący się jej obrotem.
Stan zagroŜenia KSE Warunki pracy, w których istnieje niebezpieczeństwo wystąpienia:
niestabilności systemu, podziału sieci przesyłowej lub ograniczenia
dostaw energii elektrycznej do odbiorców.
System
elektroenergetyczny
Sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone do nich urządzenia
i instalacje współpracujące z siecią.
Średnie napięcie
Napięcie wyŜsze od 1 kV i niŜsze od 110 kV.
Uczestnik Rynku
Bilansującego
Podmiot, który ma zawartą umowę o świadczenie usług przesyłania
z OSP, na mocy której, w celu zapewnienia sobie zbilansowania
handlowego, realizuje dostawy energii elektrycznej przez obszar RB oraz
podlega rozliczeniom z tytułu działań obejmujących bilansowanie
energii elektrycznej i zarządzanie ograniczeniami systemowymi, zgodnie
z zasadami określonymi w IRiESP-Bilansowanie.
____________________________________________________________________________________________________________________
69
DALMOR S.A.
Uczestnik Rynku
Detalicznego
Podmiot, którego urządzenia lub instalacje są przyłączone do sieci
dystrybucyjnej nie objętej obszarem rynku bilansującego oraz który
zawarł umowę o świadczenie usług dystrybucji z właściwym OSD
(obowiązek posiadania umowy dystrybucji spełniony jest równieŜ
w przypadku posiadania umowy kompleksowej).
Układ pomiaroworozliczeniowy
Liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub rozliczeniowo-pomiarowe,
a takŜe układy połączeń między nimi, słuŜące do pomiarów i rozliczeń
mocy i energii elektrycznej.
podstawowy
Układ pomiarowo-rozliczeniowy, którego wskazania stanowią podstawę
do rozliczeń ilościowych i wartościowych (finansowych) mocy i energii
elektrycznej.
rezerwowy
Układ pomiarowo-rozliczeniowy, którego wskazania stanowią podstawę
do rozliczeń ilościowych i wartościowych (finansowych) mocy i energii
elektrycznej, w przypadku nieprawidłowego działania układu
pomiarowo-rozliczeniowego podstawowego.
Układ pomiarowokontrolny
Układ pomiarowy, którego wskazania stanowią podstawę do
monitorowania prawidłowości wskazań układów pomiaroworozliczeniowych poprzez porównywanie zmierzonych wielkości i/lub
bilansowanie obiektów elektroenergetycznych lub obszarów sieci.
Układ
zabezpieczeniowy
Zespół złoŜony z jednego lub kilku urządzeń zabezpieczeniowych
i innych urządzeń współpracujących przeznaczony do spełniania jednej
lub wielu określonych funkcji zabezpieczeniowych.
Urządzenia
Urządzenia techniczne stosowane w procesach energetycznych.
Usługi systemowe
Usługi niezbędne do prawidłowego funkcjonowania systemu
zachowanie
określonych
elektroenergetycznego,
zapewniające
parametrów niezawodnościowych dostarczania energii elektrycznej i jej
jakości.
Ustawa
Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. – Prawo energetyczne z późniejszymi
zmianami.
UŜytkownik systemu
Podmiot
dostarczający
energię
elektryczną
do
elektroenergetycznego lub zaopatrywany z tego systemu.
Współczynnik
bezpieczeństwa
przyrządu (FS)
Stosunek znamionowego prądu bezpiecznego przyrządu do
znamionowego prądu pierwotnego. Przy czym znamionowy prąd
bezpieczny przyrządu określa się jako wartość skuteczną minimalnego
prądu pierwotnego, przy którym błąd całkowity przekładnika prądowego
do pomiarów jest równy lub większy niŜ 10% przy obciąŜeniu
znamionowym.
Wstępne dane
pomiarowe
Nie zweryfikowane dane pozyskane w trakcie okresu rozliczeniowego
z układów pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych, nie słuŜące do
rozliczeń, a pozyskane jedynie w celu prowadzenia działalności
operatorskiej przez OSD.
systemu
Wyłączenie awaryjne Wyłączenie urządzeń automatyczne lub ręczne, w przypadku zagroŜenia
bezpieczeństwa tego urządzenia lub innych urządzeń, instalacji i sieci
albo zagroŜenia bezpieczeństwa osób, mienia lub środowiska.
____________________________________________________________________________________________________________________
70
DALMOR S.A.
Wytwórca
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem energii
elektrycznej, którego urządzenia współpracują z siecią.
Zabezpieczenia
Część EAZ słuŜąca do wykrywania i lokalizacji zakłóceń oraz
wyłączenia elementów nimi dotkniętych. W pewnych przypadkach
zabezpieczenia mogą tylko sygnalizować powstanie zakłócenia i jego
miejsce.
Zabezpieczenia
nadprądowe
zwłoczne
Zabezpieczenie nadprądowe, którego nastawa prądowa jest zasadniczo
odstrojona od prądów roboczych zabezpieczanego urządzenia.
Zabezpieczenia
nadprądowe
zwarciowe
Zabezpieczenie nadprądowe, którego opóźnienie czasowe jest mniejsze
od 0,4 s, a nastawa prądowa wynika z oceny prądów zwarciowych
w otoczeniu miejsca jego zainstalowania z pominięciem wpływu prądów
roboczych.
Zaprzestanie dostaw
Nie dostarczanie energii elektrycznej do przyłączonego obiektu
z powodu rozwiązania lub wygaśnięcia umowy o świadczenie usług
dystrybucji lub umowy kompleksowej, bez dokonania trwałego
demontaŜu elementów przyłącza.
Zarządzanie
ograniczeniami
systemowymi
Działalność gospodarcza wykonywana przez OSP lub OSD w ramach
świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji w celu zapewnienia
bezpiecznego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz
zapewnienia, zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie ustawy –
Prawo energetyczne, wymaganych parametrów technicznych energii
elektrycznej w przypadku wystąpienia ograniczeń technicznych
w przepustowości tych systemów.
J.
WYKAZ ZAŁĄCZNIKÓW
Załącznik nr 1:
Opis sieci dystrybucyjnej przedsiębiorstwa „DALMOR” S.A. wraz
z podstawowymi schematami
Załącznik nr 2:
Zakres pomiarów i prób eksploatacyjnych urządzeń sieci
elektroenergetycznych oraz terminy ich wykonywania
Załącznik nr 3:
Karty aktualizacji IRiESD
____________________________________________________________________________________________________________________
71
DALMOR S.A.
Załącznik nr 1
OPIS SIECI DYSTRYBUCYJNE PRZEDSIĘBIORSTWA „DALMOR” S.A.
WRAZ Z PODSTAWOWYMI SCHEMATAMI
Przedsiębiorstwo „DALMOR” S.A. prowadzi działalność polegającą na dystrybucji energii
elektrycznej na potrzeby odbiorców znajdujących się w Gdyni:
- na terenie byłego Portu Rybackiego Gdynia przy ul. Hryniewickiego 10,
- w budynku biurowym przy ul. Waszyngtona 34/36,
za pomocą sieci dystrybucyjnych o napięciu 15 kV oraz sieciami niskiego napięcia.
Teren byłego Portu Rybackiego Gdynia zasilany jest z dwóch stacji elektroenergetycznych
transformatorowo-rozdzielczych 15/0,4 kV sieciowo-abonenckich, przelotowych: PZ-2004
„PORT RYBACKI” oraz T-2073 „ŚW. PIOTRA”, pomiędzy którymi nie ma bezpośredniego
połączenia po stronie 15 kV.
Stacje PZ-2004 i T-2073 zasilane są liniami kablowymi 15 kV z sieci dystrybucyjnej ENERGAOperator S.A.
Stacja T-2073 pracuje samodzielnie i nie jest połączona po stronie 15 kV z innymi stacjami na
terenie Dalmoru. W przypadku awarii w sieci dystrybucyjnej 15 kV istnieje moŜliwość
zapewnienia dostawy energii elektrycznej dla odbiorców przyłączonych do tej stacji poprzez
linie kablowe 0,4 kV z innych stacji na terenie Dalmoru.
Stacja PZ-2004 jest główną stacją zasilającą, która liniami kablowymi 15 kV zasila trzy
podstacje elektroenergetyczne transformatorowo-rozdzielcze15/0,4 kV: T-2072, T-2072a oraz
T-2074a. Wszystkie te trzy podstacje wraz ze stacją główną tworzą pierścień energetyczny po
stronie 15 kV.
Budynek biurowy zasilany jest linią kablową 0,4 kV typu YAKY 4x120 mm2 ze stacji T-2198
do złącza kablowego na budynku. Układ pomiarowo-rozliczeniowy zainstalowany jest
w rozdzielnicy wewnątrz budynku. Wszystkie te elementy sieci dystrybucyjnej są własnością
ENERGA-Operator S.A.
W budynku poprowadzone są wewnętrzne linie zasilające do rozdzielnic piętrowych
znajdujących się na kaŜdej kondygnacji. Dodatkowo do większych odbiorców poprowadzone są
osobne linie zasilające.
W skład sieć dystrybucyjnej „DALMOR” S.A. wchodzą:
• stacje elektroenergetyczne transformatorowo-rozdzielcze 15/0,4 kV – 5 szt.,
• kable elektroenergetyczne o napięciu znamionowym 15 kV – łącznie ok. 1,8 km
długości,
• kable elektroenergetyczne niskiego napięcia – łącznie ok. 15,5 km długości,
• rozdzielnie elektroenergetyczne nN (skrzynkowe oraz złącza kablowe) – 42 szt.
____________________________________________________________________________________________________________________
72
DALMOR S.A.
Załącznik nr 2
ZAKRES POMIARÓW I PRÓB EKSPLOATACYJNYCH URZĄDZEŃ
SIECI
ELEKTROENERGETYCZNYCH
ORAZ
TERMINY
ICH
WYKONYWANIA
Lp.
Nazwa urządzenia
Rodzaj pomiarów
i prób eksploatacyjnych
Wymagania techniczne
Terminy wykonania
1
2
3
4
5
1
2
Sprawdzenie ciągłości Ŝył
Brak przerwy w Ŝyłach
Pomiar rezystancji izolacji
Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km
linii przy temperaturze 20 ˚C większa od
50 MΩ
Linie kablowe
z izolacją papierową
przesyconą
o napięciu
Próba napięciowa izolacji
znamionowym
od 1 do 30 kV
włącznie
Linie kablowe
z izolacją
polietylenową
o napięciu
znamionowym
od 1 do 30 kV
włącznie
Dla kabli nowych i po
wykonaniu naprawy
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 20
min. 0,75 wartości napięcia
wyprostowanego wymaganej przy próbie
fabrycznej
Dla kabli nowych
fabrycznej
Po wykonaniu naprawy
Próba napięciowa
dodatkowej powłoki
polwinitowej lub
polietylenowej
Powłoka powinna wytrzymać w czasie
1 min. napięcie wyprostowane o wartości
5 kV
wykonaniu naprawy
linii przy temperaturze 20 ˚C większa od
100 MΩ
fabrycznej
Próba napięciowa izolacji
fabrycznej
wykonaniu naprawy
Dla kabli nowych
Dla kabli o izolacji z PE 1,5 Un dla
przypadków uzasadnionych technicznie
3
Linie kablowe
o napięciu
znamionowym
niŜszym niŜ 1 kV
Próba napięciowa
dodatkowej powłoki
polwinitowej lub
polietylenowej
Powłoka powinna wytrzymać w czasie
1 min. napięcie wyprostowane o wartości
5 kV
wykonaniu naprawy
modernizacji
linii przy temp. 20 ˚C nie mniejsza niŜ:
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 o izolacji polwinitowej.
Dla kabli nowych
linii przy temperaturze 20 ˚C nie mniejsza
niŜ
100
3
MΩ,
S
gdzie S – przekrój Ŝyły kabla w mm
2
____________________________________________________________________________________________________________________
73
DALMOR S.A.
Pomiar rezystancji
izolacji R60
4
Transformatory
suche
Zgodnie z danymi w karcie prób
transformatora - dla transformatorów
nowych i po remoncie
lub
R60 ≥ 35 MΩ przy temperaturze 30 ˚C dla transformatorów w eksploatacji
Pomiar rezystancji uzwojeń
lub pomiar przekładni
nowych i po remoncie w eksploatacji
oraz wskaźników R60 i R15
5
6
Transformatory
olejowe
o mocy 0,02 do 1,6
MVA oraz dławiki do
kompensacji
ziemnozwarciowej
nowych i po remoncie
lub
R60 ≥ 35 MΩ przy temperaturze 30 ˚C dla transformatorów w eksploatacji
Pomiar rezystancji uzwojeń
lub pomiar przekładni
nowych i po remoncie w eksploatacji
Badanie oleju (transformator
z konserwatorem) w
zakresie:
1) wyglądu,
wygląd klarowny, brak wody wydzielonej
i zawartości ciał obcych;
Przed uruchomieniem
transformatora, po
remoncie oraz po
stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy.
W czasie jego
prawidłowej
eksploatacji nie rzadziej niŜ co 5 lat.
Przed uruchomieniem
transformatora, po
remoncie oraz po
stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy.
W czasie jego
prawidłowej
eksploatacji nie rzadziej niŜ co 5 lat.
9
2) rezystywności,
nie niŜsza niŜ 1 x 10 Ωm przy 50 ˚C
3) napięcia przebicia
nie niŜsze niŜ 35 kV
głównej wyłącznika
Odpowiadające wymaganiom przy
przyjmowaniu do eksploatacji.
Dla wyłączników małoolejowych
rezystancja powinna wynosić co najmniej
50% wartości rezystancji określonej przy
przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
Wyłączniki i zwierniki
Pomiar rezystancji głównych
o napięciu
torów prądowych wyłącznika
znamionowym
wyŜszym niŜ 1 kV
Pomiar czasów własnych i przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
czasów niejednoczesności
otwierania i zamykania
wyłącznika
Przy przeglądzie
wewnętrznym
wyłącznika
Badanie olejów wyłączników Brak wody wydzielonej.
olejowych
Napięcie przebicia nie niŜsze niŜ 20 kV
7
Przekładniki
napięciowe i
prądowe o napięciu uzwojeń pierwotnych i
znamionowym
wtórnych
wyŜszym niŜ 1 kV
8
ObciąŜenie prądowe badanych połączeń
Połączenia prądowe
nie powinno być mniejsze od 30%
w rozdzielniach SN Zaleca się badanie stanu
obciąŜenia znamionowego, temperatura
(nie dotyczy
połączeń prądowych metodą
badanego połączenia nie powinna być
rozdzielni w izolacji termowizyjną
wyŜsza od temperatury określonej w
SF6)
instrukcji eksploatacji
9
Obwody wtórne
układów
elektroenergetycznej
automatyki
zabezpieczeniowej,
telemechaniki oraz
układów sterowania Sprawdzenie funkcjonalne
i sygnalizacji
70% wartości wymaganiom przy
przyjmowaniu przekładników do
eksploatacji.
Rezystancja izolacji nie mniejsza niŜ 1MΩ
z tym, Ŝe dla kaŜdego z elementów
wchodzących w skład obwodów nie
mniejsza niŜ 10 MΩ
Nie rzadziej niŜ co 5 lat
chyba, Ŝe instrukcja
fabryczna przewiduje
inaczej
Zgodnie z przyjętym programem działania
układu elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej, telemechaniki oraz
układów sterowania i sygnalizacji
____________________________________________________________________________________________________________________
74
DALMOR S.A.
Pomiar rezystancji
Ochrona
przeciwporaŜeniowa uziemienia
w rozdzielniach
10
o napięciu
lub
znamionowym
wyŜszym niŜ 1 kV, pomiar napięcia raŜenia
a niŜszym niŜ 110 kV
Pomiar napięć i obciąŜeń
11
Linia o napięciu
znamionowym
do 1 kV
Sprawdzenie skuteczności
działania środków ochrony
przeciwporaŜeniowej
Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony
Nie rzadziej niŜ co 5 lat,
Zgodnie z przepisami w sprawie obciąŜeń w miarę moŜliwości w
okresie największego
prądem przewodów i kabli
obciąŜenia
Pomiar rezystancji uziemień
roboczych i ochronnych
Pomiar napięć i obciąŜeń
Nie rzadziej niŜ co 5 lat,
Zgodnie z przepisami w sprawie obciąŜeń w miarę moŜliwości w
okresie największego
prądem przewodów i kabli
obciąŜenia
1) Instalacje na
otwartym powietrzu
albo w
pomieszczeniach o
wilgotności
względnej ok. 100%,
o temp. powietrza
wyŜszej od +35˚C
Pomiar rezystancji uziemień
w obiektach
roboczych i ochronnych
zagroŜonych
wybuchem lub o
wyziewach Ŝrących nie rzadziej niŜ raz
w roku.
Sprawdzenie ciągłości
2) Instalacje w
pozostałych
Instalacje o napięciu przewodów ochrony
pomieszczeniach znamionowym
nie rzadziej niŜ co 5
do 1 kV
lat.
Sprawdzenie skuteczności
działania środków ochrony
12
przewodów roboczych
instalacji
przyjmowaniu do eksploatacji
1) Instalacje w
pomieszczeniach
zagroŜonych
poŜarem,
wybuchem lub o
wyziewach Ŝrących nie rzadziej niŜ raz
w roku.
2) Dla instalacji
pozostałych - nie
rzadziej niŜ co 5 lat;
w przypadku
zainstalowania
wyłączników
róŜnicowoprądowych moŜna
nie wykonywać
pomiarów rezystancji
izolacji.
____________________________________________________________________________________________________________________
75
DALMOR S.A.
Załącznik nr 3
KARTY AKTUALIZACJI IRiESD
WZÓR KARTY AKTUALIZACJI
Karta aktualizacji nr ...............
1. Data wejścia w Ŝycie 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
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
____________________________________________________________________________________________________________________
76
DALMOR S.A.
Nr punktu
Aktualna treść
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
..................... ....................................................................................................................................
6. Podpis osoby zatwierdzającej kartę
aktualizacji w imieniu operatora
systemu dystrybucyjnego:
...........................................................................................
____________________________________________________________________________________________________________________
77

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI

Transkrypt

Podobne dokumenty

JSW KOKS S.A. (dawniej: Koksownia Przyjaźń Spółka z

Zasady ogólne pdf

105za³¹cznik nr 1 do Umowy o œwiadczenie us³ug dystrybucji ND-D

Pełnomocnictwo dotyczące warunków przyłączenia nieruchomości

Nawożenie ziemniaka jadalnego

Ostrów Wlkp. dn. 10.08.2012r. EW/DH/153/08/2012 Odbiorcy energii

Monitor dotykowy ELO 3239L

G.EN. Gaz Energia Sp. z o.o.

PORĘCZENIE § 1. 1. Zgodnie z § 3 pkt c) Załącznika nr 2 do Umowy