instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

Transkrypt

Koncern Energetyczny ENERGA SA
Oddział w Kaliszu
INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI
SIECI ROZDZIELCZEJ
Data wejścia w Ŝycie:
Data wejścia w Ŝycie aktualizacji:
26 czerwca 2002 rok
03 stycznia 2006 rok
Niniejszą instrukcję zatwierdził:
Dyrektor Generalny Oddziału
Prokurent
Ryszard Hanc
Koncern Energetyczny ENERGA SA Oddział w Kaliszu
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej
SPIS TREŚCI
I.
WPROWADZENIE
6
II.
POSTANOWIENIA OGÓLNE
8
III. STANDARDY TECHNICZNE PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ
IV.
V.
VI.
WSPÓŁPRACA OPERATORA SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
Z INNYMI OPERATORAMI
PRZYŁĄCZANIE DO SIECI ROZDZIELCZEJ URZĄDZEŃ, INSTALACJI
I INNYCH SIECI
V.1. Zasady przyłączania
V.2. Zasady wzajemnego przyłączania sieci rozdzielczej róŜnych przedsiębiorstw
sieciowych
V.3. Zasady odłączania
V.4. Wymagania techniczne dla urzadzeń, instalacji i sieci odbiorców
V.5. Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych
V.6. Wymagania techniczne dla układów i systemów pomiaroworozliczeniowych
V.6.1. Wymagania ogólne
V.6.2. Wymagania techniczne dla systemów pomiarowo -rozliczeniowych
energii elektrycznej
V.6.3. Wymagania techniczne dla systemów zdalnego pomiaru energii
elektrycznej
V.7. Dane przekazywane do operatora systemu rozdzielczego przez podmioty
przyłączone i przyłączane do sieci rozdzielczej
V.7.1. Zakres danych
V.7.2. Dane opisujące stan istniejący
V.7.3. Dane prognozowane dla perspektywy określonej przez operatora
systemu rozdzielczego
EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI
VI.1. Zasady i standardy techniczne eksploatacji
VI.1.1. Przepisy ogólne
VI.1.2. Przyjmowanie urządzeń i instalacji do eksploatacji
VI.1.3. Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofywanie z eksploatacji
VI.1.4. Uzgadnianie prac eksploatacyjnych z operatorem systemu
przesyłowego i operatorami systemów rozdzielczych
VI.1.5. Dokumentacja techniczna i prawna
VI.1.6. Rezerwa urządzeń i części zapasowych
VI.1.7. Wymiana informacji eksploatacyjnych
VI.1.8. Ochrona środowiska naturalnego
VI.1.9. Planowanie prac eksploatacyjnych
VI.1.10. Warunki bezpiecznego wykonywania prac
2
13
16
20
20
24
26
27
28
30
30
34
41
42
42
34
44
38
38
38
39
39
39
40
41
50
42
43
44
VI.2. Zasady dokonywania oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz
konserwacji i remontów
44
44
VI.2.1. Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
VI.2.2. Przeglądy elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
47
VI.2.3. Ocena stanu technicznego sieci
48
VI.2.4. Remonty
49
VII. PROWADZENIE RUCHU SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.1. Obowiązki operatora systemu rozdzielczego
VII.2. Struktura i podział kompetencji słuŜb dyspozytorskich operatora systemu
rozdzielczego
VII.3. Planowanie technicznych moŜliwości pokrycia zapotrzebowania na moc
i energię elektryczną
VII.4. Prognozowanie zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz plany
wymiany międzysystemowej
VII.5. Programy pracy sieci rozdzielczej
VII.6. Plany wyłączeń elementów sieci rozdzielczej
VII.7. Programy łączeniowe
VII.8. Zasady dysponowania mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej
VII.9. Zgłaszanie operatorowi systemu rozdzielczego umów sprzedaŜy energii
elektrycznej
VII.10.Dane przekazywane przez podmioty operatorowi systemu rozdzielczego
VIII. BEZPIECZEŃSTWO PRACY SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO
VIII.1. Stan zagroŜenia KSE,awaria sieciowa i awaria w systemie
VIII.2. Bezpieczeństwo pracy sieci rozdzielczej
IX.
ZASADY POSTĘPOWANIA PRZY WYSTĄPIENIU
CIĄGŁOŚCI DOSTAW LUB WYSTĄPIENIU AWARII
50
50
51
53
66
67
68
68
61
62
63
73
73
66
ZAGROśEŃ
75
X.
PROCEDURY
WPROWADZANIA
PRZERW
PLANOWYCH
I OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU ENERGII ELEKTRYCZNEJ
78
XI.
ZASADY DOKONYWANIA POMIARÓW
80
XII. WYMAGANIA ZWIĄZANE Z SYSTEMAMI TELETRANSMISYJNYMI
81
XIII. SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI
XIII.1. Oznaczenia skrótów
XIII.2. Pojęcia i definicje zaczerpnięte z aktów prawnych
XIII.3. Dodatkowe pojęcia i definicje
82
82
83
84
ZAŁĄCZNIK NR 1: WYKAZ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH ORAZ
ELEMENTÓW SIECI ROZDZIELCZEJ KOORDYNOWANYCH PRZEZ OPERATORA SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
ZAŁĄCZNIK NR 2: WZÓR KARTY AKTUALIZACJI
ZAŁĄCZNIK NR 3: WZORY WNIOSKÓW O OKREŚLENIE WARUNKÓW
PRZYŁĄCZENIA
ZAŁĄCZNIK NR 4: ZAKRES POMIARÓW I PRÓB EKSPLOATACYJNYCH
URZĄDZEŃ SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH
ORAZ TERMINY ICH WYKONANIA
3
ZAŁĄCZNIK NR 5: SZCZEGÓŁOWE WYMAGANIA TECHNICZNE DLA
JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZANYCH DO
SIECI ROZDZIELCZEJ
ZAŁĄCZNIK NR 6: REGULAMIN BILANSOWANIA I ROZLICZEŃ W SIECI
ROZDZIELCZEJ - stanowiący odrębne opracowanie
ZAŁĄCZNIK NR 7: WYKAZ LINII I STACJI NARAśONYCH NA SZKODLIWE
WPŁYWY ATMOSFERYCZNE I NISZCZĄCE DZIAŁANIE
CZYNNIKÓW WYSTĘPUJĄCYCH PODCZAS UśYTKOWANIA
ZAŁĄCZNIK NR 8: WYKAZ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH, KTÓRYCH
PRODUKCJA JEST ZDETERMINOWANA
KARTY AKTUALIZACJI
OŚWIADCZENIE
WERYFIKACJA INSTRUKCJI
4
I.
WPROWADZENIE
Energetyka Kaliska SA z siedzibą w Kaliszu, prowadzi ruch i eksploatację
elektroenergetycznej sieci rozdzielczych o napięciach: 110 kV, 30 kV, 20 kV, 15 kV, 6kV
oraz sieci niskich napięć.
Zgodnie z posiadaną „Koncesją na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej” obszarem działania spółki są następujące gminy:
Kalisz m., Blizanów, Brzeziny, Ceków Kolonia, Godziesze, Gołuchów, Koźminek, Lisków,
Mycielin, Nowe Skalmierzyce, Opatówek, Stawiszyn, Szczytniki, śelazków
Ostrów Wielkopolski m., Ostrów Wielkopolski, Czajków, Grabów n. Prosną, Kraszewice,
Mikstat, Odolanów, Ostrzeszów, Przygodzice, Raszków, Sieroszewice, Sośnie,
Sulmierzyce m.,
Kępno, Baranów, Bolesławiec, Bralin, Czastary, Doruchów, Dziadowa Kłoda, Galewice,
Kobyla Góra, Łęka Opatowska, Łubnice, Międzybórz, Perzów, Rychtal, Sokolniki,
Trzcinica, Syców, Wieruszów,
Jarocin, Chocz, Czermin, Dobrzyca, Gizałki, Jaraczewo, Kotlin, Koźmin Wielkopolski,
Krotoszyn, Pleszew, RozdraŜew, Zduny, śerków,
Konin m., Golina, Grodziec, Kazimierz Biskupi, Kleczew, Kramsk, Krzymów, Rychwał,
Skulsk, Stare Miasto, Ślesin, Wilczyn,
Turek m., Turek, Brudzew, Dąbie, Dobra, Grabów, Kawęczyn, Malanów, Przykona, Świnice
Warckie, Tuliszków, Uniejów, Władysławów,
Koło m., Koło, Babiak, Chodów, Grzegorzew, Kłodawa, Kościelec, Olszówka, Osiek,
Przedecz, Sompolno, Wierzbinek,
Słupca m., Słupca, Lądek, Orchowo, Ostrowite, Powidz, Pyzdry, Rzgów, Strzałkowo,
Witkowo, Zagórów
Do elektroenergetycznej sieci rozdzielczej, której ruch i eksploatację prowadzi
Energetyka Kaliska SA, energia elektryczna wprowadzana jest z sieci przesyłowej oraz od
innych dostawców i wytwórców - na podstawie zawartych Umów.
Energetyka Kaliska SA przesyła i dystrybuuje energię elektryczną, w ilości
wynikającej z zawartych umów na sprzedaŜ energii elektrycznej oraz umów na świadczenie
usług przesyłowych, na zasadzie określonej w ustawie Prawo Energetyczne.
Eksploatacja elektroenergetycznej sieci rozdzielczej prowadzona jest w oparciu o
niniejszą Instrukcję, obowiązującą na całym obszarze działania Energetyki Kaliskiej SA.
5
Rys. 1. Mapa obszaru działania Energetyki Kaliskiej SA
6
II.
II.1.
Energetyka Kaliska SA jako operator systemu rozdzielczego wprowadza niniejszą
Instrukcję
ruchu
i
eksploatacji
sieci
rozdzielczej,
zwaną
w dalszej części IRiESR, na podstawie § 29 rozporządzenia Ministra Gospodarki
z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia
podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną,
świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz
standardów jakościowych obsługi odbiorców.
II.2.
Energetyka Kaliska SA jako operator systemu rozdzielczego prowadzi ruch i
eksploatację sieci rozdzielczej zgodnie z IRiESR.
II.3.
Niniejsza IRiESR uwzględnia wymagania zawarte w podanych chronologicznie,
następujących aktach prawnych:
a) ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, Dz. U. 97.54.348
z późniejszymi zmianami,
b) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 16 marca 1998 r. w sprawie,
wymagań kwalifikacyjnych dla osób zajmujących się eksploatacją urządzeń,
instalacji i sieci oraz trybu stwierdzania tych kwalifikacji, rodzajów instalacji
i urządzeń, przy których eksploatacji wymagane jest posiadanie kwalifikacji,
jednostek organizacyjnych, przy których powołuje się komisje kwalifikacyjne,
oraz wysokości opłat pobieranych za sprawdzenie kwalifikacji,
Dz. U. 98.59.377 z późniejszymi zmianami,
c) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 20 kwietnia 1998 r. w sprawie
wielkości, sposobu gromadzenia oraz kontroli stanu zapasów paliw
w przedsiębiorstwach energetycznych zajmujących się wytwarzaniem energii
elektrycznej lub ciepła oraz wydobywaniem i dystrybucją paliw gazowych,
Dz. U. 98.53.332 z późniejszymi zmianami,
d) Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 5 maja 1998 r. w sprawie
szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaŜy paliw
stałych lub ciekłych, w dostarczaniu i poborze paliw gazowych, energii
elektrycznej i ciepła oraz określenia organów upowaŜnionych do kontroli
przestrzegania wprowadzonych ograniczeń, Dz. U. 98.60.386,
e) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 6 sierpnia 1998 r. w sprawie
harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do
korzystania z usług przesyłowych, Dz. U. 98.107.671,
f) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 17 września 1999 r. w sprawie
bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach i instalacjach
energetycznych, Dz. U. 99.80.912,
g) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 11 sierpnia 2000 r. w sprawie
przeprowadzania
kontroli
przez
przedsiębiorstwa
energetyczne,
Dz. U. 00.75.866,
7
h) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie
szczegółowych
warunków
przyłączenia
podmiotów
do
sieci
elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług
przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów
jakościowych obsługi odbiorców, Dz. U. 00.85.957
i) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r. w sprawie
szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń
w obrocie energią elektryczną, Dz. U. 01.01.7,
j) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 15 grudnia 2000 r. w sprawie
obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych
i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła,
a takŜe ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz zakresu
tego obowiązku, Dz. U. 00.122.1336.
II.4.
Przepisy IRiESR są zgodne z regulacjami określonymi w Instrukcji ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej, opracowanej przez operatora systemu
przesyłowego i obejmującej część ogólną oraz części szczegółowe.
II.5.
Przedmiotem IRiESR są procedury i zasady wykonywania czynności związanych
z ruchem sieciowym i eksploatacją sieci rozdzielczej, obejmujące:
a) Standardy techniczne pracy sieci rozdzielczej,
b) Współpracę z innymi operatorami i podmiotami przyłączonymi do sieci
rozdzielczej,
c) Przyłączanie podmiotów do sieci rozdzielczej,
d) Eksploatację urządzeń, sieci i instalacji,
e) Prowadzenie ruchu sieci rozdzielczej,
f) Postępowanie w przypadku zagroŜeń ciągłości dostaw energii elektrycznej,
g) Procedury wprowadzania przerw i ograniczeń w dostarczaniu energii
elektrycznej,
oraz zasady bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej.
II.6.
W zakresie procedur i zasad wykonywania czynności związanych z ruchem
sieciowym i eksploatacją sieci postanowienia IRiESR dotyczą stacji
i rozdzielni elektroenergetycznych, linii napowietrznych i kablowych 110 kV, SN
i nN, niezaleŜnie od praw własności.
II.7.
Postanowienia IRiESR obowiązują następujące podmioty:
a) Operatorów systemów rozdzielczych,
b) Wytwórców przyłączonych do sieci rozdzielczej,
c) Odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej,
d) Operatorów handlowo-technicznych dysponujących jednostkami grafikowymi
znajdującymi się w sieci rozdzielczej zarządzanej przez Energetykę Kaliską
SA,
8
e) Operatorów handlowych prowadzących towarowy obrót energią elektryczną
wprowadzaną lub pobieraną z sieci rozdzielczej zarządzanej przez Energetykę
Kaliską SA,
f) giełdy energii,
g) podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej.
II.8.
Dokumentami związanymi z IRiESR są w szczególności:
a) opracowywana i przyjęta do stosowania przez operatora systemu przesyłowego
Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej,
b) opracowywane i przyjęte do stosowania przez operatora systemu
rozdzielczego: Instrukcja eksploatacji układów automatyki i zabezpieczeń,
pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń
elektrycznych, szczegółowe instrukcje eksploatacji obiektów i urządzeń,
instrukcje ruchowe oraz Instrukcja organizacji bezpiecznej pracy przy
urządzeniach i instalacjach elektroenergetycznych w Energetyce Kaliskiej
SA.
II.9.
Operator systemu rozdzielczego prowadzi ruch i eksploatację sieci rozdzielczej.
W tym zakresie jest on zobowiązany zgodnie z rozporządzeniem Ministra
Gospodarki, o którym mowa w p. II.3.h do:
a) utrzymania we właściwym stanie technicznym sieci oraz jej połączeń z innymi
sieciami,
b) opracowywania i uzgadniania
w dostarczaniu energii elektrycznej,
planów
wprowadzania
ograniczeń
c) zapewniania ciągłości, niezawodności i efektywności funkcjonowania sieci,
d) rozwoju sieci oraz połączeń z innymi sieciami w celu zapewnienia ciągłości
i niezawodności dostarczania energii elektrycznej.
II.10.
Zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki, o którym mowa w p. II.3.h, do
obowiązków operatora systemu rozdzielczego naleŜy:
a) prowadzenie ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej w sposób zapewniający
bezpieczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) oraz równe
traktowanie stron,
b) dotrzymywanie parametrów i warunków umoŜliwiających dostarczanie energii
elektrycznej o jakości wymaganej w odrębnych przepisach,
c) zapewnienie
funkcjonowania
połączeń
z
elektroenergetycznymi, w zakresie wynikającym
z operatorem systemu przesyłowego,
innymi
systemami
z umowy zawartej
d) prognozowanie zapotrzebowania na moc i energię elektryczną dla obszaru
swojego działania,
e) sporządzanie i udostępniania koordynacyjnych planów produkcji energii
elektrycznej, utrzymywania mocy dyspozycyjnej, w tym planu sporządzanego
na okres roku, oraz przekazywanie tych planów operatorowi systemu
przesyłowego, w terminie do dnia 15 listopada roku poprzedniego,
9
f) sporządzanie i udostępniania dobowych planów pracy jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci rozdzielczej,
g) dysponowanie mocą jednostek wytwórczych, o których mowa w p. f), oraz
sterowanie przepływami energii elektrycznej w sieci rozdzielczej, w celu
realizacji umów sprzedaŜy energii elektrycznej i świadczenia usług
przesyłowych,
h) sterowanie przepływami energii elektrycznej w sieci
z uwzględnieniem wymiany z innymi połączonymi sieciami,
rozdzielczej,
i) zapewnianie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy oraz usług
systemowych (w dalszej części określanych jako regulacyjne usługi
systemowe), w celu dotrzymania standardowych parametrów energii
elektrycznej, w zakresie wynikającym z umowy zawartej z operatorem systemu
przesyłowego,
j) wprowadzanie, na zasadach określonych w odrębnych przepisach, ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
k) likwidowanie awarii lub zagroŜeń dla bezpiecznej pracy sieci rozdzielczej,
l) zbieranie i udostępnianie zagregowanych danych oraz informacji niezbędnych
dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego kraju,
m) określanie, rejestrowanie i udostępnianie parametrów dotyczących pracy
systemów rozdzielczych, wynikających z wymagań jego prawidłowej pracy
i mających istotne znaczenie dla prowadzenia handlu energią elektryczną,
n) przekazywanie planów rozwoju sieci operatorowi systemu przesyłowego,
w zakresie sieci o napięciu znamionowym 110 kV.
II.11.
Praca wybranych i uzgodnionych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
110 kV oraz elementów sieci rozdzielczej 110 kV jest koordynowana przez
operatora systemu przesyłowego, w sposób zapewniający bezpieczną pracę
systemu elektroenergetycznego i równe traktowanie stron. Zasady wyboru
jednostek wytwórczych i elementów sieci rozdzielczej 110 kV są określone
w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
II.12.
Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, ze względów
funkcjonalnych KSE dzieli się na sieć zamkniętą i sieć promieniową. Sieć
zamkniętą definiuje się jako sieć, w której przepływy energii elektrycznej zaleŜą
przede wszystkim od rozłoŜenia wytwarzania na jednostki wytwórcze oraz
w której przepływy energii nie zaleŜą wyłącznie od jednego operatora.
II.13.
Na sieć zamkniętą składa się sieć przesyłowa 750, 400 i 220 kV oraz część sieci
rozdzielczej 110 kV. Część sieci rozdzielczej 110 kV tworząca wraz siecią
przesyłową – sieć zamkniętą podlega koordynacji realizowanej przez operatora
systemu przesyłowego. Sieć ta jest zwana dalej siecią rozdzielczą koordynowaną.
II.14.
Granice sieci zamkniętej wyznaczają punkty zasilania sieci (PZS) oraz punkty
wyjścia z sieci (PWS). Model sieci zamkniętej obejmujący PZS, PWS oraz łączące
je elementy sieciowe opracowuje i udostępnia operator systemu przesyłowego
zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
II.15.
Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej operator systemu
10
przesyłowego koordynuje ruchowo wszystkie jednostki wytwórcze, nie będące
jednostkami wytwórczymi centralnie dysponowanymi (JWCD), przyłączone do
sieci rozdzielczej koordynowanej.
II.16.
Wykaz koordynowanych jednostek wytwórczych oraz elementów sieci rozdzielczej
koordynowanej, o których mowa w p. II.13 i II.15 jest zamieszczony
w załączniku nr 1.
II.17.
Operatorzy systemów rozdzielczych ponoszą odpowiedzialność za skutki
zaniechania działań lub skutki swoich działań.
II.18.
Operator systemu przesyłowego ponosi odpowiedzialność za skutki zaniechania
działań lub skutki swoich działań, w tym takŜe działań wynikających z koordynacji
części sieci rozdzielczej 110 kV – sieci rozdzielczej koordynowanej, o których
mowa w p. II.13 i II.15.
II.19.
W razie wątpliwości operator systemu przesyłowego lub operator systemu
rozdzielczego pisemnie uzasadniają treść wydanych przez siebie poleceń
w zakresie prowadzenia i koordynacji ruchu sieci.
II.20.
IRiESR wchodzi w Ŝycie z datą określoną przez Zarząd Energetyki Kaliskiej SA w
uchwale zatwierdzającej IRiESR. Data wejścia w Ŝycie IRiESR jest wpisywana na
jej stronie tytułowej.
II.21.
Niniejsza IRiESR obowiązuje wszystkie podmioty wymienione w p. II.7 będące
stronami aktualnych umów o przyłączenie, umów o świadczenie usług
przesyłowych (umów przesyłowych) lub umów sprzedaŜy energii elektrycznej,
zawartych z operatorem systemu rozdzielczego.
II.22.
IRiESR przestaje obowiązywać podmioty z datą jednoczesnego spełnienia
następujących dwóch warunków:
a) odłączenie podmiotu od sieci rozdzielczej,
b) rozwiązanie umowy przesyłowej lub umowy sprzedaŜy energii elektrycznej.
II.23.
Operator systemu rozdzielczego udostępnia do wglądu IRiESR kaŜdemu
podmiotowi zawierającemu z nim umowę o przyłączenie, przy wydawaniu
warunków przyłączenia. Niniejszą IRiESR otrzymują do wglądu równieŜ podmioty
zawierające z operatorem systemu rozdzielczego umowę przesyłową lub umowę
sprzedaŜy energii elektrycznej. Udostępnienie IRiESR do wglądu jest bezpłatne,
natomiast przekazanie egzemplarza IRiESR zainteresowanym podmiotom odbywa
się po kosztach jej powielenia.
II.24.
W zaleŜności od potrzeb operator systemu rozdzielczego przeprowadza
aktualizację IRiESR. W szczególności aktualizacja jest dokonywana przy zmianie
wymogów prawa, zmianie parametrów sieci uzgodnionych pomiędzy operatorami
lub zmianie zapisów Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
II.25.
Aktualizacja IRiESR jest dokonywana poprzez wydanie karty aktualizacji lub
poprzez opracowanie i wydanie nowej IRiESR. Karty aktualizacji stanowią
integralną część IRiESR i są zamieszczane na jej końcu, natomiast wzór karty
aktualizacji stanowi załącznik nr 2.
II.26.
Operator systemu rozdzielczego powiadamia o aktualizacji IRiESR te podmioty,
których wzajemne relacje z operatorem systemu rozdzielczego ulegają zmianie
11
w wyniku aktualizacji IRiESR. Karty aktualizacji operator systemu rozdzielczego
udostępnia bezpłatnie zainteresowanym podmiotom do wglądu lub przekazuje po
kosztach powielenia.
II.27.
Operator systemu rozdzielczego decyduje o publikacji IRiESR wraz z kartami
aktualizacji na własnych, ogólnodostępnych stronach internetowych.
II.28.
Za bieŜącą aktualizację IRiESR oraz udostępnianie lub przekazywanie kart
aktualizacji jest odpowiedzialna komórka organizacyjna operatora systemu
rozdzielczego podana na stronie tytułowej.
II.29.
Operator systemu rozdzielczego udostępnia do wglądu aktualną Instrukcję ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej zainteresowanym podmiotom przyłączonym do
sieci rozdzielczej, których dotyczą regulacje w niej zawarte. Ponadto operator
systemu rozdzielczego wskazuje miejsce i moŜliwości jej pozyskania.
12
III. STANDARDY TECHNICZNE PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ
III.1.
WyróŜnia się następujące dane znamionowe sieci rozdzielczej:
a) napięcia znamionowe wynoszące: 110, 60, 30, 20, 15, 10, 6 kV oraz 0,4 kV,
b) częstotliwość znamionowa wynosząca 50 Hz.
III.2.
Regulacja częstotliwości w KSE jest prowadzona przez operatora systemu
przesyłowego. Standardy techniczne w tym zakresie są określone
w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.h.
III.3.
O ile umowa sprzedaŜy energii elektrycznej nie stanowi inaczej, dopuszczalne
średnie odchylenia napięcia od znamionowego w czasie 15 minut, w węzłach sieci
do których są przyłączeni odbiorcy końcowi pobierający moc nie większą od mocy
przyłączeniowej, przy współczynniku tgϕ nie większym niŜ 0,4:
a) dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV powinny zawierać się w przedziale
±10 %,
b) dla sieci o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV powinny zawierać się
w przedziale od −10 % do +5 %.
III.4.
O ile umowa sprzedaŜy energii elektrycznej nie stanowi inaczej, współczynnik
odkształcenia napięcia oraz zawartość poszczególnych harmonicznych
odniesionych do harmonicznej podstawowej, nie mogą przekraczać odpowiednio:
a) 2,5 % i 1,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie
wyŜszym niŜ 110 kV i wyŜszym niŜ 30 kV,
b) 5,0 % i 3,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie
wyŜszym niŜ 30 kV i wyŜszym niŜ 1 kV,
c) 8,0 % i 5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie
wyŜszym niŜ 1 kV.
III.5.
W ustalonym stanie pracy sieci rozdzielczej powinny być spełnione następujące
warunki techniczne:
a) obciąŜenia prądowe poszczególnych elementów sieci powinny być niŜsze od
dopuszczalnych długotrwale,
b) napięcia w poszczególnych węzłach sieci powinny mieścić się w granicach
dopuszczalnych, zgodnie z p. III.3,
c) moce (prądy) zwarciowe nie powinny
wyłączalnych zainstalowanych wyłączników,
przekraczać
mocy (prądów)
d) JWCD przyłączone do sieci rozdzielczej 110 kV powinny pracować, zgodnie
z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, z zapasem równowagi
statycznej większym od ς=8÷20 %, w zaleŜności od sposobu regulacji napięcia
wzbudzenia. Przyjmuje się, Ŝe w przypadku braku moŜliwości regulacji
napięcia wzbudzenia jednostka wytwórcza powinna pracować z 20 % zapasem
równowagi statycznej.
13
III.6.
Warunki techniczne o których mowa w p. III.5, w zakresie JWCD,
koordynowanych jednostek wytwórczych oraz sieci rozdzielczej koordynowanej są
uzgadniane z operatorem systemu przesyłowego.
III.7.
Sieć rozdzielcza 110 kV pracuje z bezpośrednio uziemionym punktem neutralnym
w taki sposób, aby we wszystkich stanach ruchowych współczynnik zwarcia
doziemnego, określony jako stosunek maksymalnej wartości napięcia fazowego
podczas zwarcia z ziemią do wartości znamionowej napięcia fazowego w danym
punkcie sieci, nie przekraczał wartości 1,4.
III.8.
Spełnienie wymagań określonych w p. III.7 jest moŜliwe, gdy spełnione są
następujące zaleŜności:
1 ≤
X0
R
≤ 3 oraz 0 ≤ 1,
X1
X1
gdzie X1 oznacza reaktancję zastępczą dla składowej symetrycznej zgodnej
obwodu zwarcia doziemnego, natomiast X0 i R0 – odpowiednio reaktancję
i rezystancję dla składowej symetrycznej zerowej obwodu zwarcia doziemnego.
III.9.
Warunki pracy punktu neutralnego transformatorów 110/SN i SN/nN określa
właściwy operator systemu rozdzielczego. Operator systemu przesyłowego
koordynuje pracę punktów neutralnych transformatorów 110/SN, a ich wykaz
zamieszczono w załączniku nr 1.
III.10.
Dopuszcza się okresowo w sieci rozdzielczej pracę wyłączników z przekroczoną
mocą wyłączalną, po wyraŜeniu zgody na taką pracę przez operatora systemu
rozdzielczego, który ponosi odpowiedzialność za ewentualne skutki wynikające
z pracy tych urządzeń.
III.11.
KaŜda stacja, w której występuje napięcie znamionowe 110 kV musi mieć
zapewnione rezerwowe zasilanie potrzeb własnych, na czas niezbędny dla
zachowania bezpieczeństwa jej obsługi w stanach awaryjnych.
III.12.
Wymagany czas rezerwowego zasilania potrzeb własnych dla stacji
elektroenergetycznych ustala operator systemu rozdzielczego. Dla sieci
rozdzielczej koordynowanej wymagane jest uzgodnienie z operatorem systemu
przesyłowego, uwzględniające uzasadnione kryteria i warunki technicznego doboru
czasu rezerwowego zasilania potrzeb własnych stacji.
III.13.
Nastawienia automatyk i zabezpieczeń urządzeń i instalacji podmiotów
przyłączonych do sieci rozdzielczej muszą być skoordynowane z nastawieniami
automatyk i zabezpieczeń sieci rozdzielczej.
III.14.
Linie o napięciu 110 kV wyposaŜa się w następujące układy elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej:
a) jedno zabezpieczenie podstawowe,
b) zabezpieczenia reagujące na zwarcia z ziemią,
c) urządzenia automatyki 3 fazowego SPZ.
III.15.
Linie blokowe na napięciu 110 kV powinny być wyposaŜone w następujące układy
elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej:
14
a) dwa zabezpieczenia podstawowe umoŜliwiające wyłączenia 3 fazowe,
b) zabezpieczenie reagujące na zwarcia z ziemią w linii blokowej i sieci
zewnętrznej,
c) elementy układów APKO, jeśli są wymagane,
d) układ bezwarunkowego wyłączenia wyłącznika blokowego od sygnału
przesłanego z nastawni blokowej.
Wszystkie zabezpieczenia linii blokowej powinny działać na 3 fazowe wyłączenie
wyłącznika blokowego.
III.16.
Szyny zbiorcze rozdzielni w stacjach o górnym napięciu 110 kV, dla których
z warunków zachowania równowagi dynamicznej wynika konieczność
zastosowania zabezpieczenia szyn, naleŜy wyposaŜyć w jeden zespół
zabezpieczenia szyn, zapewniający wyłączenie systemów (sekcji) szyn zbiorczych,
w tym takŜe zwarć zlokalizowanych między wyłącznikiem a przekładnikiem
prądowym w polach łączników szyn.
III.17.
Operator systemu rozdzielczego określa indywidualnie rodzaj lub warunki
współpracy automatyk i zabezpieczeń oraz środków ochrony przeciwporaŜeniowej
stosowanych przez odbiorców przyłączonych do sieci SN i nN, przy wydaniu
warunków przyłączenia oraz zmianie warunków pracy sieci rozdzielczej.
15
IV. WSPÓŁPRACA
OPERATORA
Z INNYMI OPERATORAMI
IV.1.
SYSTEMU
ROZDZIELCZEGO
Operator systemu rozdzielczego współpracuje z następującymi krajowymi
operatorami:
a) operatorem systemu przesyłowego,
b) operatorami systemów rozdzielczych,
c) operatorami handlowo-technicznymi,
d) operatorami handlowymi.
IV.2.
Zasady i zakres współpracy operatora systemu rozdzielczego z operatorem systemu
przesyłowego określa oprócz IRiESR równieŜ Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej.
IV.3.
Szczegółowe zasady współpracy pomiędzy sąsiednimi operatorami systemów
rozdzielczych są określone w rozdz. V i VII.
IV.4.
Operatorzy handlowo-techniczni oraz operatorzy handlowi pełnią funkcję
operatorów rynku. Współpraca operatora systemu rozdzielczego z tymi
operatorami jest związana z uczestnictwem podmiotów przyłączonych do sieci
rozdzielczej w rynku bilansującym.
IV.5.
Udział podmiotu przyłączonego do sieci rozdzielczej w rynku bilansującym jest
moŜliwy, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, na dwa
sposoby:
a) podmiot staje się uczestnikiem rynku bilansującego po podpisaniu umowy
przesyłowej z operatorem systemu przesyłowego oraz właściwym operatorem
systemu rozdzielczego (uczestnictwo bezpośrednie). Zasady funkcjonowania
takiego podmiotu określa Regulamin rynku bilansującego stanowiący część
szczegółową Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej,
b) podmiot uczestniczy w rynku bilansującym w sposób pośredni poprzez
operatora systemu rozdzielczego, po podpisaniu umowy przesyłowej jedynie
z właściwym operatorem systemu rozdzielczego. Podmiot dokonuje zgłoszeń
danych technicznych i handlowych wyłącznie do operatora systemu
rozdzielczego, natomiast zasady rozliczeń reguluje umowa przesyłowa,
uwzględniająca zapisy Regulaminu bilansowania i rozliczeń w sieci
rozdzielczej.
IV.6.
Realizacja procesu zbierania, przekazywania i wymiany informacji pomiędzy
podmiotami uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym, zgodnie
z p. IV.5.a, odbywa się za pomocą Systemu Wymiany Informacji o Rynku Energii
(WIRE) oraz Systemu Operatywnej Współpracy z Elektrowniami (SOWE).
Wymiana informacji w systemach WIRE i SOWE realizowana jest zgodnie
z wymogami określonymi w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.7.
Szczegółowy wykaz podmiotów oraz harmonogram i zasady zgłaszania przez
podmioty do operatora systemu rozdzielczego grafików handlowych, a takŜe
zasady rozliczania odchyleń od tych grafików określa Regulamin bilansowania i
16
rozliczeń w sieci rozdzielczej.
IV.8.
IV.9.
Wytwórcy i odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci rozdzielczej i uczestniczący
w rynku bilansującym pełnią samodzielnie lub upowaŜniają właściwy podmiot do
pełnienia funkcji operatora handlowo-technicznego. UpowaŜnienie podmiotu do
pełnienie funkcji operatora handlowo-technicznego odbywa się na podstawie
umowy.
Operator handlowo-techniczny jest dysponentem jednostek grafikowych, dla
których grafikuje umowy sprzedaŜy energii elektrycznej oraz dla których
opracowuje oferty bilansujące, zgodnie z zasadami określonymi w Instrukcji ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.10.
Operator systemu rozdzielczego grafikuje umowy sprzedaŜy energii elektrycznej
jednostek wytwórczych i odbiorców końcowych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, nie uczestniczących w rynku bilansującym (bezpośrednio lub
pośrednio).
IV.11.
Przedsiębiorstwa obrotu i giełdy energii pełnią samodzielnie lub upowaŜniają
właściwy podmiot do pełnienia funkcji operatora handlowego. UpowaŜnienie
podmiotu do pełnienie funkcji operatora handlowego odbywa się na podstawie
umowy.
IV.12.
Operator handlowy jest dysponentem jednostek grafikowych przedsiębiorstw
obrotu, odpowiedzialnym za przygotowywanie grafików handlowych pracy
jednostek grafikowych przedsiębiorstwa obrotu i przekazywanie ich do
właściwego operatora.
IV.13.
KaŜda jednostka grafikowa moŜe mieć tylko jednego operatora handlowotechnicznego lub operatora handlowego, natomiast kaŜdy operator handlowotechniczny lub handlowy moŜe dysponować wieloma jednostkami grafikowymi
i działać jednocześnie w sieciach wielu operatorów.
IV.14.
Operatorzy handlowo-techniczni oraz operatorzy handlowi prowadzą działalność
w zakresie własnych jednostek grafikowych lub w zakresie innych jednostek
grafikowych, na podstawie umów zawartych z podmiotami, które reprezentują oraz
z właściwym operatorem, po spełnieniu warunków określonych przez tego
operatora.
IV.15.
Operator handlowo-techniczny i operator handlowy jest zobowiązany do
podpisania stosownej umowy z operatorem systemu przesyłowego oraz
z właściwymi operatorami systemu rozdzielczego, jeŜeli ich działalność dotyczy
jednostek grafikowych przyłączonych do sieci rozdzielczej.
IV.16.
Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej operator handlowy
dysponujący jednostkami grafikowymi giełdy energii jest zobowiązany do
podpisania stosownej umowy wyłącznie z operatorem systemu przesyłowego.
IV.17.
Uzgodnienia pomiędzy operatorem systemu rozdzielczego a operatorami
handlowo-technicznymi lub operatorami handlowymi są zawierane w postaci
aneksu do umowy przesyłowej lub w postaci odrębnej umowy przesyłowej.
IV.18.
W przypadku nie posiadania umowy przesyłowej zawartej z operatorem systemu
rozdzielczego, podmiot moŜe pełnić funkcję operatora handlowo-technicznego lub
operatora handlowego po wystąpieniu do operatora systemu rozdzielczego ze
stosownym wnioskiem i po podpisaniu umowy przesyłowej.
17
IV.19.
Umowy przesyłowe, o których mowa w p. IV.17 i IV.18 stanowią podstawę
rejestracji podmiotów pełniących funkcje operatorów handlowo-technicznych
i określają w szczególności:
a) dane podmiotu pełniącego funkcję operatora handlowo-technicznego,
b) imienną listę osób wraz z danymi teleadresowymi przeznaczonych do
bezpośredniego kontaktu z operatorem systemu rozdzielczego,
c) wykaz jednostek grafikowych i miejsc dostarczania,
IV.20.
d) inne dane określone w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
Umowy przesyłowe zawierane z operatorami handlowymi, o których mowa
w p. IV.17 i IV.18 określają w szczególności:
a) dane podmiotu,
b) imienną listę osób wraz z danymi teleadresowymi przeznaczonych do
bezpośredniego kontaktu z operatorem systemu rozdzielczego,
c) wykaz jednostek grafikowych dysponowanych przez operatora handlowego,
d) inne dane określone w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.21.
Szczegółowe obowiązki podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej lub
właściwych operatorów handlowo-technicznych i operatorów handlowych,
wynikające z uczestnictwa w procesie prowadzenia ruchu sieci i bilansowania
popytu i podaŜy energii elektrycznej znajdują się w rozdz. VII oraz w Instrukcji
ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.22.
Operator systemu rozdzielczego prowadzi i na bieŜąco aktualizuje rejestr
podmiotów działających w imieniu i na rzecz wytwórców i odbiorców
przyłączonych do sieci rozdzielczej (w tym operatorów handlowo-technicznych)
oraz rejestr podmiotów działających w imieniu i na rzecz przedsiębiorstw obrotu
(w tym operatorów handlowych).
IV 23.
Procedura rozpoczęcia świadczenia usług przesyłania przez operatora systemu
rozdzielczego obejmuje:
a) wystąpienie podmiotu do operatora systemu rozdzielczego z wnioskiem o
zawarcie umowy przesyłowej,
b) określenie przez operatora systemu rozdzielczego moŜliwości i warunków
świadczenia usług przesyłowych,
c) uzgadnianie i podpisanie umowy przesyłowej,
d) rozpoczęcie świadczenia usług.
IV.24.
Wniosek o zawarcie umowy przesyłowej powinien zawierać w szczególności:
e) dane identyfikacyjne podmiotu,
f) planowane moce umowne,
g) planowane ilości przesyłanej energii elektrycznej,
h) termin rozpoczęcia i zakończenia świadczenia usług przesyłowych,
i) wymagane parametry jakości energii i niezawodności dostaw,
j) miejsca dostawy lub odbioru energii elektrycznej,
18
k) warunki rezerwowej sprzedaŜy lub dostarczania energii elektrycznej,
l) warunki eksploatacyjno-ruchowe, odmienne niŜ określono w IRiESR,
m) zobowiązanie do przestrzegania IRiESR, w tym zobowiązanie do dostosowania
swoich systemów teleinformatycznych do wymagań określonych przez
operatora systemu rozdzielczego.
IV.25.
Operator systemu rozdzielczego określa moŜliwości i warunki świadczenia usług
przesyłania w terminie zaleŜnym od zakresu niezbędnych do wykonania analiz,
lecz nie dłuŜszym niŜ 1 miesiąc od daty złoŜenia przez podmiot wniosku. W
przypadku braku moŜliwości świadczenia usług przesyłania na warunkach
określonych przez podmiot we wniosku, operator systemu rozdzielczego określa
techniczne i ekonomiczne warunki umoŜliwiające spełnienie wymagań podmiotu
składającego wniosek, o ile takie są moŜliwe.
19
V.
PRZYŁĄCZANIE
DO
SIECI
INSTALACJI I INNYCH SIECI
ROZDZIELCZEJ
URZĄDZEŃ,
V.1.
ZASADY PRZYŁĄCZANIA
V.1.1.
Przyłączanie podmiotów do sieci rozdzielczej następuje na podstawie umowy
o przyłączenie i po spełnieniu warunków przyłączenia, określonych przez
przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii
elektrycznej (przedsiębiorstwo sieciowe), do którego sieci podmiot ubiega się
o przyłączenie.
V.1.2.
Procedura przyłączenia podmiotu do sieci rozdzielczej obejmuje:
a) pozyskanie przez podmiot od przedsiębiorstwa sieciowego odpowiedniego dla
danej grupy przyłączeniowej wniosku o określenie warunków przyłączenia,
b) złoŜenie przez podmiot w przedsiębiorstwie sieciowym wniosku
o określenie warunków przyłączenia, zgodnego ze wzorem obowiązującym
w danym przedsiębiorstwie sieciowym,
c) wydanie przez przedsiębiorstwo sieciowe warunków przyłączenia i projektu
umowy o przyłączenie,
d) zawarcie umowy o przyłączenie,
e) realizację przyłączy i niezbędnej rozbudowy sieci.
V.1.3.
Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci składa wniosek o określenie
warunków przyłączenia.
V.1.4.
Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia określa przedsiębiorstwo
sieciowe.
V.1.5.
Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia są zróŜnicowane dla
poszczególnych grup przyłączeniowych i stanowią załącznik nr 3.
V.1.6.
Do wniosku, o którym mowa w p. V.1.3 naleŜy załączyć:
a) dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania
z obiektu, w którym będą uŜywane urządzenia lub instalacje elektryczne, lub
oświadczenie o złoŜeniu takiego dokumentu przed podpisaniem umowy
o przyłączenie,
b) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny, określający usytuowanie przyłączanego
obiektu względem istniejącej sieci oraz sąsiednich obiektów,
c) ekspertyzę wpływu przyłączanych instalacji lub sieci na KSE, gdy wniosek
składają podmioty zaliczane do II grupy przyłączeniowej.
V.1.7.
Warunki przyłączenia w zaleŜności od danych zawartych we wniosku, o którym
mowa w p. V.1.2.a, zawierają w szczególności:
a) miejsce przyłączenia,
b) miejsce dostarczania energii elektrycznej,
20
c) moc przyłączeniową,
d) rodzaj połączenia z siecią instalacji lub innych sieci określonych we wniosku,
e) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,
f) obowiązujący zakres wymagań wynikających z IRiESR,
g) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego,
h) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i transmisji danych
pomiarowych,
i) rodzaj i usytuowanie automatyk i zabezpieczenia głównego, dane znamionowe
oraz inne niezbędne wymagania w zakresie automatyki zabezpieczeniowej
i sieciowej,
j) wartości: prądów zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączania, prądu
zwarcia doziemnego,
k) wymagany stopień skompensowania mocy biernej,
l) wymagania w zakresie dostosowania przyłączonych urządzeń, instalacji lub
sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego,
m) wymagania w zakresie automatyk i zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami
elektrycznymi, powodowanymi przez instalacje lub sieci wnioskodawcy,
n) wymagania w zakresie wyposaŜenia urządzeń, instalacji lub sieci, niezbędnego
do współpracą z siecią, do której urządzenia, instalacje lub sieci są
przyłączane,
o) moŜliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od
standardowych,
p) dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu ochrony
od poraŜeń i ochrony przeciwprzepięciowej, w instalacji lub sieci
przyłączanego podmiotu,
q) projektowany koszt wykonania przyłącza.
V.1.8.
Przedsiębiorstwo sieciowe określa warunki przyłączenia w następujących
terminach:
a) 14 dni od dnia złoŜenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę
zaliczonego do IV, V lub VI grupy przyłączeniowej,
b) 30 dni od dnia złoŜenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę
zaliczonego do III grupy przyłączeniowej,
c) 3 miesięcy od dnia złoŜenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę
zaliczonego do II grupy przyłączeniowej.
V.1.9.
Warunki przyłączenia są waŜne dwa lata od dnia ich określenia.
V.1.10.
Wraz z określonymi przez przedsiębiorstwo sieciowe warunkami przyłączenia
wnioskodawca otrzymuje projekt umowy o przyłączenie.
V.1.11.
W przypadkach, gdy przyłączenie podmiotu do sieci danego przedsiębiorstwa
sieciowego na podstawie opracowywanych przez to przedsiębiorstwo warunków
przyłączenia moŜe wpłynąć na warunki pracy sieci innego przedsiębiorstwa
21
sieciowego, przedsiębiorstwa sieciowe dokonują między sobą uzgodnień,
w zakresie wzajemnego ponoszenia skutków wynikających z przyłączenia
podmiotu.
V.1.12.
Przedsiębiorstwo sieciowe wydające warunki przyłączenia jest odpowiedzialne za
dokonanie uzgodnień pomiędzy przedsiębiorstwami sieciowymi, o których mowa
w p. V.1.11.
V.1.13.
Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego
warunki przyłączenia wydawane podmiotom ubiegającym się o przyłączenie do
sieci rozdzielczej koordynowanej, w przypadku:
a) połączeń międzysystemowych,
b) połączeń sieciowych pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych,
c) wytwórców,
d) odbiorców o mocy przyłączeniowej nie mniejszej niŜ 10 MW.
V.1.14.
Uzgodnienie, o którym mowa w p. V.1.13 obejmuje:
a) uzgodnienie zakresu ekspertyzy, niezbędnej do określenia przez operatora
systemu rozdzielczego warunków przyłączenia,
b) uzgodnienie technicznych ustaleń zawartych w warunkach przyłączenia.
V.1.15.
Uzgodnienie, o którym mowa w p. V.1.13 jest realizowane po przekazaniu przez
operatora systemu rozdzielczego do operatora systemu przesyłowego, warunków
przyłączenia wraz z dokumentami:
a) kopią wniosku podmiotu do operatora systemu rozdzielczego o określenia
warunków przyłączenia,
b) ekspertyzą wpływu przyłączanych instalacji lub sieci na KSE.
V.1.16.
Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia realizacji prac
projektowych i budowlano-montaŜowych na zasadach określonych w tej umowie.
V.1.17.
Umowa o przyłączenie podmiotów do sieci rozdzielczej określa w szczególności:
a) strony zawierające umowę,
b) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia,
c) termin realizacji przyłączenia,
d) wysokość opłaty za przyłączenie oraz sposób jej regulowania,
e) zakres oraz sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji warunków
przyłączenia oraz tryb przyłączania do sieci,
f) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony oraz kontroli
dotrzymywania wymagań określonych w warunkach przyłączenia,
g) terminy przeprowadzania prób i odbiorów częściowych oraz prób końcowych
i ostatecznego odbioru przyłącza i przyłączanych instalacji,
h) miejsce rozgraniczenia własności sieci i instalacji między przedsiębiorstwem
sieciowym a przyłączanym podmiotem,
i) planowane ilości energii elektrycznej pobieranej oraz przewidywany termin
22
zawarcia umowy sprzedaŜy energii elektrycznej lub umowy przesyłowej,
j) warunki udostępniania, przez przyłączany podmiot, nieruchomości w celu
budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej dla realizacji przyłączenia,
k) termin waŜności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków
umowy i jej wypowiedzenia,
l) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym za
opóźnienie terminu realizacji prac.
V.1.18.
Operator systemu rozdzielczego ma prawo do kontroli spełniania przez
przyłączone do sieci rozdzielczej urządzenia, instalacje i sieci wymagań zawartych
w warunkach przyłączenia.
V.1.19.
Szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, o których mowa w p. V.1.18,
reguluje rozporządzenie Ministra Gospodarki podane w p. II.3.g.
V.1.20.
Zagadnienia związane z połączeniem zagranicznej sieci rozdzielczej
z siecią rozdzielczą przedsiębiorstwa sieciowego są regulowane postanowieniami
umów. Połączenia międzysystemowe na napięciu 110 kV są realizowane zgodnie
z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej wyłącznie w układach
wydzielonych, poprzez wyodrębnienie jednostek wytwórczych lub obszarów sieci
rozdzielczej.
V.1.21.
Warunek, o którym mowa w p. V.1.20 nie dotyczy sieci rozdzielczej tworzącej
oddzielny obszar regulacyjny.
V.1.22.
Szczegółowe warunki techniczne jakie powinny spełniać przyłączane do sieci
rozdzielczej urządzenia, instalacje i inne sieci określają rozdziały V.4, V.5 i V.6.
V.1.23.
Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci rozdzielczej są zobowiązane do
projektowania obiektów, urządzeń i instalacji przyłączanych do sieci rozdzielczej
zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami oraz w oparciu o otrzymane
warunki przyłączenia.
V.1.24.
W celu umoŜliwienia wykonania analiz stanu i rozwoju sieci rozdzielczej,
wskazane przez przedsiębiorstwo sieciowe podmioty ubiegające się o przyłączenie
oraz przyłączone do sieci rozdzielczej przekazują temu przedsiębiorstwu
sieciowemu dane określone w rozdziale V.7. Dane od podmiotów przyłączonych
do sieci rozdzielczej są uaktualniane co dwa lata na wniosek przedsiębiorstwa
sieciowego.
V.1.25.
Wytwórcy przyłączani do sieci rozdzielczej, posiadający koncesję na wytwarzanie
energii elektrycznej, są zobowiązani do dokonania zgłoszenia wielkości mocy
zainstalowanej i osiągalnej do centralnego rejestru jednostek wytwórczych,
prowadzonego przez operatora systemu przesyłowego. Zgłoszenia tego dokonuje
się po przeprowadzeniu, z wynikiem pozytywnym, wymaganych prób i odbiorów
technicznych.
V.1.26.
Rejestracja mocy zainstalowanej i osiągalnej jednostki wytwórczej w centralnym
rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się zgodnie z następującą procedurą:
a) wytwórca przeprowadza ruch próbny, na warunkach uzgodnionych
z operatorem systemu rozdzielczego, przez czas nie krótszy niŜ 72 godziny,
polegający na nieprzerwanej pracy z pełną mocą, określoną przez producenta
23
jako moc osiągalna,
b) po pomyślnym zakończeniu ruchu próbnego, wytwórca występuje z pisemnym
wnioskiem do operatora systemu przesyłowego o dokonanie wpisu
w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych. Wniosek powinien być
przekazany do operatora systemu przesyłowego a kopia wniosku do operatora
systemu rozdzielczego, co najmniej na 7 dni przed datą przekazania urządzenia
do eksploatacji,
c) operator systemu przesyłowego w terminie 7 dni, pisemnie potwierdza datę
dokonania wpisu mocy zainstalowanej i osiągalnej nowej jednostki wytwórczej
w centralnym rejestrze,
d) wytwórca przekazuje do operatora systemu rozdzielczego w terminie 7 dni
kopię potwierdzenia wpisu do rejestru otrzymanego od operatora systemu
przesyłowego, o którym mowa w p. c).
V.1.27.
Zmiana mocy zainstalowanej jednostki wytwórczej będącej w centralnym rejestrze
jednostek wytwórczych odbywa się na pisemny wniosek wytwórcy.
V.1.28.
Zmiana mocy osiągalnej jednostki wytwórczej przyłączonej do sieci rozdzielczej
będącej w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się zgodnie
z następującą procedurą:
a) wytwórca przeprowadza ruch próbny, na warunkach uzgodnionych
z operatorem systemu rozdzielczego, przez czas nie krótszy niŜ 72 godziny,
polegający na nieprzerwanej pracy z pełną mocą, określoną przez producenta
jako moc osiągalna,
b) po pomyślnym zakończeniu 72 godzinnego ruchu próbnego, wytwórca
występuje z pisemnym wnioskiem do operatora systemu przesyłowego
o dokonanie zmiany w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych,
przesyłając jednocześnie kopię wniosku do operatora systemu rozdzielczego,
c) operator systemu przesyłowego w terminie 7 dni, pisemnie potwierdza datę
dokonania wpisu mocy zainstalowanej i osiągalnej nowej jednostki wytwórczej
w centralnym rejestrze,
d) wytwórca przekazuje do operatora systemu rozdzielczego w terminie 7 dni
kopię potwierdzenia zmiany w rejestrze otrzymanego od operatora systemu
przesyłowego, o którym mowa w p. c).
V.2.
ZASADY WZAJEMNEGO PRZYŁĄCZANIA SIECI ROZDZIELCZEJ
RÓśNYCH PRZEDSIĘBIORSTW SIECIOWYCH
V.2.1.
Zasady wzajemnego przyłączania sieci rozdzielczej róŜnych przedsiębiorstw
sieciowych są regulowane umowami i uzgadniane z operatorem systemu
przesyłowego w zakresie dotyczącym sieci rozdzielczej koordynowanej.
V.2.2.
Umowa, o której mowa w p. V.2.1, w zakresie przyłączania sieci róŜnych
przedsiębiorstw sieciowych powinna określać w szczególności:
a) strony zawierające umowę,
24
b) przedmiot umowy, w tym warunki przyłączenia,
c) termin realizacji przyłączenia,
d) wysokość kosztów przyłączenia i zasady rozliczeń,
e) zakres i sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji warunków
przyłączenia,
f) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony,
g) terminy przeprowadzania prób, odbiorów częściowych, prób końcowych
i ostatecznego odbioru przyłączenia,
h) miejsce rozgraniczenia praw własności przyłączanych sieci,
i) wykaz osób lub komórek organizacyjnych upowaŜnionych przez strony do
koordynacji prac wynikających z umowy,
j) zasady i tryb przeprowadzania kontroli dotrzymania warunków umowy,
k) termin waŜności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków
umowy i jej wypowiedzenia,
l) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym za
opóźnienie terminu realizacji prac.
V.2.3.
Warunki przyłączenia określają w szczególności:
a) moc przyłączeniową,
b) miejsca przyłączenia sieci róŜnych przedsiębiorstw sieciowych,
c) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,
d) miejsce zainstalowania i rodzaj układów pomiarowo-rozliczeniowych,
e) warunki techniczne pracy sieci, nie spełniające wymagań określonych
w rozdziale V.4 oraz standardów podanych w rozdziale III,
f) wartości prądów zwarć wielofazowych i jednofazowych doziemnych oraz
czasów ich wyłączania w punktach przyłączenia sieci u obydwu
przedsiębiorstw sieciowych,
g) miejsce zainstalowania i warunki współpracy automatyki zabezpieczeniowej
i sieciowej,
h) miejsce zainstalowania, parametry aparatury oraz warunki współpracy
systemów sterowania dyspozytorskiego,
i) podział kompetencji w zakresie nadzoru dyspozytorskiego.
V.2.4.
Informacje, o których mowa w p. V.2.2.e, dotyczą w szczególności wpływu
przyłączania nowych podmiotów do sieci lub zmiany warunków przyłączenia na
pracę sieci innych przedsiębiorstw sieciowych. Związane to jest ze zmianą:
a) przepływów energii elektrycznej na transformatorach i liniach wymiany
pomiędzy sieciami róŜnych przedsiębiorstw sieciowych,
b) poziomu mocy i prądów zwarciowych,
c) pewności dostaw energii elektrycznej,
25
d) sposobu likwidacji przerw i zakłóceń w dostawie energii elektrycznej.
V.2.5.
Określone w umowie, o której mowa w p. V.2.1, próby i odbiory częściowe oraz
odbiór końcowy zrealizowanego przyłączenia przeprowadzane są przy udziale
upowaŜnionych przedstawicieli stron, które zawarły umowę.
V.2.6.
Wyniki prób i odbiorów, o których mowa w p. V.2.5, są potwierdzane przez strony
w protokołach z przeprowadzenia prób i odbiorów.
V.3.
ZASADY ODŁĄCZANIA
V.3.1.
Zasady odłączania podmiotów od sieci rozdzielczej, określone w p. od V.3.2 do
V.3.10 obowiązują operatora systemu rozdzielczego oraz podmioty odłączane,
jeŜeli umowa przesyłowa lub umowa sprzedaŜy energii nie stanowi inaczej.
V.3.2.
Operator systemu rozdzielczego odłącza podmioty od sieci rozdzielczej:
a) w przypadku złoŜenia przez podmiot wniosku o odłączenie od sieci
rozdzielczej,
b) bez wniosku podmiotu, o ile w wyniku przeprowadzenia kontroli, o której
mowa w p. V.1.18 operator systemu rozdzielczego stwierdzi nie spełnianie
przez przyłączony podmiot warunków umów lub teŜ w przypadku
nieuzasadnionej odmowy odbiorcy na zainstalowanie przedpłatowego układu
pomiarowo-rozliczeniowego i pokrycia kosztów jego zakupu i zainstalowania.
V.3.3.
Wniosek o odłączenie od sieci rozdzielczej składany przez podmiot zawiera
w szczególności:
a) miejsca przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których dotyczy odłączenie,
b) przyczynę odłączenia,
c) proponowany termin odłączenia.
V.3.4.
Operator systemu rozdzielczego ustala termin odłączenia podmiotu od sieci
rozdzielczej uwzględniający techniczne moŜliwości realizacji procesu odłączenia
podmiotu. Odłączany podmiot jest zawiadamiany przez operatora systemu
rozdzielczego o dacie odłączenia, w terminie nie krótszym niŜ 14 dni od daty
planowanego odłączenia, z wyjątkiem przypadków o których mowa w p. V.3.5.
V.3.5.
Operator systemu rozdzielczego odłącza podmioty zgodnie z V.3.2.b o ile
w wyniku przeprowadzenia kontroli stwierdzi:
a) stwarzanie przez instalację znajdującą się u odbiorcy bezpośredniego
zagroŜenia dla Ŝycia, zdrowia albo środowiska,
b) nielegalny pobór energii elektrycznej.
V.3.6.
Operator systemu rozdzielczego dokonuje zmian w układzie sieci rozdzielczej
umoŜliwiających odłączenie podmiotu od sieci. Podmiot odłączany od sieci
rozdzielczej, uzgadnia z operatorem systemu rozdzielczego tryb, terminy oraz
warunki niezbędnej przebudowy lub likwidacji majątku sieciowego będącego
własnością podmiotu, wynikające z odłączenia od sieci rozdzielczej.
26
V.3.7.
i sąsiednimi operatorami systemów rozdzielczych tryb odłączenia podmiotu,
w zakresie w jakim odłączenie podmiotu od sieci rozdzielczej ma wpływ na
warunki pracy sieci innych przedsiębiorstw sieciowych.
V.3.8.
odłączenie podmiotu, przyłączonego do sieci rozdzielczej koordynowanej, a takŜe
odłączenie od sieci rozdzielczej JWCD lub jednostki wytwórczej koordynowanej
przez operatora systemu przesyłowego.
V.3.9.
W niezbędnych przypadkach operator systemu rozdzielczego zapewnia
sporządzenie i zatwierdza zgłoszenie obiektu elektroenergetycznego do odłączenia
od sieci rozdzielczej, określające w szczególności:
a) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, których dotyczy
odłączenie,
b) termin odłączenia,
c) dane osoby odpowiedzialnej ze strony operatora systemu rozdzielczego za
prawidłowe odłączenie podmiotu,
d) sposób odłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, obejmujący: zakres
prac niezbędnych do wykonania przed odłączeniem podmiotu, połoŜenie
łączników niezbędnych do wykonania planowanego odłączenia podmiotu oraz
harmonogram czynności łączeniowych w poszczególnych stacjach
elektroenergetycznych,
e) aktualny schemat sieci rozdzielczej obejmujący stacje elektroenergetyczne oraz
linie, w otoczeniu urządzeń, instalacji i sieci odłączanego podmiotu.
V.3.10.
Ponowne przyłączenie podmiotu do sieci rozdzielczej odbywa się na zasadach
określonych w rozdziale V.1 oraz w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.h.
V.4.
WYMAGANIA TECHNICZNE
I SIECI ODBIORCÓW
V.4.1.
Urządzenia przyłączone do sieci 110 kV, SN i nN muszą być przystosowane do
warunków zwarciowych w miejscu ich przyłączenia do sieci rozdzielczej.
V.4.2.
Czasy trwania zwarć wyłączanych przez zabezpieczenie podstawowe
w strefie podstawowej w urządzeniach przyłączonych do sieci 110 kV mają być nie
dłuŜsze niŜ 150 ms. W uzasadnionych przypadkach, za zgodą operatora systemu
rozdzielczego, dopuszcza się dłuŜsze czasy wyłączania zwarć przez zabezpieczenia
podstawowe w strefie podstawowej.
V.4.3.
Czas wyłączania zwarć w urządzeniach przyłączonych do sieci 110 kV przez
zabezpieczenie rezerwowe ma być nie dłuŜszy niŜ ustalony przez operatora
systemu rozdzielczego.
27
DLA
URZĄDZEŃ,
INSTALACJI
V.4.4.
Urządzenia podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej nie mogą powodować
pogorszenia parametrów energii elektrycznej dostarczanej innym podmiotom,
powyŜej dopuszczalnych granic, określonych w umowie sprzedaŜy energii
elektrycznej lub standardów jakościowych energii elektrycznej określonych
w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.h.
V.4.5.
Operator systemu rozdzielczego określa warunki stosowania elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej przez podmioty przyłączone do sieci 110 kV i SN,
przy czym dla zapewnienia bezpiecznej pracy sieci przesyłowej i rozdzielczej
nastawienia elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej w sieci 110 kV
i sieci przesyłowej są koordynowane przez operatora systemu przesyłowego.
V.4.6.
Urządzenia pierwotne podmiotów przyłączanych bezpośrednio do sieci 110 kV,
powinny być wyposaŜone w układy lokalnej rezerwy wyłącznikowej. Czasy
likwidacji zwarć przez układy rezerwy lokalnej nie mogą przekraczać 500 ms.
V.5.
WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
V.5.1.
Wymagania techniczne oraz zalecenia dla JWCD przyłączonych do sieci
rozdzielczej są określone przez operatora systemu przesyłowego w Instrukcji ruchu
V.5.2.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych innych niŜ JWCD są ustalane
indywidualnie pomiędzy wytwórcą a operatorem systemu rozdzielczego,
z uwzględnieniem szczegółowych wymagań technicznych dla jednostek
wytwórczych przyłączanych do sieci rozdzielczej określonych w załączniku nr 5.
W przypadku jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu
przesyłowego, operator systemu rozdzielczego uzgadnia wymagania techniczne
z operatorem systemu przesyłowego.
V.5.3.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych innych niŜ JWCD, o których
mowa w p. V.5.2 obejmują w zaleŜności od potrzeb wymagania w zakresie:
a) układów wzbudzenia,
b) układów regulacji napięcia,
c) sposobów wykorzystania układów grupowej regulacji napięć jednostek
wytwórczych (ARNE),
d) systemów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,
e) urządzeń regulacji pierwotnej,
f) czasów rozruchu i minimalnej liczby rozruchów w ciągu roku,
g) ograniczników maksymalnych prądów stojana i wirnika,
h) moŜliwości synchronizacji jednostki wytwórczej z siecią,
i) wytwarzanych mocy czynnych i biernych,
j) wyposaŜenia linii blokowych w układy automatyki.
28
V.5.4.
Czasy trwania zwarć wyłączanych przez zabezpieczenia podstawowe
w jednostkach wytwórczych przyłączanych do sieci rozdzielczej jak
i w urządzeniach i instalacjach sieci rozdzielczej w otoczeniu miejsca przyłączenia
urządzeń i instalacji wytwórczych powinny zostać ustalone w umowie o
przyłączenie i nie powinny być dla stref podstawowych dłuŜsze niŜ 150 ms.
V.5.5.
Czasy wyłączania zwarć przez zabezpieczenie rezerwowe w jednostkach
wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej oraz w urządzeniach
i instalacjach sieci rozdzielczej w otoczeniu węzła przyłączenia jednostek
wytwórczych nie powinny być dłuŜsze niŜ 500 ms.
V.5.6.
Nastawienia automatyk i zabezpieczeń jednostek wytwórczych przyłączonych do
sieci rozdzielczej powinny być skoordynowane przez operatora systemu
rozdzielczego z nastawieniami automatyk i zabezpieczeń sieci rozdzielczej i sieci
przesyłowej w otoczeniu węzłów przyłączenia jednostek wytwórczych.
V.6.
WYMAGANIA TECHNICZNE DLA
POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH
V.6.1.
Wymagania ogólne
V.6.1.1.
Urządzenia wchodzące w skład kaŜdego układu pomiarowo-rozliczeniowego muszą
posiadać legalizację i/lub homologację oraz zatwierdzenie typu zgodne z
wymaganiami określonymi dla danego urządzenia.
UKŁADÓW
I
SYSTEMÓW
Przekładniki prądowe i napięciowe podlegają sprawdzeniu przed zainstalowaniem w
przypadkach ich powtórnej zabudowy.
V.6.1.2.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe muszą być zainstalowane:
a) w przypadku wytwórców – po stronie górnego napięcia transformatorów
blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych,
b) w przypadku odbiorców – na napięciu sieci, do której dany odbiorca jest
przyłączony,
c) w innych lokalizacjach, niŜ podane w p. a) i b), w miejscach określonych
w warunkach przyłączenia lub umowie o świadczenie usług dystrybucji.
V.6.1.3.
Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej, uczestniczące w rynku bilansującym
instalują dla celów kontrolnych, bilansowych i rozliczeniowych, układy pomiarowe
energii elektrycznej zgodnie z wymaganiami określonymi przez operatora systemu
przesyłowego w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
V.6.1.4.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych wraz z operatorem systemu przesyłowego
uzgadniają wspólne protokoły pobierania oraz przetwarzania danych pomiarowych z
central komputerowych zbierania danych pomiarowych, dla potrzeb transmisji
danych do operatora systemu przesyłowego i ich zabezpieczenia przed utratą.
V.6.1.5.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych uzgadniają wspólny protokół transmisji
danych pomiarowych pomiędzy sobą oraz określają standard protokołu transmisji
obowiązujący podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej, posiadające układy
pomiarowo-rozliczeniowe umoŜliwiające zdalny odczyt ich wskazań.
29
Systemy zdalnego pomiaru energii elektrycznej operatora systemu dystrybucyjnego,
właściwe dla kategorii i rodzaju pomiaru, powinny zapewniać akwizycję danych
przez bezpośrednie pozyskiwanie danych poprzez łącza komunikacyjne. Protokoły
transmisji danych z liczników energii i koncentratorów powinny być dostępne
operatorowi systemu dystrybucyjnego, a format danych udostępnianych na wyjściach
tych urządzeń winien być przez te systemy akceptowany.
V.6.1.6.
Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowo-rozliczeniowych dzieli
się na 5 kategorii:
a) kat. A - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla podmiotów przyłączonych na
napięciu 110 kV,
b) kat. B - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla podmiotów przyłączonych na
napięciu niŜszym niŜ 110 kV i wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy umownej powyŜej
300 kW,
c) kat. C - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla podmiotów przyłączonych na
napięciu niŜszym niŜ 110 kV i wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy umownej nie
większej niŜ 300 kW,
d) kat. D - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla podmiotów przyłączonych na
napięciu nie wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy przyłączeniowej większej niŜ 40 kW
lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przelicznikowego w torze prądowym
większym niŜ 63 A
e) kat. E - układy pomiarowo-rozliczeniowe dla podmiotów przyłączonych na
napięciu nie wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niŜ
40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przelicznikowego w torze
prądowym nie większym niŜ 63 A.
V.6.1.7.
Liczniki energii elektrycznej powinny posiadać, co najmniej klasę dokładności
odpowiednią dla kategorii pomiaru i umoŜliwiać jedno z rozwiązań:
a) dwukierunkowy pomiar energii czynnej oraz biernej dla wytwórców i odbiorców
posiadających źródła wytwórcze,
b) jednokierunkowy pomiar energii czynnej i dwukierunkowy pomiar energii biernej
dla odbiorców nie posiadających źródeł wytwórczych,
jednokierunkowy pomiar energii czynnej – dotyczy tylko układów pomiaroworozliczeniowych zaliczonych do kategorii E.
V.6.1.8.
Dla odbiorców i wytwórców, których układy pomiarowo-rozliczeniowe zaliczone są
do kategorii A i B wymaga się stosowania dwóch układów pomiaroworozliczeniowych:
a) układu podstawowego,
b) układu rezerwowego.
Dla odbiorców i wytwórców przyłączonych do sieci 110 kV i na liniach 110 kV
wymiany pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych wymaga się, aby układy
te były równowaŜne.
V.6.1.9.
Miejsce zainstalowania podstawowego i rezerwowego układu pomiaroworozliczeniowego określa operator systemu dystrybucyjnego, w warunkach
30
przyłączenia.
V.6.1.10. ObciąŜenie przekładników prądowych i napięciowych w układach pomiaroworozliczeniowych nie moŜe przekraczać wartości dopuszczalnych. Moc znamionowa
rdzeni i uzwojeń przekładników powinna zostać tak dobrana do przewidywanego
obciąŜenia, aby zapewnić poprawną pracę układu pomiarowo-rozliczeniowego.
W przypadku wystąpienia konieczności dociąŜenia rdzenia pomiarowego jako
dociąŜenie naleŜy zastosować atestowane rezystory instalowane w obudowach
przystosowanych do plombowania.
V.6.1.11. Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiaroworozliczeniowych nie naleŜy przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii
elektrycznej oraz w uzasadnionych przypadkach rezystorów dociąŜających.
V.6.1.12. Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych
w układach pomiarowo-rozliczeniowych podstawowych i rezerwowych powinien
wynosić 5.
V.6.1.13. Wszystkie elementy członu zasilającego oraz osłony i urządzenia wchodzące w skład
układu pomiarowe-rozliczeniowego energii elektrycznej muszą być przystosowane
do plombowania.
V.6.1.14. Postanowienia p.V.6. dotyczą obiektów nowobudowanych oraz modernizowanych,
natomiast dla obiektów istniejących określa się okres dostosowawczy do końca
2008r., z zastrzeŜeniem p.V.6.1.15.
V.6.1.15. Podmioty chcące skorzystać z prawa wyboru sprzedawcy, w zakresie rejestrowania i
przechowywania w pamięci przebiegów obciąŜenia oraz transmisji danych, muszą
spełniać wymagania niniejszej instrukcji od momentu skorzystania z tego prawa
V.6.2.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kat. A.
V.6.2.1.
W układach pomiarowo-rozliczeniowych kat. A przekładniki prądowe i napięciowe
powinny mieć dwa rdzenie i dwa uzwojenia pomiarowe o klasie dokładności co
najmniej 0,5, słuŜące wyłącznie do pomiaru energii elektrycznej. W przypadku
odbiorców o mocy przyłączeniowej 30 MVA i wyŜszej przekładniki prądowe i
napięciowe powinny mieć klasę dokładności co najmniej 0,2.
Liczniki energii elektrycznej w tych układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny
mieć klasę dokładności co najmniej 0,5 dla pomiaru energii czynnej i 1 dla energii
biernej. W przypadku odbiorców o mocy przyłączeniowej 30 MVA i wyŜszej liczniki
energii elektrycznej powinny mieć klasę dokładności co najmniej 0,2 dla pomiaru
energii czynnej.
V.6.2.2.
Przekładniki prądowe i napięciowe bądź ich rdzenie/uzwojenia w układach
pomiarowych bilansowo-kontrolnych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niŜ
0,5.
Liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowych bilansowo-kontrolnych
powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niŜ 2 dla pomiaru energii czynnej i 3 dla
energii biernej.
31
V.6.2.3.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe kat. A muszą być wyposaŜone w układy transmisji
danych pomiarowych do OSD.
V.6.2.4.
Liczniki energii elektrycznej podstawowego układu pomiarowo-rozliczeniowego
powinny być wyposaŜone w układy zasilania awaryjnego umoŜliwiające zdalny
odczyt danych równieŜ w przypadku braku napięć pomiarowych.
V.6.2.5.
Liczniki energii elektrycznej powinny być wyposaŜone w układy synchronizacji
czasu, synchronizowane ze źródła zewnętrznego co najmniej raz na dobę z
dokładnością do ± 1 minuty.
V.6.2.6.
Transmisja danych z podstawowego i rezerwowego układu pomiaroworozliczeniowego energii elektrycznej Wytwórców powinna być realizowana w
sposób ciągły „on-line”.
V.6.2.7.
Transmisja danych z podstawowego i rezerwowego układu pomiaroworozliczeniowego energii elektrycznej powinna być realizowana za pośrednictwem
wyjść cyfrowych liczników energii elektrycznej.
V.6.2.8.
Układ pomiarowo-rozliczeniowy rezerwowy jest określony jako równowaŜny, jeŜeli
liczniki energii elektrycznej w podstawowym i rezerwowym układzie pomiaroworozliczeniowym są zasilane z osobnych rdzeni/uzwojeń przekładników oraz układy
pomiarowo-rozliczeniowe podstawowy i rezerwowy spełniają wymagania techniczne
określone w p.V.2.
V.6.2.9.
Liczniki energii elektrycznej powinny rejestrować i przechowywać w pamięci
przebiegi obciąŜenia w programowalnym od 15 do 60 min okresie uśredniania oraz
umoŜliwiać półautomatyczny odczyt lokalny w przypadku awarii łączy
transmisyjnych lub w celach kontrolnych. Liczniki energii elektrycznej powinny
automatycznie zamykać okresy obrachunkowe zgodnie z taryfą dla energii
elektrycznej lub umową oraz przechowywać dane popmiarowe przez okres min. 40
dni.
V.6.3.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kat. B.
V.6.3.1.
W układach pomiarowo-rozliczeniowych kat. B naleŜy instalować przekładniki
prądowe o klasie dokładności co najmniej 0,5 i napięciowe o klasie dokładności co
najmniej 0,5.
V.6.3.2.
Liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
klasę dokładności co najmniej 0,5 dla pomiaru energii czynnej i 1 dla energii biernej.
Liczniki energii elektrycznej w rezerwowych układach pomiarowych powinny mieć
klasę dokładności nie gorszą niŜ 1 dla pomiaru energii czynnej i 3 dla energii biernej.
V.6.3.3.
Liczniki energii elektrycznej powinny być wyposaŜone w układy synchronizacji
synchronizowane ze źródła zewnętrznego, co najmniej raz na dobę z dokładnością do
± 1 minuty.
V.6.3.4.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe kat. B powinny być wyposaŜone w układy
transmisji danych pomiarowych do OSD.
V.6.3.5.
Transmisja
danych
z
podstawowego
32
i
rezerwowego
układu
pomiarowo-
rozliczeniowego energii elektrycznej powinna być realizowana za pośrednictwem
V.6.3.6.
przebiegi obciąŜenia w programowalnym okresie od 15 do 60 min okresie
uśredniania oraz umoŜliwiać półautomatyczny odczyt lokalny w przypadku awarii
łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych. Liczniki energii elektrycznej
powinny automatycznie zamykać okresy obrachunkowe zgodnie z taryfą dla energii
dni.
V.6.4.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kat. C.
V.6.4.1.
W układach pomiarowo-rozliczeniowych kat. C naleŜy instalować przekładniki
prądowe o klasie dokładności co najmniej 0,5 i napięciowe o klasie dokładności co
najmniej 0,5.
V.6.4.2.
Liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
klasę dokładności co najmniej 1 dla pomiaru energii czynnej i 2 dla energii biernej.
V.6.4.3.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe kat. C muszą umoŜliwiać zdalną transmisję
danych.
V.6.4.4.
Transmisja danych z podstawowego układu pomiarowo-rozliczeniowego energii
elektrycznej powinna być realizowana za pośrednictwem wyjść cyfrowych liczników
energii elektrycznej.
V.6.4.5.
dni.
V.6.5.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kat. D.
V.6.5.1.
W przypadku układów pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu nie wyŜszym niŜ
1 kV wymagany jest podstawowy układ pomiarowo-rozliczeniowy.
W układach pomiarowo-rozliczeniowych kat. D naleŜy instalować liczniki energii
elektrycznej czynnej o klasie dokładności co najmniej 2, a energii elektrycznej
biernej co najmniej 3 oraz przekładniki prądowe w układach półpośrednich o klasie
dokładności co najmniej 1. Liczniki powinny być wyposaŜone w godzinową
rejestrację.
V.6.5.2.
Operator systemu dystrybucyjnego decyduje o konieczności wyposaŜenia układów
kat. D w urządzenia umoŜliwiające zdalną transmisję pomiarów. Transmisja danych
z układu pomiarowo-rozliczeniowego powinna być realizowana za pośrednictwem
V.6.5.3.
33
elektrycznej lub umową oraz przechowywać dane pomiarowe przez okres min. 40
dni.
V.6.6.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kat. E.
V.6.6.1.
W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu nie wyŜszym niŜ 1 kV naleŜy
instalować liczniki energii elektrycznej czynnej o klasie dokładności co najmniej 2.
W przypadku montaŜu liczników energii elektrycznej biernej, powinny one mieć
klasę dokładności co najmniej 3.
V.6.6.2.
W przypadku układów pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu nie wyŜszym niŜ
1 kV operator systemu dystrybucyjnego decyduje o konieczności wyposaŜenia tych
układów w urządzenia umoŜliwiające zdalną transmisję pomiarów.
V.7.
DANE
PRZEKAZYWANE
DO
OPERATORA
SYSTEMU
ROZDZIELCZEGO
PRZEZ
PODMIOTY
PRZYŁĄCZONE
I PRZYŁĄCZANE DO SIECI ROZDZIELCZEJ
V.7.1.
Zakres danych
V.7.1.1.
Dane przekazywane do operatora systemu rozdzielczego przez podmioty przyłączone
i przyłączane do sieci rozdzielczej obejmują:
a) dane opisujące stan istniejący,
b) dane prognozowane dla perspektywy określonej przez operatora systemu
rozdzielczego.
V.7.2.
Dane opisujące stan istniejący
V.7.2.1.
Wytwórcy przekazują do operatora systemu rozdzielczego następujące dane
opisujące stany istniejące swoich instalacji i urządzeń:
a) schematy główne układów elektrycznych,
b) dane jednostek wytwórczych,
c) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej.
V.7.2.2.
Odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez operatora
systemu rozdzielczego odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych
i korzystający z tego prawa, przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do operatora
34
systemu rozdzielczego następujące dane opisujące stan istniejący swoich instalacji i
urządzeń:
a) dane o węzłach i ich wyposaŜeniu, liniach wraz ze schematami i planami,
transformatorach,
b) dane o ewentualnych jednostkach wytwórczych,
c) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej.
V.7.2.3.
Dane o węzłach obejmują w zaleŜności od potrzeb:
a) nazwę węzła,
b) rodzaj i schemat stacji,
c) rodzaj pól i ich wyposaŜenie,
d) zapotrzebowanie na moc czynną i bierną w charakterystycznych godzinach
pomiarowych z uwzględnieniem i bez uwzględnienia mocy osiągalnych jednostek
wytwórczych,
e) roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną z uwzględnieniem i bez
uwzględnienia produkcji energii elektrycznej jednostek wytwórczych,
f) ilość energii elektrycznej
z wytwórcami,
kupowanej
w ramach bezpośrednich umów
g) udział odbiorców przemysłowych w szczytowym obciąŜeniu stacji,
h) moc bierną kompensującą, kondensatory ze znakiem +, dławiki ze znakiem -,
i) układ normalny pracy.
V.7.2.4.
Dane o liniach obejmują w zaleŜności od potrzeb:
a) nazwę węzła początkowego,
b) nazwę węzła końcowego,
c) rezystancję linii,
d) reaktancję dla składowej zgodnej,
e) 1/2 susceptancji poprzecznej pojemnościowej,
f) stosunek reaktancji dla składowej zerowej do reaktancji dla składowej zgodnej,
g) 1/2 konduktancji poprzecznej,
h) długość linii, typ i przekrój przewodów,
i) obciąŜalność termiczną linii w sezonie zimowym,
j) obciąŜalność termiczną linii w sezonie letnim.
V.7.2.5.
Dane o transformatorach obejmują w zaleŜności od potrzeb:
a) nazwy węzłów, do których jest przyłączony transformator,
b) dane znamionowe,
c) model zwarciowy,
V.7.2.6.
Dane o jednostkach wytwórczych obejmują w zaleŜności od potrzeb:
35
a) nazwę węzła, do którego jednostka wytwórcza jest przyłączona,
b) rezystancję i reaktancję gałęzi generator-transformator blokowy,
c) reaktancję zastępczą bloku z uwzględnieniem X’d generatora,
d) maksymalną wartość siły elektromotorycznej E’max podaną na poziomie napięcia
węzła, do którego przyłączona jest jednostka wytwórcza,
e) stosunek reaktancji dla składowej symetrycznej zerowej do reaktancji dla
składowej symetrycznej zgodnej dla gałęzi jednostka wytwórcza-transformator
blokowy,
f) znamionową moc pozorną jednostki wytwórczej,
g) napięcie znamionowe jednostki wytwórczej,
h) znamionowy współczynnik mocy jednostki wytwórczej,
i) reaktancję transformatora blokowego odniesioną do napięcia węzła, do którego
jest przyłączony transformator,
j) moduł przekładni transformatora blokowego w jednostkach względnych,
k) moc czynną potrzeb własnych,
l) współczynnik mocy potrzeb własnych,
m) maksymalną generowaną moc czynną,
n) minimalną generowaną moc czynną,
o) wielkość produkcji energii elektrycznej
p) dla jednostek wytwórczych u wytwórców energii elektrycznej minimalną
i maksymalną generowaną moc czynną w sezonie letnim i zimowym,
q) statyzm turbiny,
r) reaktancję podprzejściową generatora w osi d w jednostkach względnych,
s) reaktancję zastępczą gałęzi jednostka wytwórcza-transformator blokowy
odniesioną do napięcia węzła, do którego jest przyłączona jednostka wytwórcza.
V.7.2.7.
Formę przekazywanych danych, termin oraz sposób przekazania określa operator
V.7.3.
Dane prognozowane dla perspektywy określonej przez operatora systemu
rozdzielczego
V.7.3.1.
Dane prognozowane opisujące warunki pracy urządzeń, instalacji i sieci podmiotów
przyłączonych
do
sieci
rozdzielczej
obejmują
dla
kaŜdego
roku
w zaleŜności od potrzeb:
a) informacje o jednostkach wytwórczych,
b) informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną,
c) informacje o zawarciu kontraktów na zakup energii elektrycznej,
36
d) informacje o wymianie międzysystemowej,
e) informacje o projektach zarządzania popytem,
f) inne dane w zakresie uzgodnionym przez operatora systemu rozdzielczego
i podmiot przyłączony do sieci rozdzielczej.
V.7.3.2.
Informacje o jednostkach wytwórczych, o których mowa w p. V.7.3.1, obejmują
w zaleŜności od potrzeb:
a) rodzaje jednostek wytwórczych, lokalizację i charakter ich pracy,
b) moce i przewidywane ograniczenia w produkcji energii elektrycznej,
c) przewidywaną elastyczność pracy,
d) techniczny i księgowy czas eksploatacji,
e) sprawności wytwarzania energii elektrycznej,
f) przewidywane zamierzenia modernizacyjne lub budowa nowych jednostek
wytwórczych,
g) rodzaj paliwa, jego charakterystykę i moŜliwości pozyskania,
h) skuteczności instalacji oczyszczania spalin,
i) dane o ograniczeniach zawartych w posiadanych pozwoleniach związanych
z ochroną środowiska oraz czas ich obowiązywania,
j) dla
jednostek
wytwórczych
pompowych
i wytwarzania oraz pojemność zbiornika górnego.
V.7.3.3.
sprawności
pompowania
Odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez operatora
systemu rozdzielczego odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych
i korzystający z tego prawa, przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do operatora
systemu rozdzielczego następujące informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię
elektryczną, o których mowa w p. V.7.3.1:
a) zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną,
b) krzywe obciąŜeń w wybranych dobach reprezentatywnych,
c) miesięczne bilanse mocy i energii.
V.7.3.4.
Informacje o wymianie międzysystemowej, o których mowa w p. V.7.3.1, obejmują:
a) zakontraktowaną moc i energię elektryczną,
b) czas obowiązywania kontraktu.
V.7.3.5.
Informacje o projektach zarządzania popytem, o których mowa w p. V.7.3.1,
obejmują:
a) opis i harmonogram projektu,
b) przewidywaną wielkość ograniczenia zapotrzebowania na moc i energię
elektryczną.
V.7.3.6.
Formę przekazywanych danych prognozowanych, stopień szczegółowości, termin
oraz sposób przekazania określa operator systemu rozdzielczego.
37
VI. EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI
VI.1.
ZASADY I STANDARDY TECHNICZNE EKSPLOATACJI
VI.1.1.
Przepisy ogólne
VI.1.1.1. Urządzenia przyłączone do sieci rozdzielczej muszą spełniać warunki legalizacji,
uzyskiwania homologacji i/lub certyfikatów oraz znaku bezpieczeństwa, określone
odrębnymi przepisami.
VI.1.1.2. Zasady i standardy techniczne eksploatacji sieci rozdzielczej obejmują
zagadnienia związane z:
a) przyjmowaniem urządzeń i instalacji do eksploatacji,
b) prowadzeniem zabiegów eksploatacyjnych,
c) przekazaniem urządzeń do remontu lub wycofywaniem z eksploatacji,
d) dokonywaniem uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego i operatorami
systemów rozdzielczych przy wykonywaniu prac eksploatacyjnych,
e) prowadzeniem dokumentacji technicznej i prawnej.
VI.1.1.3. Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci moŜe na podstawie umowy powierzyć
prowadzenie eksploatacji swoich urządzeń, instalacji lub sieci innemu
podmiotowi.
VI.1.1.4. Dopuszcza się uzgodnienie w umowie zawartej pomiędzy właścicielem urządzeń,
instalacji lub sieci oraz operatorem systemu rozdzielczego, innych niŜ określone
w IRiESR standardów eksploatacji urządzeń, instalacji lub sieci.
VI.1.1.5. Eksploatacja sieci, instalacji oraz urządzeń w rozdzielniach i stacjach
elektroenergetycznych będących własnością przedsiębiorstwa sieciowego
z obsługą innego podmiotu jest prowadzona na zasadach określonych w IRiESR,
na podstawie umowy.
VI.1.1.6. Eksploatacja układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych
i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych sieci rozdzielczej jest
prowadzona zgodnie z zasadami określonymi w przyjętej do stosowania Instrukcji
eksploatacji układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych
i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych, będącej dokumentem
związanym z IRiESR.
VI.1.1.7.
Podmioty zaliczone do II, III lub VI grupy przyłączeniowej, przyłączone
bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, opracowują
instrukcję ruchu i eksploatacji posiadanych urządzeń, instalacji i sieci
z uwzględnieniem warunków określonych w IRiESR. Podmioty te przekazują
instrukcję wraz z kartami aktualizacji, na Ŝądanie operatora systemu
rozdzielczego, do sieci którego są przyłączone.
VI.1.1.8.
Utrzymanie sieci rozdzielczej w naleŜytym stanie technicznym jest zapewniane
38
między innymi przez poddanie sieci oględzinom, przeglądom, konserwacjom
i remontom oraz pomiarom i próbom eksploatacyjnym.
VI.1.2.
Przyjmowanie urządzeń i instalacji do eksploatacji
VI.1.2.1. Przyjęcie do eksploatacji nowych urządzeń, instalacji odbiorców lub wytwórców,
przebudowanych i po remoncie następuje po przeprowadzeniu prób
i pomiarów oraz stwierdzeniu spełniania przez przyjmowane do eksploatacji
urządzenia i instalacje warunków zawartych w rozdziałach V.4, V.5 lub V.6,
warunków określonych w zawartych umowach, warunków technicznych budowy
urządzeń elektroenergetycznych, wykonywania i odbioru robót, a takŜe warunków
zawartych w dokumentacji projektowej i fabrycznej. Ponadto przyjmowane do
eksploatacji urządzenia i instalacje muszą posiadać dokumentację prawną
i techniczną.
VI.1.2.2. Transformatory 110/SN, transformatory blokowe, rozdzielnie o napięciu
znamionowym 110 kV, linie kablowe o napięciu znamionowym 110 kV, jednostki
wytwórcze oraz inne urządzenia przyłączone do sieci 110 kV, SN i nN –
określone przez operatora systemu rozdzielczego, przed przyjęciem do
eksploatacji są poddawane ruchowi próbnemu.
VI.1.2.3. Warunki ruchu próbnego są ustalane pomiędzy właścicielem lub podmiotem
prowadzącym eksploatację urządzeń, operatorem systemu rozdzielczego
i wykonawcą prac, z uwzględnieniem wymagań producenta urządzeń.
VI.1.2.4. Właściciel urządzeń w uzgodnieniu z operatorem systemu rozdzielczego powołuje
komisję odbioru urządzeń i instalacji, która sporządza protokół stwierdzający
spełnianie przez przyjmowane do eksploatacji urządzenia i instalacje wymagań
określonych w rozdziałach V.4, V.5 i V.6.
VI.1.3.
Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofywanie z eksploatacji
VI.1.3.1. Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofanie z eksploatacji następuje na
podstawie decyzji właściciela urządzeń.
VI.1.3.2. Datę i sposób przekazania do remontu lub wycofania z eksploatacji urządzeń
mających wpływ na pracę sieci rozdzielczej, naleŜy uzgodnić z właściwym
operatorem systemu rozdzielczego.
VI.1.4.
Uzgadnianie prac eksploatacyjnych z operatorem systemu przesyłowego
i operatorami systemów rozdzielczych
VI.1.4.1. Wszystkie prace wykonywane w systemie rozdzielczym są prowadzone
w uzgodnieniu z operatorem systemu rozdzielczego odpowiedzialnym za
prowadzenie ruchu sieci rozdzielczej, w której mają być wykonane prace
eksploatacyjne.
39
VI.1.4.2. W przypadku powierzenia prowadzenia eksploatacji urządzeń innemu
podmiotowi szczegółowe zasady i terminy dokonywania uzgodnień prac
eksploatacyjnych z operatorem systemu rozdzielczego reguluje umowa.
VI.1.4.3. Operator systemu rozdzielczego dokonuje niezbędnych uzgodnień z operatorem
systemu przesyłowego w zakresie terminów planowanych prac eksploatacyjnych
prowadzonych w sieci rozdzielczej koordynowanej, zgodnie z Instrukcją ruchu
VI.1.4.4. Operator systemu rozdzielczego dokonuje niezbędnych uzgodnień planowanych
prac eksploatacyjnych w zakresie, w jakim mogą one mieć wpływ na pracę sieci,
której ruch prowadzą inni operatorzy.
VI.1.5.
Dokumentacja techniczna i prawna
VI.1.5.1. Właściciel obiektu elektroenergetycznego lub urządzenia prowadzi i na bieŜąco
aktualizuje następującą dokumentację:
a) dla obiektu elektroenergetycznego – dokumentację techniczną i prawną,
b) dla urządzeń – dokumentację techniczną.
VI.1.5.2. Dokumentacja techniczna w zaleŜności od rodzaju obiektu lub urządzenia
obejmuje:
a) projekt wykonawczy wraz z zaznaczonymi zmianami,
b) w zaleŜności od potrzeb, protokół zakwalifikowania pomieszczeń i ich stref
lub przestrzeni zewnętrznych do kategorii niebezpieczeństwa poŜarowego
i zagroŜenia wybuchem,
c) dokumentację fabryczną urządzenia, w tym: świadectwa, karty gwarancyjne,
fabryczne instrukcje obsługi, opisy techniczne, rysunki konstrukcyjne,
montaŜowe i zestawieniowe,
d) dokumentację związaną z ochroną środowiska naturalnego,
e) dokumentację eksploatacyjną i ruchową,
f) paszporty urządzeń.
VI.1.5.3. Dokumentacja eksploatacyjna i ruchowa w zaleŜności od rodzaju obiektu lub
urządzenia obejmuje:
a) dokumenty przyjęcia do eksploatacji, w tym protokoły przeprowadzonych
prób,
b) instrukcję eksploatacji wraz z niezbędnymi załącznikami,
c) dokumenty dotyczące oględzin, przeglądów, konserwacji, napraw
i remontów, w tym dokumenty dotyczące rodzaju i zakresu uszkodzeń
i napraw,
d) protokoły zawierające wyniki przeprowadzonych prób i pomiarów,
e) ewentualnie wykaz niezbędnych części zamiennych,
40
f) dokumenty z przeprowadzonej oceny stanu technicznego,
g) dziennik operacyjny,
h) schemat elektryczny obiektu,
i) wykaz nastawień zabezpieczeń i automatyki,
j) wykaz osób upowaŜnionych do realizacji operacji ruchowych,
k) karty przełączeń,
l) programy łączeniowe.
VI.1.5.4. Instrukcja eksploatacji urządzenia lub grup urządzeń jest ustalana przez
przedsiębiorstwo sieciowe i w zaleŜności od rodzaju urządzenia zawiera:
a) ogólną charakterystykę urządzenia,
b) niezbędne warunki eksploatacji urządzenia,
c) określenie czynności związanych z uruchomieniem, obsługą w czasie pracy
i zatrzymaniem urządzenia w warunkach normalnej eksploatacji,
d) wymagania w zakresie konserwacji i napraw,
e) zasady postępowania w razie awarii, poŜaru i w przypadku innych zakłóceń
w pracy urządzenia,
f) zakresy wykonywania zapisów ruchowych, w tym wskazań aparatury
kontrolno-pomiarowej,
g) zakresy przeprowadzania oględzin, przeglądów oraz prób i pomiarów,
h) wymagania dotyczące ochrony przed poraŜeniem, poŜarem, wybuchem oraz
inne wymagania w zakresie bezpieczeństwa obsługi i otoczenia,
i) wymagania dotyczące kwalifikacji osób zajmujących się eksploatacją,
j) wykaz niezbędnego sprzętu ochronnego oraz informacje o środkach łączności,
k) wymagania związane z ochroną środowiska,
l) inne wymagania, wynikające z odrębnych przepisów.
VI.1.5.5. Dokumentacja prawna obiektu elektroenergetycznego powinna zawierać
w szczególności: decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu, stan
prawno - własnościowy nieruchomości i pozwolenie na budowę lub prawo do
uŜytkowania.
VI.1.6.
Rezerwa urządzeń i części zapasowych
VI.1.6.1. Operator systemu rozdzielczego określa i utrzymuje rezerwy urządzeń i części
zapasowych, niezbędne z punktu widzenia bezpiecznej pracy systemu
elektroenergetycznego.
VI.1.6.2. W przypadku powierzenia operatorowi systemu rozdzielczego prowadzenia
eksploatacji przez właściciela urządzeń zawarta umowa powinna regulować
zasady utrzymywania niezbędnej rezerwy urządzeń i części zapasowych.
41
VI.1.7.
Wymiana informacji eksploatacyjnych
VI.1.7.1. Podmioty prowadzące eksploatację sieci rozdzielczej oraz urządzeń, instalacji
i sieci przyłączonych do sieci rozdzielczej wymieniają wzajemnie informacje
eksploatacyjne.
VI.1.7.2. Wymiana informacji eksploatacyjnych obejmuje w zaleŜności od potrzeb:
a) informacje niezbędne do sporządzenia schematów sieci rozdzielczej,
b) wyniki oględzin, przeglądów i oceny stanu technicznego,
c) wyniki pomiarów i prób eksploatacyjnych,
d) parametry obiektów, urządzeń i sieci zmienione w wyniku podjęcia działań
eksploatacyjnych,
e) informacje związane z elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową,
f) imienne wykazy osób, wraz z danymi teleadresowymi, odpowiedzialnych za
podejmowanie działań eksploatacyjnych.
VI.1.7.3. Informacje eksploatacyjne, o których mowa w p. VI.1.7.2, są aktualizowane
i przekazywane na bieŜąco w taki sposób, aby zapewniały prawidłową organizację
prac eksploatacyjnych.
VI.1.7.4. Operator systemu przesyłowego, operatorzy systemów rozdzielczych oraz
podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej stosują jednolite nazewnictwo
i numerację swoich obiektów i urządzeń.
VI.1.7.5. Spory wynikające z proponowanego nazewnictwa i numeracji w zakresie sieci
rozdzielczej 110 kV rozstrzyga operator systemu przesyłowego, a w zakresie
pozostałej sieci rozdzielczej spory rozstrzyga operator systemu rozdzielczego.
VI.1.7.6. Operator systemu rozdzielczego sporządza i aktualizuje schematy sieci
rozdzielczej.
VI.1.8.
Ochrona środowiska naturalnego
VI.1.8.1. Operator systemu rozdzielczego oraz podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej
są zobowiązane do przestrzegania zasad ochrony środowiska, określonych
odrębnymi przepisami i normami.
VI.1.8.2. Operator systemu rozdzielczego oraz podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej
stosują środki techniczne i organizacyjne wpływające na ograniczenie zagroŜenia
środowiska naturalnego wywołanego pracą urządzeń elektrycznych.
VI.1.8.3. Operatorzy systemów rozdzielczych wymieniają między sobą, z operatorem
systemu przesyłowego oraz podmiotami przyłączonymi do sieci rozdzielczej
informacje dotyczące zagroŜenia środowiska naturalnego, uwzględniając
równocześnie zakres ewentualnego współdziałania w zapobieganiu i likwidacji
42
tych zagroŜeń.
VI.1.8.4. Operator systemu rozdzielczego, w uzgodnieniu z odpowiednimi słuŜbami
powołanymi do zwalczania skaŜeń środowiska naturalnego, ustala sposoby
postępowania w przypadku ewentualnego skaŜenia środowiska naturalnego,
spowodowanego przez substancje szkodliwe wykorzystywane w obiektach
i urządzeniach sieci rozdzielczej.
VI.1.8.5. Właściciel urządzeń zapewnia przestrzeganie zasad ochrony środowiska przy
utylizacji substancji szkodliwych wykorzystywanych w obiektach i urządzeniach
sieci rozdzielczej oraz zgodną z przepisami ochrony środowiska wycinkę drzew
i gałęzi wokół obiektów i urządzeń sieci rozdzielczej.
VI.1.8.6. Dokumentacja eksploatacyjna i projektowa obiektów i urządzeń sieci rozdzielczej
jest uzgadniana w zakresie wymogów ochrony środowiska z właściwymi
władzami terenowymi, jeśli uzgodnienia takie są wymagane odrębnymi
przepisami.
VI.1.9.
Planowanie prac eksploatacyjnych
VI.1.9.1. Uwzględniając w szczególności planowanie pracy sieci rozdzielczej, operator
systemu rozdzielczego opracowuje roczne plany prac eksploatacyjnych dla
urządzeń, instalacji i sieci rozdzielczej obejmujące:
a) oględziny, przeglądy oraz pomiary i próby eksploatacyjne,
b) konserwacje i remonty,
c) prace z zakresu ochrony środowiska naturalnego,
d) prace planowane przez podmioty zaliczane do II, III i VI grupy
przyłączeniowej, o ile mogą one mieć wpływ na pracę sieci operatora systemu
rozdzielczego.
VI.1.9.2. Poza pracami przewidywanymi w rocznym planie prac eksploatacyjnych operator
systemu rozdzielczego zapewnia realizację doraźnych prac eksploatacyjnych,
mających na celu naprawę szkód zagraŜających prawidłowemu funkcjonowaniu
urządzeń, instalacji i sieci rozdzielczej lub stwarzających zagroŜenie dla
bezpieczeństwa ludzi i środowiska naturalnego.
VI.1.9.3. Podmioty zaliczane do II, III oraz VI grupy przyłączeniowej przyłączone do sieci
o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, uzgadniają z operatorem systemu
rozdzielczego prace eksploatacyjne w zakresie, w jakim mogą mieć wpływ na
ruch i eksploatację sieci operatora systemu rozdzielczego.
VI.1.9.4. Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń
elementów sieci rozdzielczej są zobowiązane do przestrzegania zasad i trybu
planowania wyłączeń w sieci rozdzielczej ustalonego przez operatora systemu
rozdzielczego w rozdziale VII.6.
VI.1.9.5. Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń
elementów sieci rozdzielczej przekazują do operatora systemu rozdzielczego
zgłoszenia wyłączeń elementów sieci. Zawartość i terminy przekazywania
zgłoszeń określono w rozdziale VII.6.
43
VI.1.10.
Warunki bezpiecznego wykonywania prac
VI.1.10.1. Operator systemu rozdzielczego opracowuje Instrukcję organizacji bezpiecznej
pracy, obowiązującą personel eksploatujący obiekty, urządzenia i instalacje sieci
elektroenergetycznych, uwzględniającą wymagania zawarte w rozporządzeniu,
o którym mowa w p. II.3.f.
VI.1.10.2. Pracownicy zatrudnieni przy eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci elektroenergetycznych powinni posiadać odpowiednie kwalifikacje zawodowe i określone
warunki zdrowia oraz być przeszkoleni na zajmowanych stanowiskach zgodnie z
wymaganiami zawartymi w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.b oraz w
Instrukcji Organizacji Bezpiecznej Pracy przy Urządzeniach i Instalacjach
Elektroenergetycznych w Energetyce Kaliskiej SA.
VI.2.
ZASADY DOKONYWANIA OGLĘDZIN, PRZEGLĄDÓW, OCENY
STANU TECHNICZNEGO ORAZ KONSERWACJI I REMONTÓW
VI.2.1.
Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
VI.2.1.1. Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej powinny być wykonywane
w miarę moŜliwości podczas ruchu sieci, w zakresie niezbędnym do ustalenia jej
zdolności do pracy.
VI.2.1.2. Oględziny linii napowietrznych o napięciu znamionowym 110 kV są
przeprowadzane nie rzadziej niŜ raz w roku. Oględziny linii napowietrznych
o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niŜ
raz na 5 lat, a w przypadkach gdy linie te są naraŜone na szkodliwe wpływy
atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich
uŜytkowania, nie rzadziej niŜ raz w roku. Wykaz linii naraŜonych na szkodliwe
wpływy, zawiera załącznik nr 7.
VI.2.1.3. Podczas przeprowadzania
w szczególności :
oględzin
linii
napowietrznych
sprawdza
się
a) stan konstrukcji wsporczych, fundamentów i izbic,
b) stan przewodów i ich osprzętu,
c) stan łączników, ochrony przeciwprzepięciowej i przeciwporaŜeniowej,
d) stan odcinków kablowych sprawdzanej linii napowietrznej,
e) stan izolacji linii,
f) stan napisów: informacyjnych i ostrzegawczych oraz zgodność oznaczeń
z dokumentacją techniczną,
g) stan instalacji oświetleniowej i jej elementów,
h) zachowanie prawidłowej odległości przewodów od ziemi, zarośli, gałęzi
44
drzew oraz od obiektów znajdujących się w pobliŜu linii,
i) zachowanie prawidłowej odległości od składowisk materiałów łatwo
zapalnych,
j) wpływ na konstrukcje linii działania wód lub osiadania gruntu.
VI.2.1.4. Oględziny linii kablowych o napięciu znamionowym 110 kV są przeprowadzane
nie rzadziej niŜ raz w roku. Oględziny linii kablowych o napięciu znamionowym
niŜszym niŜ 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niŜ raz na 5 lat,
a w przypadkach gdy linie te są naraŜone na szkodliwe wpływy atmosferyczne
i niszczące działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania, nie
rzadziej niŜ raz w roku. Wykaz linii naraŜonych na szkodliwe wpływy, zawiera
załącznik nr 7.
VI.2.1.5. Podczas przeprowadzania oględzin linii kablowych sprawdza się w szczególności:
a) stan oznaczników linii kablowych i tablic ostrzegawczych na brzegach rzek,
b) stan wejść do tuneli, kanałów i studzienek kablowych,
c) stan osłon przeciwkorozyjnych kabli, konstrukcji wsporczych i osłon przed
uszkodzeniami mechanicznymi,
d) stan głowic kablowych,
e) stan połączeń przewodów uziemiających i zacisków,
f) stan urządzeń dodatkowego wyposaŜenia linii,
g) stan instalacji i urządzeń przeciwpoŜarowych i sprzętu poŜarniczego,
h) 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.
VI.2.1.6. Oględziny stacji przeprowadza się w terminach:
a) stacji o napięciu znamionowym 110 kV ze stałą obsługą: w skróconym
zakresie – raz na dobę, w pełnym zakresie – raz na kwartał,
b) stacji o napięciu znamionowym 110 kV bez stałej obsługi: w skróconym
zakresie – przy kaŜdej bytności na stacji, w pełnym zakresie – nie rzadziej niŜ
raz na kwartał,
c) stacji SN/SN i SN/nN wyposaŜonych w elektroenergetyczną automatykę
zabezpieczeniową współpracującą z wyłącznikami SN - w skróconym zakresie
raz na kwartał, w pełnym zakresie raz na pół roku.
d) stacji słupowych o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV – nie rzadziej
niŜ raz na 3 lata, a w przypadkach gdy stacje te są naraŜone na szkodliwe
wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących
podczas ich uŜytkowania, nie rzadziej niŜ raz w roku. Wykaz stacji
naraŜonych na szkodliwe wpływy, zawiera załącznik nr 7.
e) stacji wnętrzowych o napięciu znamionowym niŜszym niŜ 110 kV – nie
rzadziej niŜ raz na rok.
VI.2.1.7. Podczas przeprowadzania oględzin stacji w skróconym zakresie, sprawdza się
w szczególności:
45
a) stan i gotowość potrzeb własnych prądu przemiennego,
b) stan prostowników oraz baterii akumulatorów w zakresie określonym w
szczegółowej instrukcji ,
c) zgodność połoŜenia przełączników automatyki z aktualnym układem połączeń
stacji,
d) działanie oświetlenia elektrycznego (zasadniczego i awaryjnego) stacji,
e) stan techniczny transformatorów, przekładników, wyłączników, odłączników,
dławików gaszących, rezystorów i ograniczników przepięć,
f) gotowość ruchową układów zabezpieczeń, automatyki i sygnalizacji oraz
central telemechaniki,
g) stan i gotowość ruchową aparatury i napędów łączników,
h) gotowość
ruchową
teletechnicznych,
przetwornic
awaryjnego
zasilania
urządzeń
i) stan i gotowość ruchową urządzeń łączności trankingowej i ETN
j) działanie łączy teletechnicznych oraz innych urządzeń stacji, określonych
w instrukcji eksploatacji,
k) stan zewnętrzny izolatorów i głowic kablowych,
l) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach.
VI.2.1.8. Podczas przeprowadzania oględzin stacji w pełnym zakresie, sprawdza się
w szczególności:
a) spełnienie warunków przewidzianych w zakresie skróconych oględzin,
b) stan i warunki przechowywania oraz przydatność do uŜytku sprzętu
ochronnego,
c) zgodność schematu stacji ze stanem faktycznym,
d) zgodność układu połączeń stacji z ustalonym w układzie pracy,
e) stan urządzeń i instalacji spręŜonego powietrza,
f) stan układów i urządzeń elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,
w zakresie określonym w Instrukcji eksploatacji układów automatyki
i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych
urządzeń elektrycznych, będącej dokumentem związanym z IRiESR,
g) stan prostowników oraz baterii akumulatorów w zakresie określonym w
szczegółowej instrukcji ,
h) stan napisów i oznaczeń informacyjno-ostrzegawczych,
i) stan baterii kondensatorów,
j) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach,
k) działanie przyrządów kontrolno-pomiarowych i rejestracyjnych,
l) aktualny stan liczników rejestrujących zadziałanie ochronników,
wyłączników, przełączników zaczepów i układów automatyki łączeniowej,
46
m) stan dróg, przejść, pomieszczeń, ogrodzeń i zamknięć przy wejściach do
pomieszczeń ruchu elektrycznego i na teren stacji,
n) stan fundamentów, kanałów kablowych, konstrukcji wsporczych, instalacji
wodno-kanalizacyjnych, ochrony przeciwprzepięciowej, kabli, przewodów
i ich osprzętu,
o) stan urządzeń grzewczych i wentylacyjnych oraz wysokości temperatury
w pomieszczeniach, a takŜe warunki chłodzenia urządzeń,
p) działanie lokalizatorów uszkodzeń linii oraz innych urządzeń stacji,
określonych w instrukcji eksploatacji,
q) kompletność dokumentacji eksploatacyjnej i ruchowej znajdującej się w stacji,
r) stan instalacji i urządzeń przeciwpoŜarowych oraz sprzętu poŜarniczego.
VI.2.1.9. Oględziny instalacji przeprowadza się nie rzadziej niŜ co 5 lat, a w przypadkach
gdy instalacje te są naraŜone na szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące
działania czynników występujących podczas ich uŜytkowania, nie rzadziej niŜ raz
w roku, sprawdzając w szczególności:
a) stan widocznych części przewodów, izolatorów i ich zamocowania,
b) stan dławików w miejscu wprowadzenia przewodów do
przyłączeniowych, odbiorników energii elektrycznej i osprzętu,
skrzynek
c) stan osłon przed uszkodzeniami mechanicznymi przewodów,
d) stan ochrony przeciwporaŜeniowej,
e) gotowość ruchową urządzeń zabezpieczających, automatyki i sterowania,
f) stan napisów informacyjnych i ostrzegawczych oraz oznaczeń, a takŜe ich
zgodność z dokumentacją techniczną.
VI.2.2.
Przeglądy elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
VI.2.2.1. Terminy i zakresy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej
sieci rozdzielczej powinny wynikać z przeprowadzonych oględzin oraz oceny
stanu technicznego sieci.
VI.2.2.2. Terminy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci
rozdzielczej oraz związane z tym wyłączenia obiektów i urządzeń uzgadnia się
z operatorem systemu rozdzielczego.
VI.2.2.3. Przegląd linii napowietrznych obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym w p. VI.2.1.3,
b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w załączniku nr 4,
c) konserwacje i naprawy.
VI.2.2.4. Przegląd linii kablowej obejmuje w szczególności:
47
c) sprawdzenie stanu instalacji olejowej i sygnalizacji linii, w której
zainstalowano kable olejowe,
d) konserwacje i naprawy.
VI.2.2.5. Przegląd urządzeń stacji obejmuje w szczególności:
c) sprawdzenie działania układów zabezpieczeń, automatyki, pomiarów,
telemechaniki i sygnalizacji oraz środków łączności w zakresie określonym w
szczegółowej instrukcji eksploatacji,
d) sprawdzenie działania i współpracy łączników oraz ich stanu technicznego,
e) sprawdzenie działania urządzeń i instalacji spręŜonego powietrza,
f) sprawdzenie działania urządzeń potrzeb własnych stacji, prądu przemiennego
i stałego w zakresie określonym w szczegółowej instrukcji eksploatacji,
g) sprawdzenie ciągłości i stanu połączeń głównych torów prądowych,
h) sprawdzenie stanu osłon, blokad, urządzeń ostrzegawczych i innych urządzeń
zapewniających bezpieczeństwo pracy,
i) konserwacje i naprawy.
VI.2.2.6. Przegląd instalacji obejmuje w szczególności:
a) oględziny w zakresie określonym p. VI.2.1.9,
c) sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporaŜeniowej,
d) konserwacje i naprawy.
VI.2.3.
Ocena stanu technicznego sieci
VI.2.3.1. Oceny stanu technicznego sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym
110 kV dokonuje się nie rzadziej niŜ raz na 3 lata, a o napięciu znamionowym
niŜszym niŜ 110 kV nie rzadziej niŜ co 5 lat.
VI.2.3.2. Przy dokonywaniu oceny stanu
uwzględnia się w szczególności:
technicznego
sieci
elektroenergetycznej
a) wyniki oględzin, przeglądów, prób i pomiarów eksploatacyjnych,
b) zalecenia wynikające z programu pracy tych sieci, o których mowa w
rozdziale VII.5,
c) dane statystyczne o uszkodzeniach i zakłóceniach w pracy sieci,
d) wymagania określone w dokumentacji fabrycznej,
e) wymagania wynikające z lokalnych warunków eksploatacji,
48
f) wiek sieci oraz zakresy i terminy wykonania zabiegów konserwacyjnych
napraw i remontów,
g) warunki wynikające z planowanej rozbudowy sieci,
h) warunki bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpoŜarowej,
i) warunki ochrony środowiska naturalnego.
VI.2.4.
Remonty
VI.2.4.1. Uwzględniając w szczególności planowanie pracy systemu rozdzielczego,
remonty obiektów, sieci i jej elementów oraz instalacji przeprowadza się w
terminach i zakresach wynikających z dokonanej oceny stanu technicznego,
uwzględniając spodziewane efekty techniczno-ekonomiczne planowanych
remontów.
VI.2.4.2. Terminy remontów oraz związanych z tym wyłączeń obiektów i urządzeń
uzgadnia się z operatorem systemu rozdzielczego.
VI.2.4.3. Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego
terminy remontów oraz związanych z tym wyłączeń obiektów i urządzeń w sieci
rozdzielczej koordynowanej.
49
VII. PROWADZENIE RUCHU SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.1.
OBOWIĄZKI OPERATORA SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
VII.1.1.
W zakresie prowadzenia ruchu operator systemu rozdzielczego na obszarze
kierowanej przez niego sieci rozdzielczej:
a) planuje pracę sieci rozdzielczej, w tym opracowuje: programy pracy sieci,
programy wyłączeń planowych oraz planuje i kieruje operacjami łączeniowymi,
b) planuje i kieruje pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, innych niŜ JWCD, w tym planuje techniczne moŜliwości pokrycia
zapotrzebowania w ramach sporządzania koordynacyjnych planów produkcji
energii elektrycznej,
c) prowadzi działania sterownicze, o których mowa w rozdziale VII.2,
d) opracowuje bilanse mocy i energii elektrycznej uwzględniając zawarte umowy
sprzedaŜy energii elektrycznej oraz umowy przesyłowe, utrzymywanie rezerw
mocy i świadczenie regulacyjnych usług systemowych,
e) zapewnia utrzymanie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy
i regulacyjnych usług systemowych, w celu dotrzymania standardowych
parametrów energii elektrycznej, w zakresie wynikającym z umowy zawartej
z operatorem systemu przesyłowego,
f) zbiera i przekazuje do operatora systemu przesyłowego dane oraz informacje
niezbędne dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego
kraju zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej,
g) wprowadza plany ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
h) likwiduje występujące w sieci rozdzielczej awarie sieciowe, awarie w systemie
i stany zagroŜenia KSE, samodzielnie oraz we współpracy z operatorem
systemu przesyłowego oraz innymi operatorami systemów rozdzielczych.
VII.1.2.
Planowanie pracy systemu rozdzielczego odbywa się w okresach dobowych,
tygodniowych, miesięcznych, kwartalnych, rocznych i trzyletnich.
VII.1.3.
Działania operatora systemu rozdzielczego w zakresie bilansowania i regulacji
w obszarze sieci rozdzielczej, jako części składowej KSE są ustalane w drodze
umowy z operatorem systemu przesyłowego.
VII.1.4.
W przypadku, gdy operator systemu rozdzielczego i zarządzany przez niego obszar
sieci rozdzielczej spełniają samodzielnie kryteria współpracy równoległej ustalone
przez UCTE i zostanie utworzony tam samodzielny obszar regulacyjny, zasady
współdziałania z operatorem systemu przesyłowego jako koordynatorem KSE i
ewentualnie innych systemów regulowane są wg procedur UCTE. Regulacje te
muszą uwzględniać polskie uwarunkowania prawne.
VII.1.5.
Dla utworzenia obszarów regulacyjnych operatorzy systemów rozdzielczych mogą
łączyć części bądź całe obszary sieci rozdzielczej, których ruch prowadzą.
VII.1.6.
Operator systemu przesyłowego koordynuje pracę wybranych jednostek wytwór czych przyłączonych do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym 110 kV oraz
50
wybranych elementów sieci rozdzielczej 110 kV, określonych w załączniku nr 1.
VII.1.7.
Operator systemu rozdzielczego na obszarze sieci rozdzielczej, za której ruch
odpowiada, koordynuje nastawienia zabezpieczeń i automatyk sieciowych oraz
uziemienia punktów neutralnych transformatorów w tej sieci, przy czym dla
zapewnienia bezpiecznej pracy sieci przesyłowej i rozdzielczej dokonuje
niezbędnych uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego. Dane niezbędne do
określenia nastaw automatyk w sieci rozdzielczej koordynowanej, operator
systemu rozdzielczego otrzymuje zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej od operatora systemu przesyłowego.
VII.2.
STRUKTURA I PODZIAŁ KOMPETENCJI SŁUśB DYSPOZYTORSKICH
OPERATORA SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
VII.2.1.
Dla realizacji zadań wymienionych w rozdziale VII.1, operator systemu
rozdzielczego organizuje słuŜby dyspozytorskie i ustala zakres oraz tryb
współdziałania tych słuŜb.
VII.2.2.
Struktura zaleŜności słuŜb dyspozytorskich organizowanych przez operatora
systemu rozdzielczego i inne podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej ma
charakter hierarchiczny, słuŜby dyspozytorskie niŜszego szczebla są
podporządkowane ruchowo słuŜbom dyspozytorskim wyŜszego szczebla.
VII.2.3.
Organem koordynującym prace słuŜb dyspozytorskich, o których mowa
w p. VII.2.2 są właściwi operatorzy systemu rozdzielczego.
VII.2.4.
SłuŜby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego działają za pośrednictwem
własnego personelu dyŜurnego oraz personelu dyŜurnego innych podmiotów
przyłączonych do sieci rozdzielczej, na podstawie zawartych umów, o których
mowa w p. VII.2.10.
VII.2.5.
Operator systemu rozdzielczego przy pomocy słuŜb dyspozytorskich, na obszarze
sieci rozdzielczej, za której ruch odpowiada, operatywnie kieruje:
a) układami pracy sieci rozdzielczej,
b) pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niŜ
JWCD,
c) urządzeniami sieci rozdzielczej,
d) liniami wymiany z siecią rozdzielczą, za której ruch odpowiadają inni
operatorzy systemów rozdzielczych na podstawie zawartych umów,
e) czynnościami łączeniowymi wg podziału kompetencji.
VII.2.6.
SłuŜby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego sprawują operatywne
kierownictwo nad urządzeniami systemu rozdzielczego, polegające na:
a) ciągłym śledzeniu pracy urządzeń,
b) dokonywaniu operacji ruchowych, bądź wydawaniu poleceń dokonywania
operacji ruchowych – w sieci rozdzielczej koordynowanej po uzgodnieniu
z operatorem systemu przesyłowego, dla elementów sieci innych podmiotów na
podstawie zawartych umów,
51
c) rejestrowaniu stanów pracy urządzeń,
d) prowadzeniu analiz z pracy urządzeń systemu rozdzielczego wraz z oceną ich
efektywności.
VII.2.7.
SłuŜby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego na obszarze sieci
rozdzielczej, za której ruch odpowiada sprawują operatywny nadzór nad:
a) układami pracy sieci rozdzielczej operatywnie kierowanymi przez podległe mu
słuŜby dyspozytorskie,
b) urządzeniami sieci rozdzielczej operatywnie kierowanymi przez podległe mu
słuŜby dyspozytorskie,
c) czynnościami łączeniowymi i regulacyjnymi wykonywanymi przez personel
dyŜurny wg podziału kompetencji,
d) źródłami energii elektrycznej czynnej i biernej operatywnie kierowanymi przez
podległe mu słuŜby dyspozytorskie.
VII.2.8.
SłuŜby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego wyŜszego szczebla
sprawują operatywny nadzór nad określonymi urządzeniami systemu rozdzielczego
będącymi w operatywnym kierownictwie słuŜb dyspozytorskich szczebla niŜszego,
polegający na:
a) bieŜącym uzyskiwaniu informacji o stanie pracy urządzeń,
b) przejmowaniu w uzasadnionych przypadkach operatywnego kierownictwa nad
urządzeniami,
c) wydawaniu zgody na wykonanie czynności ruchowych.
VII.2.9.
Wszystkie polecenia wydawane i przyjmowane przez słuŜby dyspozytorskie
operatora systemu rozdzielczego są rejestrowane na nośniku magnetycznym lub
cyfrowym i są przechowywane przez okres 1 miesiąca.
VII.2.10. Operator systemu rozdzielczego moŜe zawierać umowy regulujące zasady
współpracy własnych słuŜb dyspozytorskich ze słuŜbami dyspozytorskimi innych
operatorów systemu rozdzielczego oraz słuŜbami dyspozytorskimi innych
podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej, której ruch prowadzi, w stanach
pracy ustalonej systemu oraz w stanach szczególnych.
VII.2.11. Przedmiotem umowy, o której mowa w p. VII.2.10 jest w zaleŜności od potrzeb:
a) podział kompetencji i odpowiedzialności w zakresie działań sterowniczych,
b) organizacja przerw i ograniczeń w dostawach energii elektrycznej,
c) określenie zasad i konsekwencji związanych z wzajemnym wykorzystaniem
elementów sieci rozdzielczej,
d) zakres i tryb obiegu informacji,
e) wykazy osób upowaŜnionych do prowadzenia uzgodnień,
f) szczegółowe ustalenia sposobów
wymienionych w rozdziale VII.1,
realizacji
poszczególnych
zadań
g) określenie zasad wzajemnego wykorzystywania słuŜb dyspozytorskich,
h) koordynacja
pracy
52
automatyki
zabezpieczeniowej
i sieciowej,
i) upowaŜnienie do ustalania funkcji operatywnych.
VII.2.12. Koordynacja działań sterowniczych w stanach pracy ustalonej sieci rozdzielczej
jest przeprowadzana na podstawie instrukcji ruchowych opracowywanych
i uzgadnianych przez operatorów systemów rozdzielczych, których sieci
rozdzielcze są połączone ze sobą, a instrukcje te stanowią integralną część umów,
zawartych przez podmioty.
VII.3.
POKRYCIA
PLANOWANIE
TECHNICZNYCH
MOśLIWOŚCI
ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ
VII.3.1.
Dla potrzeb planowania technicznych moŜliwości pokrycia zapotrzebowania na
moc i energię elektryczną operator systemu rozdzielczego sporządza:
a) plany koordynacyjne,
b) bilanse techniczno-handlowe, stanowiące aktualizacje planów koordynacyjnych.
VII.3.2.
Jednostki wytwórcze i odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci rozdzielczej
uczestniczący w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a podlegają procesowi
planowania technicznych moŜliwości pokrycia zapotrzebowania na moc i energię
elektryczną, w tym sporządzania dobowych planów pracy jednostek wytwórczych,
realizowanemu przez operatora systemu przesyłowego. Jednostki wytwórcze i
odbiorców końcowych obowiązują w tym zakresie zapisy Instrukcji Ruchu i
Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
VII.3.3.
Analizy sieciowo-systemowe dla sieci rozdzielczej koordynowanej są realizowane,
zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, przez operatora
systemu przesyłowego. Są one elementem analiz sieciowo-systemowych
realizowanych dla obszaru sieci zamkniętej.
VII.3.4.
Jednym z elementów analiz, o których mowa w p. VII.3.3 jest określenie jednostek
wytwórczych o generacji wymuszonej. Jednostki wytwórcze o generacji
wmuszonej przyłączone do sieci rozdzielczej koordynowanej obowiązują zapisy
Regulaminu generacji wymuszonej, stanowiącego część szczegółową Instrukcji
ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
VII.3.5.
Podstawowymi celami planowania technicznych moŜliwości pokrycia
zapotrzebowania na moc i energię elektryczną realizowanego przez operatora
systemu rozdzielczego są:
a) zebranie i przetworzenie danych niezbędnych dla procesu planowania
technicznych moŜliwości pokrycia zapotrzebowania na moc i energię
elektryczną w KSE prowadzonego przez operatora systemu przesyłowego,
b) ustalenie planów produkcji energii elektrycznej dla wytwórców lub poboru
energii elektrycznej przez odbiorców końcowych uczestniczących pośrednio
w rynku bilansującym.
VII.3.6.
Operator systemu rozdzielczego ustala sposób udostępniania planów
koordynacyjnych produkcji energii elektrycznej oraz bilansów technicznohandlowych.
53
VII.3.7.
Operator systemu rozdzielczego sporządza następujące plany koordynacyjne
produkcji energii elektrycznej, będące planami technicznymi:
a) roczny plan koordynacyjny (PKR),
b) miesięczny plan koordynacyjny (PKM),
c) wstępny plan koordynacyjny dobowy (WPKD).
VII.3.8.
Operator systemu rozdzielczego sporządza dobowy plan koordynacyjny (PKD),
będący planem realizacyjnym.
VII.3.9.
Plan koordynacyjny PKR zawiera dla poszczególnych miesięcy:
a) prognozowane średniomiesięczne zapotrzebowanie na moc w szczytach
obciąŜeń dni roboczych,
b) prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną,
c) średniomiesięczne saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej
poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN, w szczytach
obciąŜeń dni roboczych, wynikające z zawartych kontraktów,
d) planowaną wymianę międzysystemową energii elektrycznej realizowaną
poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN, wynikającą
z zawartych kontraktów,
e) prognozowane wartości średniomiesięczne mocy osiągalnych i mocy
dyspozycyjnych poszczególnych jednostek wytwórczych koordynowanych
przez operatora systemu przesyłowego, w szczytach obciąŜeń dni roboczych,
f) prognozowane wartości średniomiesięczne sumaryczne mocy osiągalnych
i mocy dyspozycyjnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, innych niŜ JWCD i innych niŜ podane w p. e), w szczytach
obciąŜeń dni roboczych kaŜdego miesiąca, z podziałem na: cieplne, wodne
i przemysłowe,
g) sumę prognozowanych średniomiesięcznych mocy generowanych przez
jednostki wytwórcze przyłączone do sieci rozdzielczej innych niŜ JWCD,
których produkcja jest zdeterminowana, w szczytach obciąŜeń dni roboczych,
h) plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej ograniczających moŜliwość
realizacji umów sprzedaŜy energii elektrycznej,
i) przewidywane ograniczenia sieciowe, poza obszarem sieci zamkniętej,
j) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w szczytach obciąŜeń dni
roboczych,
VII.3.10. Plan koordynacyjny PKM zawiera dla poszczególnych dni:
a) prognozowane minimalne i maksymalne zapotrzebowanie na moc,
b) prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną,
c) saldo mocy wymiany międzysystemowej w szczycie obciąŜenia, realizowanej
poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN i wynikające
d) planowaną wymianę międzysystemową energii elektrycznej, realizowaną
54
poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN i wynikającą
e) prognozowane wartości mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych
poszczególnych jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora
systemu przesyłowego, w szczycie obciąŜenia,
f) prognozowane wartości sumaryczne mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych
jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niŜ JWCD
i innych niŜ podane w p. e), w szczycie obciąŜenia, z podziałem na: cieplne,
wodne i przemysłowe,
g) sumę prognozowanych mocy generowanych przez jednostki wytwórcze
przyłączone do sieci rozdzielczej innych niŜ JWCD, których produkcja jest
zdeterminowana, w szczycie obciąŜenia,
h) plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej ograniczających moŜliwość
i) przewidywane ograniczenia sieciowe, poza obszarem sieci zamkniętej,
j) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w szczycie obciąŜenia.
VII.3.11. Plan koordynacyjny WPKD zawiera dla kaŜdej godziny doby:
a) prognozowane zapotrzebowanie na moc,
b) prognozowane saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej poprzez
sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN,
c) prognozowane moce dyspozycyjne poszczególnych jednostek wytwórczych
koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego,
d) prognozowane moce dyspozycyjne jednostek wytwórczych przyłączonych do
sieci rozdzielczej, innych niŜ JWCD i innych niŜ podane w p. c), z podziałem
na: cieplne, wodne i przemysłowe,
e) prognozowane obciąŜenie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej innych niŜ JWCD, których produkcja jest zdeterminowana,
f) plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej ograniczających moŜliwość
g) przewidywane ograniczenia sieciowe, poza obszarem sieci zamkniętej,
h) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w szczycie obciąŜenia.
VII.3.12. Plan koordynacyjny PKD zawiera dla kaŜdej godziny doby:
a) prognozowane zapotrzebowanie na moc,
b) planowane saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej poprzez sieć
rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN,
c) planowane moce dyspozycyjne poszczególnych jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci rozdzielczej koordynowanych przez operatora systemu
przesyłowego,
d) planowane moce dyspozycyjne jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, innych niŜ JWCD i innych niŜ podane w p. c), z podziałem na:
55
cieplne, wodne i przemysłowe,
e) planowane obciąŜenie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, innych niŜ JWCD, których produkcja jest zdeterminowana,
f) planowane obciąŜenie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, uczestniczących pośrednio w rynku bilansującym,
g) planowane zuŜycie energii elektrycznej przez odbiorców końcowych
przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących pośrednio w rynku
bilansującym.
VII.3.13. Operator systemu rozdzielczego sporządza i udostępnia plany koordynacyjne
w terminach:
a) plan koordynacyjny PKR - do 1 listopada kaŜdego roku na okres 3 kolejnych
lat,
b) plan koordynacyjny PKM - do 26 dnia miesiąca poprzedzającego,
c) plan koordynacyjny WPKD dla doby n - do godz. 16:00 doby n-2,
d) plan koordynacyjny PKD dla doby n - do godz. 16:00 doby n-1.
VII.3.14. Operator systemu rozdzielczego sporządza i udostępnia następujące bilanse
aktualizację
odpowiednich
planów
techniczno-handlowe,
stanowiące
koordynacyjnych tj. PKR, PKM i WPKD:
a) bilanse techniczno-handlowe roczne (BTHR) na kolejne 18 miesięcy, trzy razy
w roku, w terminach do 1 marca, 1 czerwca i 1 września kaŜdego roku,
b) bilanse techniczno-handlowe miesięczne (BTHM) na kolejne 6 tygodni,
w czwartek co dwa tygodnie,
c) bilanse techniczno-handlowe dobowe (BTHD) na 7 dni, codziennie do godz.
16:00.
VII.3.15. Operator systemu rozdzielczego sporządza i udostępnia codziennie do godz. 16:00
doby n-1 następujące plany dobowe:
a) plan koordynacyjny PKD dla doby n,
b) plan koordynacyjny WPKD dla doby n+1,
c) bilans BTHD dla dób od n+2 do n+8.
VII.3.16. W ramach planowania technicznych moŜliwości pokrycia zapotrzebowania na
energię elektryczną operator systemu rozdzielczego wykonuje prognozy
zapotrzebowania na moc i energię elektryczną zgodnie z rozdz. VII.4.
VII.3.17. Podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej przekazują operatorowi systemu
rozdzielczego dane określone w rozdz. VII.10 niezbędne do planowania
technicznych moŜliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną.
VII.3.18. W ramach planowania technicznych moŜliwości pokrycia zapotrzebowania
operator systemu rozdzielczego zatwierdza plany remontów jednostek
wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niŜ JWCD. Dla
jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego,
operator systemu rozdzielczego uzgadnia plan remontów z operatorem systemu
przesyłowego.
56
VII.3.19. Operator systemu rozdzielczego przesyła do wytwórców zatwierdzone plany
remontów w terminach:
a) plan roczny - do 1 listopada kaŜdego roku na następne 3 lata kalendarzowe,
b) plany kwartalne - do 1 lutego, 1 maja i 1 sierpnia dla kolejnych 18 miesięcy
kalendarzowych,
c) plany tygodniowe - do co drugiej środy na kolejne 6 tygodni rozpoczynające się
od najbliŜszej soboty.
VII.3.20. Operatorzy systemów rozdzielczych określają jednostki wytwórcze, których
produkcja jest zdeterminowana zgodnie z rozporządzeniem, o którym mowa
w p. II.3.j. Wykaz jednostek zawiera załącznik nr 8.
VII.3.21. Operator systemu rozdzielczego w ramach sporządzania planów rocznych,
kwartalnych, tygodniowych i dobowych, na podstawie wykonanych analiz
technicznych, określa ograniczenia sieciowe oraz ich zakres dla pracy jednostek
wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, poza obszarem sieci zamkniętej.
VII.3.22. Operatorzy systemów rozdzielczych przekazują sobie wzajemnie plany
koordynacyjne produkcji energii elektrycznej i bilanse techniczno-handlowe
w terminach, o których mowa w p. od VII.3.13 do VII.3.15 w zakresie, w jakim ich
realizacja moŜe mieć wpływ na ruch sieci prowadzony przez sąsiednich
operatorów systemów rozdzielczych.
VII.3.23. Operator systemu rozdzielczego udostępnia dla kaŜdej godziny doby od n-7 do n-1
następujące rzeczywiste dane dotyczące obszaru jego działania:
a) zuŜycie energii elektrycznej,
b) produkcję energii elektrycznej przez jednostki wytwórcze przyłączone do sieci
rozdzielczej, nie uczestniczące w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a i nie
będące jednostkami wytwórczymi o generacji wymuszonej w obszarze sieci
zamkniętej,
c) zagregowaną dyspozycyjność jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
rozdzielczej, nie uczestniczących w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a
i nie będących jednostkami wytwórczymi o generacji wymuszonej w obszarze
sieci zamkniętej,
d) zdeterminowaną produkcję energii elektrycznej przez jednostki wytwórcze inne
niŜ JWCD,
e) wymuszoną produkcję energii elektrycznej, poza obszarem sieci zamkniętej,
f) moc wymiany międzysystemowej zrealizowanej siecią rozdzielczą 110 kV oraz
łącznie siecią SN i nN,
g) remonty i odstawienia jednostek wytwórczych oraz remonty i odstawienia sieci
wpływające na ograniczenie zakresu realizacji umów sprzedaŜy energii
elektrycznej lub umów przesyłowych,
h) awarie jednostek wytwórczych oraz awarie sieci wpływające na ograniczenie
zakresu realizacji umów sprzedaŜy energii elektrycznej lub umów
przesyłowych.
57
VII.4.
PROGNOZOWANIE ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ
ELEKTRYCZNĄ ORAZ PLANY WYMIANY MIĘDZYSYSTEMOWEJ
VII.4.1.
Operator systemu rozdzielczego sporządza następujące prognozy zapotrzebowania
na moc i energię elektryczną w sieci rozdzielczej przez siebie zarządzanej:
a) prognozy roczne i kwartalne obejmujące wielkość maksymalnego,
minimalnego i średniomiesięcznego zapotrzebowania na moc w szczytach
obciąŜeń dni roboczych oraz sumaryczną wielkość zapotrzebowania na energię
elektryczną dla poszczególnych miesięcy,
b) prognozy miesięczne obejmujące wielkość maksymalnego, minimalnego
i średniotygodniowego zapotrzebowania na moc w szczytach obciąŜeń dni
roboczych oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną dla
poszczególnych tygodni,
c) prognozy tygodniowe obejmujące wielkość maksymalnego i minimalnego
zapotrzebowania na moc oraz wielkość zapotrzebowania na energię
elektryczną dla poszczególnych dób,
d) prognozy dobowe obejmujące wielkość zapotrzebowania na moc dla
poszczególnych godzin doby.
VII.4.2.
Operator systemu rozdzielczego planuje wymianę międzysystemową mocy
i energii elektrycznej realizowaną poprzez sieć rozdzielczą w podziale na wymianę
realizowaną siecią 110 kV oraz sieciami SN i nN łącznie, dla następujących
okresów:
a) plany roczne i kwartalne obejmujące wartości średniomiesięcznej mocy
wymiany międzysystemowej w okresach szczytów dobowych obciąŜenia KSE,
dla dni roboczych, dla kaŜdego miesiąca oraz wartości energii elektrycznej
wymiany międzysystemowej dla kaŜdego miesiąca, wynikające z zawartych
kontraktów,
b) plany tygodniowe obejmujące wartości mocy wymiany międzysystemowej
w okresach szczytów dobowych obciąŜenia KSE, dla kaŜdego dnia oraz
wartości energii elektrycznej wymiany międzysystemowej dla kaŜdej doby,
wynikające z zawartych kontraktów,
c) plany dobowe obejmujące wartości mocy wymiany międzysystemowej dla
kaŜdej godziny doby.
VII.4.3.
Prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz plany wymiany
międzysystemowej są wykonywane w terminach:
a) prognozy i plany roczne do 15 października kaŜdego roku na następne 3 lata
kalendarzowe,
b) prognozy i plany kwartalne do 1 lutego, 1 maja i 1 sierpnia dla kolejnych 18
miesięcy kalendarzowych,
c) prognozy i plany miesięczne do 15 dnia miesiąca poprzedzającego,
d) prognozy i plany tygodniowe do co drugiej środy na kolejne 6 tygodni
58
rozpoczynające się od najbliŜszej soboty,
e) prognozy i plany dobowe codziennie do godziny 9:30 dla kolejnych 9 dób.
VII.5.
PROGRAMY PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.5.1.
Ruch elektroenergetycznej sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym wyŜszym
niŜ 1 kV jest prowadzony na podstawie programu pracy. Dla poszczególnych
części elektroenergetycznej sieci rozdzielczej mogą być opracowane odrębne
programy pracy.
VII.5.2.
Operator systemu rozdzielczego określa sytuację i warunki, dla których występuje
konieczność opracowania programów pracy sieci o napięciu znamionowym
niŜszym niŜ 1 kV.
VII.5.3.
W programie pracy sieci elektroenergetycznej są określane w szczególności:
a) układy połączeń sieci dla ruchu w warunkach normalnych i w wybranych
stanach szczególnych,
b) wymagane poziomy napięcia,
c) wartości mocy zwarciowych,
d) rozpływy mocy czynnej i biernej w charakterystycznych stanach pracy sieci,
e) dopuszczalne obciąŜenia,
f) warunki uruchomienia urządzeń rezerwowych i dodatkowych źródeł mocy
biernej,
g) nastawienia zabezpieczeń oraz automatyki łączeniowej i regulacyjnej,
h) nastawienia zaczepów dławików gaszących,
i) ograniczenia poboru mocy elektrycznej,
j) miejsca uziemienia punktów gwiazdowych transformatorów,
k) charakterystyka odbioru,
l) harmonogram pracy transformatorów.
VII.5.4.
Program pracy elektroenergetycznej sieci rozdzielczej o napięciu poniŜej 110 kV
jest aktualizowany nie rzadziej niŜ co 5 lat.
VII.5.5.
Programy pracy sieci 110 kV są opracowywane przez operatora systemu
rozdzielczego do dnia:
a) 30 października kaŜdego roku - na szczyt jesienno-zimowy,
b) 30 kwietnia kaŜdego roku dla doliny letniej.
VII.5.6.
programy pracy sieci 110 kV w zakresie sieci rozdzielczej koordynowanej.
59
VII.6.
PLANY WYŁĄCZEŃ ELEMENTÓW SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.6.1.
Operator systemu rozdzielczego opracowuje roczny, miesięczny, tygodniowy
i dobowy plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej.
VII.6.2.
Operator systemu rozdzielczego opracowuje i zgłasza do uzgodnienia operatorowi
systemu przesyłowego w zakresie sieci rozdzielczej koordynowanej, następujące
plany wyłączeń elementów sieci rozdzielczej:
a) plan roczny do dnia 1 października roku poprzedzającego na 3 kolejne lata
kalendarzowe,
b) plan miesięczny do 10 dnia miesiąca poprzedzającego na kolejny miesiąc
kalendarzowy,
c) plan tygodniowy do wtorku tygodnia poprzedzającego na 1 tydzień liczony od
soboty,
d) plan dobowy do godz. 11:00 dnia poprzedzającego na 1 dobę lub kilka
kolejnych dni wolnych od pracy.
VII.6.3.
Podmiot zgłaszający do operatora systemu rozdzielczego propozycję wyłączenia
elementu sieci rozdzielczej określa:
a) nazwę elementu,
b) proponowany termin wyłączenia,
c) minimalny czas przywrócenia elementu do pracy,
d) typ wyłączenia (jednorazowe, trwałe, codzienne),
e) opis wykonywanych prac.
VII.6.4.
Podmioty zgłaszają operatorowi systemu rozdzielczego propozycję wyłączenia
elementu sieci rozdzielczej co najmniej na 14 dni przed planowaną datą
wyłączenia.
VII.6.5.
Operator systemu rozdzielczego podejmuje decyzję zatwierdzającą lub odrzucającą
propozycję wyłączenia elementu sieci rozdzielczej w terminie do 5 dni od daty
dostarczenia propozycji wyłączenia.
VII.6.6.
Operator systemu rozdzielczego jest odpowiedzialny za dokonanie uzgodnień
z operatorem systemu przesyłowego zgłoszonych przez podmioty propozycji
wyłączeń w sieci rozdzielczej koordynowanej.
VII.7.
PROGRAMY ŁĄCZENIOWE
VII.7.1.
Programy łączeniowe zawierają co najmniej:
a) opis stanu łączników przed realizacją programu,
b) szczegółowy opis operacji
wykonywanych czynności,
łączeniowych
60
z
zachowaniem
kolejności
c) opisy stanów pracy i nastawień zabezpieczeń i automatyk w poszczególnych
fazach programu,
d) schematy ułatwiające ocenę stanu pracy sieci w poszczególnych fazach
programu,
e) czas rozpoczęcia i czas przewidywanego zakończenia realizacji programu.
VII.7.2.
Operator systemu rozdzielczego zatwierdza programy łączeniowe w systemie
rozdzielczym nie wymagające uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego
w terminie nie dłuŜszym niŜ 7 dni od daty przekazania.
VII.7.3.
W przypadku, gdy programy łączeniowe dotyczą elementów sieci rozdzielczej
koordynowanej lub jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej
koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, zgodnie z Instrukcją
ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, operator systemu rozdzielczego uzgadnia
programy łączeniowe z operatorem systemu przesyłowego.
VII.7.4.
Propozycje programów łączeniowych naleŜy przekazywać do zatwierdzenia
operatorowi systemu rozdzielczego w terminach:
a) 10 dni przed planowaną datą łączeń w przypadku programów łączeniowych
nowych elementów lub po dłuŜszym postoju związanym z modernizacją lub
przebudową,
b) 7 dni przed planowaną datą łączeń w przypadku innych programów
łączeniowych niŜ wymienione w p. a).
VII.7.5.
Programy łączeniowe muszą zostać uzgodnione najpóźniej na 24 godziny przed
planowaną godziną wykonania programu.
VII.7.6.
Terminy wymienione w p. VII.7.4 i VII.7.5 nie dotyczą programów łączeniowych
wymuszonych procesem likwidacji awarii sieciowej lub awarii w systemie.
VII.8.
ZASADY DYSPONOWANIA MOCĄ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.8.1.
Wytwórcy posiadający przyłączone do sieci rozdzielczej JWCD lub jednostki
wytwórcze uczestniczące w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a, inne niŜ
JWCD biorą udział w procesie dysponowania mocą, zgodnie z procedurami
określonymi przez operatora systemu przesyłowego w Instrukcji ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej, w tym w szczególności w Regulaminie rynku
bilansującego.
VII.8.2.
Wytwórcy posiadający JWCD przyłączone do sieci rozdzielczej, uzgadniają
z operatorem systemu rozdzielczego plany maksymalnych i minimalnych mocy
dyspozycyjnych oraz harmonogramy remontów planowych, przed ich
przekazaniem operatorowi systemu przesyłowego.
VII.8.3.
Uwzględniając otrzymane zgłoszenia umów sprzedaŜy energii elektrycznej,
operator systemu rozdzielczego określa dla jednostek wytwórczych przyłączonych
do sieci rozdzielczej, innych niŜ podane w p. VII.8.1:
a) czas synchronizacji,
61
b) czas osiągnięcia pełnych zdolności wytwórczych,
c) planowane obciąŜenie mocą czynną,
d) czas odstawienia.
VII.8.4.
parametry pracy jednostek wytwórczych, o których mowa w p. VII.8.3,
w przypadku jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej
i koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego.
VII.8.5.
Wprowadzenie do ruchu i odstawienie jednostki wytwórczej innej niŜ określone
w p. VII.8.1 odbywa się na podstawie planu koordynacyjnego PKD,
przekazywanego przez operatora systemu rozdzielczego poszczególnym
wytwórcom.
VII.8.6.
Operator systemu rozdzielczego i operator systemu przesyłowego uzgadniają,
zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, zmiany w planach
produkcji jednostek wytwórczych nie uczestniczących w rynku bilansującym,
jeŜeli wymaga tego bezpieczeństwo pracy KSE.
VII.8.7.
Operator systemu rozdzielczego moŜe polecić pracę jednostek wytwórczych
z przeciąŜeniem lub zaniŜeniem mocy wytwarzanej poniŜej dopuszczalnego
minimum jeśli przewidują to dwustronne umowy lub w przypadku zagroŜenia
bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego.
VII.8.8.
Wytwórcy w zakresie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej
są zobowiązani do niezwłocznego przekazywania operatorowi systemu
rozdzielczego informacji o zmianie mocy dyspozycyjnej.
VII.9.
ZGŁASZANIE OPERATOROWI SYSTEMU ROZDZIELCZEGO UMÓW
SPRZEDAśY ENERGII ELEKTRYCZNEJ
VII.9.1.
Wytwórcy posiadający JWCD oraz inne podmioty uczestniczące bezpośrednio
w rynku bilansującym, przyłączone do sieci rozdzielczej, biorą udział
w procedurze zgłaszania umów sprzedaŜy energii elektrycznej określonej przez
operatora systemu przesyłowego w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej. W zakresie umów sprzedaŜy energii elektrycznej zawieranych przez
te podmioty z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku
bilansującym podlegają one równieŜ procedurze zgłaszania umów określonej
w IRiESR.
VII.9.2.
Podmioty, po zawarciu umowy sprzedaŜy energii elektrycznej oraz umowy
przesyłowej, zgłaszają umowę sprzedaŜy do realizacji operatorowi systemu
rozdzielczego, właściwemu ze względu na miejsce dostarczania energii
elektrycznej oraz dane i informacje niezbędne do planowania i prowadzenia ruchu
sieciowego. W szczególności dane i informacje obejmują miesięczne lub
godzinowe ilości energii elektrycznej.
VII.9.3.
Dane dotyczące zestawienia ilości energii elektrycznej w umowach sprzedaŜy są
przekazywane operatorowi systemu rozdzielczego nie później niŜ:
a) do końca trzeciego kwartału roku poprzedzającego - dane o średnich rocznych
62
dostawach energii elektrycznej,
b) 7 dni roboczych przed rozpoczęciem miesiąca - dane o średnich miesięcznych
dostawach energii elektrycznej,
c) do godziny 9:00 dnia poprzedzającego dzień, w którym dostarczana będzie
energia elektryczna - dane godzinowe, zgodnie z zasadami określonymi
w Regulaminie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej.
VII.9.4.
Operator systemu rozdzielczego dokonuje uzgodnień warunków realizacji umów
sprzedaŜy energii elektrycznej z operatorem systemu przesyłowego, o ile dotyczą
one jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu
przesyłowego, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
VII.9.5.
Operatorzy handlowi zgłaszają do operatora systemu rozdzielczego transakcje
zawarte przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej, zarządzanej przez
danego operatora systemu rozdzielczego. Zgłoszenie to obejmuje transakcje
sprzedaŜy energii elektrycznej oraz transakcje nabycia energii elektrycznej.
VII.10.
DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ
SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
PODMIOTY
OPERATOROWI
VII.10.1. Operator systemu rozdzielczego otrzymuje od operatora systemu przesyłowego
dane zgodnie z zakresem określonym w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej.
VII.10.2. Wskazani odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez
operatora systemu rozdzielczego odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług
przesyłowych i korzystający z tego prawa przyłączeni do sieci SN i nN,
sporządzają i przesyłają do operatora systemu rozdzielczego:
a) prognozy roczne i kwartalne obejmujące wielkość maksymalnego,
minimalnego i średniomiesięcznego zapotrzebowania na moc w szczytach
obciąŜeń dni roboczych oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną
dla poszczególnych miesięcy,
b) prognozy miesięczne obejmujące wielkość maksymalnego, minimalnego
i średniotygodniowego zapotrzebowania na moc w szczytach obciąŜeń dni
roboczych oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną dla
poszczególnych tygodni,
c) prognozy tygodniowe obejmujące wielkość maksymalnego i minimalnego
zapotrzebowania na moc oraz wielkość zapotrzebowania na energię
elektryczną dla poszczególnych dób,
d) prognozy dobowe obejmujące wielkość zapotrzebowania na moc dla
poszczególnych godzin doby,
e) inne prognozy zapotrzebowania, dla okresów uzgodnionych przez operatora
systemu rozdzielczego i odbiorcę końcowego.
Dane powyŜsze przesyłane są w formie określonej przez operatora systemu
63
rozdzielczego.
VII.10.3. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną
przekazują operatorowi systemu rozdzielczego prognozy zapotrzebowania na moc
i energię elektryczną dla odbiorców końcowych przyłączonych do sieci SN i nN,
na podstawie zapotrzebowania w ostatnich okresach rozliczeniowych, z wyjątkiem
prognoz dla wskazanych przez operatora systemu rozdzielczego odbiorców
końcowych uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych i korzystających
z tego prawa.
VII.10.4. Dane, o których mowa w p. VII.10.2 i VII.10.3, są przekazywane do operatora
systemu rozdzielczego w terminach do:
a) prognozy roczne do dnia 15 września kaŜdego roku na następne 3 lata
kalendarzowe,
b) prognozy kwartalne do 15 stycznia, 15 kwietnia i 15 lipca dla kolejnych
18 miesięcy kalendarzowych,
c) prognozy miesięczne do 7 dnia miesiąca poprzedzającego,
d) prognozy tygodniowe do co drugiego wtorku, do godz. 10:00 na kolejne
6 tygodni rozpoczynające się od najbliŜszej soboty,
e) prognozy dobowe codziennie do godziny 8:00 dla kolejnych 9 dób.
VII.10.5. Wytwórcy, w zakresie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej,
innych niŜ JWCD, przekazują do operatora systemu rozdzielczego następujące
informacje:
a) proponowany harmonogram remontów planowych, prognozowane wartości
średniomiesięcznych mocy osiągalnych i dyspozycyjnych oraz prognozowaną
moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja jest
zdeterminowana, przewidywany pobór energii elektrycznej z sieci oraz
wprowadzenie energii elektrycznej do sieci, dla szczytów obciąŜeń dni
roboczych do dnia 1 października kaŜdego roku na następne trzy lata
kalendarzowe,
b) proponowany harmonogram remontów planowych, prognozowane wartości
średniomiesięcznych mocy osiągalnych i dyspozycyjnych oraz prognozowaną
moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja jest
wprowadzenie energii elektrycznej do sieci, dla szczytów obciąŜeń dni
roboczych do dnia 15 stycznia, 15 kwietnia i 15 lipca, w kaŜdym terminie dla
kolejnych 18 miesięcy kalendarzowych,
c) prognozowane wartości mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych,
prognozowane wartości ubytków mocy na remonty planowe oraz
prognozowaną moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja
jest zdeterminowana, przewidywany pobór energii elektrycznej z sieci oraz
wprowadzenie energii elektrycznej do sieci, dla kaŜdej doby, do co drugiego
wtorku na kolejne 6 tygodni rozpoczynające się od najbliŜszej soboty,
d) planowane wartości mocy dyspozycyjnych maksymalnych i minimalnych oraz
planowaną moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja jest
64
wprowadzenie energii elektrycznej do sieci, dla kaŜdej godziny doby
codziennie do godziny 9:00 dla kolejnych 9 dób.
VIII. BEZPIECZEŃSTWO
TYCZNEGO
PRACY
SYSTEMU
ELEKTROENERGE-
VIII.1.
STAN ZAGROśENIA
W SYSTEMIE
VIII.1.1.
Operator systemu przesyłowego, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej, na bieŜąco kontroluje warunki pracy KSE. W szczególnych
przypadkach operator systemu przesyłowego moŜe ogłosić stan zagroŜenia KSE.
VIII.1.2.
Stan zagroŜenia KSE jest ogłaszany w przypadku stwierdzenia realnego
niebezpieczeństwa niestabilności systemu, awaryjnego wydzielenia części sieci
przesyłowej lub ograniczenia dostaw energii elektrycznej do odbiorców.
W szczególności stan zagroŜenia KSE moŜe być spowodowany:
KSE,
AWARIA
SIECIOWA
I
AWARIA
a) brakiem mocy dyspozycyjnej jednostek wytwórczych, pokrywającej
zapotrzebowanie energii elektrycznej oraz zapewniającej odpowiedni poziom
rezerwy mocy, przy uwzględnieniu salda mocy wymiany międzysystemowej,
b) brakiem
dyspozycyjności
zdolności
przesyłowych,
zapewniających
dotrzymanie parametrów jakościowo-niezawodnościowych w węzłach
odbiorczych lub bezpieczne wyprowadzenie mocy z jednostek wytwórczych,
zapewniających zrównowaŜenie bilansu mocy w KSE,
c) niedyspozycyjnością systemowej infrastruktury technicznej, wymaganej dla
sterowania pracą KSE w czasie rzeczywistym.
VIII.1.3.
Poprzez ogłoszenie stanu zagroŜenia KSE operator systemu przesyłowego
zawiesza realizację (rozliczanie) umów sprzedaŜy energii elektrycznej zgłoszonych
na rynku bilansującym, według normalnych procedur obowiązujących na tym
rynku i stosuje procedury awaryjne. Procedury awaryjne stosowane na rynku
bilansującym określa Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
VIII.1.4.
Operator systemu przesyłowego moŜe stosować procedury awaryjne rynku
bilansującego, o których mowa w p. VIII.1.3 w przypadkach awarii sieciowych
i awarii w systemie nie powodujących powstania stanu zagroŜenia KSE. Wówczas
procedury te dotyczą podmiotów objętych skutkami awarii.
VIII.1.5.
W stanie zagroŜenia KSE ogłoszonym przez operatora systemu przesyłowego,
JWCD przyłączone do sieci rozdzielczej stosują się do bezpośrednich poleceń
operatora systemu przesyłowego. Pozostali wytwórcy oraz odbiorcy końcowi
przyłączeni do sieci rozdzielczej stosują się do poleceń właściwego operatora
systemu rozdzielczego. W przypadkach awarii sieciowych i awarii w systemie nie
powodujących wystąpienia stanu zagroŜenia KSE bezpośrednie polecenia
właściwych operatorów realizują podmioty bezpośrednio angaŜowane w proces
usunięcia skutków awarii.
VIII.1.6.
Operator systemu rozdzielczego wraz z operatorem systemu przesyłowego
podejmują, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej,
65
niezwłoczne działania zmierzające do likwidacji stanu zagroŜenia KSE, awarii
sieciowej lub awarii w systemie.
VIII.2.
BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ
VIII.2.1.
Operator systemu rozdzielczego prowadzi ruch sieci rozdzielczej w sposób
zapewniający bezpieczeństwo realizacji dostaw energii elektrycznej przesyłanej
siecią rozdzielczą.
VIII.2.2.
Operator systemu rozdzielczego dotrzymuje standardowych parametrów energii
elektrycznej poprzez zapewnienie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw
mocy oraz regulacyjnych usług systemowych, w zakresie wynikającym z umowy
zawieranej z operatorem systemu przesyłowego.
VIII.2.3.
Umowa zawierana pomiędzy operatorem systemu przesyłowego i operatorem
systemu rozdzielczego, o której mowa w p. VIII.2.2, określa w szczególności:
a) wielkość rezerw mocy i regulacyjnych usług systemowych kontraktowanych
przez operatora systemu rozdzielczego,
b) zasady wykorzystywania oraz sterowania rezerwami mocy i regulacyjnymi
usługami systemowymi kontraktowanymi przez operatora systemu
rozdzielczego,
c) zasady wzajemnych rozliczeń.
VIII.2.4.
W przypadku braku umowy, o której mowa w p. VIII.2.2 odpowiedni poziom
oraz struktura rezerw mocy i regulacyjnych usług systemowych są zapewniane
zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej przez operatora systemu
przesyłowego.
66
IX. ZASADY POSTĘPOWANIA PRZY WYSTĄPIENIU
CIĄGŁOŚCI DOSTAW LUB WYSTĄPIENIU AWARII
IX.1.
ZAGROśEŃ
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się wg
następujących trybów:
a) tryb normalny,
b) tryb awaryjny.
IX.2.
Zagadnienia związane z wprowadzaniem ograniczeń w dostawie energii
elektrycznej wg trybu normalnego są regulowane rozporządzeniem Rady
Ministrów, o którym mowa w p. II.3.d, natomiast z wprowadzaniem ograniczeń
w dostawie energii elektrycznej wg trybu awaryjnego są regulowane w niniejszym
rozdziale.
IX.3.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się wg
trybu normalnego po wyczerpaniu przez operatora systemu przesyłowego
i operatorów systemów rozdzielczych wszystkich moŜliwych środków słuŜących
zaspokojeniu potrzeb odbiorców na energię elektryczną oraz przy dołoŜeniu
najwyŜszej staranności w zakresie zapewnienia maksymalnych dostaw
z dostępnych źródeł.
IX.4.
Zgodnie z art. 11 ust. 1 ustawy Prawo energetyczne Rada Ministrów w drodze
rozporządzenia moŜe wprowadzić na wniosek Ministra Gospodarki ograniczenia
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na czas określony, na terenie kraju
lub jego części, w przypadku moŜliwości wystąpienia:
a) zagroŜenia bezpieczeństwa energetycznego państwa polegającego
długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo-energetycznym,
na
b) zagroŜenia bezpieczeństwa osób,
c) znacznych strat materialnych.
IX.5.
Operator systemu rozdzielczego współpracuje z operatorem systemu przesyłowego
zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, w zakresie niezbędnym
dla przygotowania przez operatora systemu przesyłowego zgłoszenia do wniosku
Ministra Gospodarki, o którym mowa w p. IX.4.
IX.6.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadzane w trybie
normalnym dotyczą odbiorców końcowych o mocy zamówionej powyŜej 300 kW.
IX.7.
Operator systemu rozdzielczego podejmuje działania niezbędne dla zapewnienia
ciągłości dostaw energii elektrycznej i zapobiegania moŜliwości wystąpienia
awarii w sieci, a takŜe ograniczania skutków i czasu trwania takich awarii, przy
współpracy z wytwórcami i odbiorcami końcowymi przyłączonymi do sieci
rozdzielczej oraz innymi operatorami systemów rozdzielczych, a takŜe
z operatorem systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej.
IX.8.
W ramach działań, o których mowa w p. IX.7, operator systemu rozdzielczego:
a) opracowuje plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
67
elektrycznej, zgodnie z rozporządzeniem o którym mowa w p. II.3.d,
b) stosuje automatykę SCO i SCA.
IX.9.
Operatorzy systemów rozdzielczych uzgadniają plany wprowadzania ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej między sobą oraz z operatorem
systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IX.10.
Ograniczenia wprowadzane zgodnie z planem wprowadzania ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej określa się w stopniach zasilania od
10 do 20.
IX.11.
Przyporządkowane odbiorcom końcowym, wymienionym w p. IX.6, wielkości
maksymalnego ograniczenia poboru energii elektrycznej powinno być zawarte w
umowie przesyłowej lub w umowie sprzedaŜy energii elektrycznej.
IX.12.
Operator systemu rozdzielczego realizuje w obszarze swojej sieci ograniczenia
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wynikające z decyzji Rady
Ministrów.
IX.13.
Odbiorcy końcowi o mocy zamówionej powyŜej 300 kW, przyłączeni do sieci
rozdzielczej, przekazują do właściwego operatora systemu rozdzielczego
informacje dotyczące minimalnego poboru mocy i minimalnego dobowego
poboru energii elektrycznej w przypadku wprowadzania ograniczeń.
IX.14.
Operator systemu rozdzielczego powiadamia odbiorców końcowych
przyłączonych do sieci rozdzielczej o mocy zamówionej powyŜej 300 kW o
przyjętym planie wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej oraz o jego corocznych aktualizacjach.
IX.15.
Zasady i warunki wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej wg trybu awaryjnego są określone przez operatora systemu
przesyłowego. Ograniczenia wprowadzane w tym trybie realizuje się jako
wyłączenie awaryjne lub katastrofalne oraz samoczynnie za pomocą automatyki
SCO i SCA.
IX.16.
Zmiany mocy wyłączanych przez automatykę SCO wraz z udziałem
poszczególnych operatorów systemów rozdzielczych określa w stopniach operator
systemu przesyłowego i przekazuje operatorowi systemu rozdzielczego zgodnie z
Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
IX.17.
Koordynację działań w zakresie trybu awaryjnego i sposobu wprowadzania
ograniczeń prowadzi operator systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją Ruchu
i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
IX.18.
Koordynacja działań sterowniczych w przypadkach wystąpienia zagroŜeń
ciągłości dostaw spowodowanych stanem zagroŜenia KSE, wystąpieniem awarii
sieciowej lub awarii w systemie jest przeprowadzana na podstawie procedur
ruchowych opracowywanych i uzgadnianych przez operatorów systemów
rozdzielczych i operatora systemu przesyłowego.
IX.19.
W czasie odbudowy systemu elektroenergetycznego zakres działań poszczególnych
operatorów systemów rozdzielczych określa zgodnie z Instrukcją ruchu
i eksploatacji sieci przesyłowej operator systemu przesyłowego.
IX.20.
Operator
systemu
rozdzielczego
w
68
uzgodnieniu
z
operatorem
systemu
przesyłowego opracowuje i na bieŜąco aktualizuje procedury dyspozytorskie na
okres odbudowy zasilania systemu rozdzielczego, którego pracą kieruje.
IX.21.
Procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu rozdzielczego
obejmują w szczególności:
a) podział kompetencji słuŜb dyspozytorskich,
b) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach
odbudowy zasilania,
c) dane techniczne niezbędne do odbudowy zasilania.
IX.22.
Operator systemu rozdzielczego w uzgodnieniu z operatorem systemu
przesyłowego opracowuje i aktualizuje plany likwidacji najbardziej
prawdopodobnych awarii sieciowych i awarii w systemie.
IX.23.
Plan likwidacji najbardziej prawdopodobnych awarii sieciowych i awarii
w systemie obejmuje w szczególności:
a) podział kompetencji słuŜb dyspozytorskich,
b) awaryjne układy pracy sieci rozdzielczej,
c) plan nastawień zabezpieczeń i automatyk dla awaryjnych układów pracy sieci,
d) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach likwidacji
awarii,
e) tryb i sposób wymiany informacji i poleceń dyspozytorskich.
IX.24.
JeŜeli awaria sieciowa, awaria w systemie oraz stan zagroŜenia KSE lub teŜ
przewidziana procedura likwidacji awarii lub stanu zagroŜenia KSE stanowi
zagroŜenie dla podmiotów nie objętych awarią lub stanem zagroŜenia, operator
systemu rozdzielczego udziela tym podmiotom niezbędnych informacji
o zagroŜeniu i sposobach przeciwdziałania rozszerzaniu się awarii lub stanu
zagroŜenia.
IX.25.
W procesie likwidacji awarii sieciowej, awarii w systemie i stanu zagroŜenia KSE
dopuszcza się wprowadzenie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej realizowanych jako wyłączenia awaryjne zgodnie z p. IX.15.
69
X.
X.1.
PROCEDURY
WPROWADZANIA
PRZERW
PLANOWYCH
I OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU ENERGII ELEKTRYCZNEJ
Procedura przygotowania planu ograniczeń w dostawach energii elektrycznej
obejmuje:
a) wystąpienie
operatora
systemu
rozdzielczego
do
odbiorców
o mocy zamówionej powyŜej 300 kW w terminie do 15 maja kaŜdego roku
z wnioskiem o określenie minimalnego poboru mocy i minimalnego dobowego
poboru energii elektrycznej w przypadku wprowadzania ograniczeń oraz
maksymalnego czasu ograniczenia poboru mocy do poziomu minimalnego,
b) przygotowanie przez operatora systemu rozdzielczego w terminie do
30 czerwca kaŜdego roku wstępnego planu ograniczeń w dostawie energii
elektrycznej,
c) uzgodnienie planu ograniczeń w dostawie energii elektrycznej z operatorem
systemu
przesyłowego
i
operatorami
systemów
rozdzielczych
odpowiadającymi za ruch sieci rozdzielczej na sąsiednich obszarach,
w terminie do 10 sierpnia kaŜdego roku,
d) powiadomienie odbiorców o przyjętej procedurze wprowadzania ograniczeń
wg trybu normalnego w terminie do 3 tygodni od dokonania uzgodnień
pomiędzy Prezesem URE a operatorem systemu przesyłowego.
X.2.
W przypadku zmiany parametrów, o których mowa w p. X.1.a, odbiorcy o mocy
zamówionej powyŜej 300 kW są zobowiązani do ich pisemnej aktualizacji
u właściwego operatora systemu rozdzielczego, w terminie 7 dni od zaistniałej
zmiany.
X.3.
Powiadomienie odbiorców o mocy zamówionej powyŜej 300 kW
o procedurze wprowadzania ograniczeń wg trybu normalnego, o którym mowa
w p. X.1.d, obejmuje następujące informacje:
a) sposób powiadomienia odbiorcy o mocy zamówionej powyŜej 300 kW o
wprowadzaniu ograniczeń,
b) właściwy organ dyspozytorski uprawniony do przekazania poleceń,
c) wielkości dopuszczalnego poboru mocy w poszczególnych okresach czasu
i na poszczególnych stopniach zasilania.
X.4.
W trybie normalnym ograniczania poboru mocy i energii elektrycznej w ciągu
najbliŜszych 12 godzin i przewidywanych następnych 12 godzin, ograniczenia są
wprowadzane przez odbiorców zgodnie z radiowymi komunikatami operatorów
systemów rozdzielczych ogłaszanymi w I Programie Polskiego Radia o godz. 7:55
i 19:55.
X.5.
Operator systemu rozdzielczego jest zobowiązany do niezwłocznego
poinformowania operatora systemu przesyłowego o zakresie wprowadzanych
ograniczeń wg trybu awaryjnego zgodnie z ustalonymi przez operatora systemu
przesyłowego procedurami informacyjnymi.
70
X.6.
O terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej
operator systemu rozdzielczego powiadamiania odbiorców, z co najmniej
pięciodniowym wyprzedzeniem, w następującej formie:
a) ogłoszeń prasowych, komunikatów radiowych, lub telewizyjnych lub inny
sposób zwyczajowo przyjęty na danym terenie – odbiorców zasilanych z sieci
o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV,
b) indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą
innego środka telekomunikacji – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu
znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV.
X.7.
Dla grup przyłączeniowych II, III i VI dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu
roku wyłączeń awaryjnych oraz czas trwania jednorazowych przerw określa
umowa przesyłowa lub umowa sprzedaŜy energii elektrycznej, natomiast dla grup
przyłączeniowych IV i V czasy te określa rozporządzenie Ministra Gospodarki, o
którym mowa w p. II.3.h.
71
XI.
XI.1.
ZASADY DOKONYWANIA POMIARÓW
Przedmiotem dokonywanych pomiarów jest rejestracja, archiwizowanie i bieŜące
monitorowanie:
a) produkcji energii elektrycznej poszczególnych wytwórców (generatorów) i
energii wprowadzonej do sieci rozdzielczej operatora systemu rozdzielczego,
b) poboru energii elektrycznej przez poszczególnych odbiorców,
c) pracy poszczególnych wytwórców i odbiorców biorących udział w regulacji.
XI.2.
Cyklem pomiarowo-rozliczeniowym jest okres nie dłuŜszy niŜ:
a) dla podmiotów uczestniczących pośrednio w rynku bilansującym oraz dla
wytwórców o mocy przyłączeniowej większej lub równej 0,4MW - jedna
godzina zegarowa,
b) dla odbiorców taryfowych posiadających układy pomiarowe kategorii 1 i 2
oraz dla wytwórców o mocy przyłączeniowej mniejszej od 0,4MW - jeden
miesiąc w podziale na poziomy napięć i strefy czasowe,
c) dla odbiorców taryfowych posiadających układy pomiarowe kategorii 3 i 4 dwanaście miesięcy w podziale na poziomy napięć i strefy czasowe.
XI.3.
Strefy czasowe, o których mowa w p. XI.2, określa operator systemu
rozdzielczego w umowach sprzedaŜy energii elektrycznej lub umowach
przesyłowych, na właściwym dla niego obszarze sieci rozdzielczej.
XI.4.
Metodę, format i inne wymagania dotyczące przekazywania danych pomiarowych
określa operator systemu rozdzielczego.
XI.5.
Zasady obsługi i bieŜącej kontroli podstawowych i rezerwowych układów
pomiarowo-rozliczeniowych zainstalowanych w systemie rozdzielczym określają
umowy sprzedaŜy energii elektrycznej i umowy przesyłowe.
72
XII. WYMAGANIA ZWIĄZANE Z SYSTEMAMI TELETRANSMISYJNYMI
XII.1
Operator systemu rozdzielczego odpowiada za zabezpieczenie infrastruktury
telekomunikacyjnej i informatycznej niezbędnej do właściwego prowadzenia
ruchu oraz potrzeb związanych z rozliczaniem energii elektrycznej dla obszaru
swojego działania.
XII.2.
Infrastruktura telekomunikacyjna powinna umoŜliwiać współpracę z operatorami
sąsiednich systemów rozdzielczych, operatorem systemu przesyłowego,
podmiotami zaliczonymi do II grupy przyłączeniowej oraz odbiorcami
posiadającymi prawo do korzystania z usług przesyłowych i zamierzających
skorzystać z tego prawa.
XII.3.
W zakresach, gdzie wymagane jest dostosowanie infrastruktury do potrzeb
wymienionych w p. XII.1 zainteresowane strony wzajemnie uzgadniają między
sobą zakres i szczegółowe wymagania, wraz z określeniem sposobów
sfinansowania niezbędnych działań.
XII.4.
Operator systemu rozdzielczego określa wymagania związane z układami
pomiarowo-rozliczeniowymi, w tym z układami transmisji danych.
XII.5.
W przypadku nowych podmiotów przyłączanych do sieci rozdzielczej wymagania
związane z układami pomiarowo-rozliczeniowymi, w tym z układami transmisji
danych są określone w warunkach przyłączenia, zaś ich realizacja jest
uregulowana w umowie o przyłączenie do sieci.
73
XIII. SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI
Na potrzeby niniejszej Instrukcji przyjęto następujące oznaczenia skrótów i definicje
stosowanych pojęć.
XIII.1. OZNACZENIA SKRÓTÓW
ARNE
Automatyczna regulacja napięcia elektrowni
BTHD
Bilans techniczno-handlowy dobowy
BTHM
Bilans techniczno-handlowy miesięczny
BTHR
Bilans techniczno-handlowy roczny
IRiESP
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej
IRiESR
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej
JWCD
Jednostka wytwórcza centralnie dysponowana
KSE
Krajowy system elektroenergetyczny
nN
Niskie napięcie
PKD
Plan koordynacyjny dobowy
PKM
Plan koordynacyjny miesięczny
PKR
Plan koordynacyjny roczny
PWS
Punkt wyjścia z sieci
PZS
Punkt zasilania sieci
SCA
OdciąŜanie za pomocą sterowania częstotliwością akustyczną
SCO
Samoczynne częstotliwościowe odciąŜanie
SN
Średnie napięcie
UCTE
Unia Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej
URE
Urząd Regulacji Energetyki
WPKD
Wstępny plan koordynacyjny dobowy
74
XIII.2. POJĘCIA I DEFINICJE ZACZERPNIĘTE Z AKTÓW PRAWNYCH
Awaria w systemie
Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie
z ruchu synchronicznego części KSE, która produkuje lub
pobiera z sieci energię elektryczną w ilości co najmniej 5 %
całkowitej bieŜącej produkcji.
Grafik obciąŜeń
Zbiór danych określających wielkość poboru lub
wprowadzenia energii elektrycznej dla zbioru miejsc
dostarczania, dla których sporządza się ten zbiór danych,
w poszczególnych godzinach.
Grupy przyłączeniowe
Grupy podmiotów przyłączanych do sieci w podziale na:
a) grupa I – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci
przesyłowej,
b) grupa II – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci
rozdzielczej, o napięciu znamionowym 110 kV, oraz
podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej, które
wymagają dostaw energii elektrycznej o parametrach
innych niŜ standardowe, albo podmioty posiadające własne
jednostki wytwórcze współpracujące z siecią,
c) grupa III – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci
rozdzielczej o napięciu znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV,
lecz niŜszym niŜ 110 kV,
d) grupa IV – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci
rozdzielczej o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ
1 kV oraz mocy przyłączeniowej większej od 40 kW lub
prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego
w torze prądowym większym od 63 A,
e) grupa V – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci
rozdzielczej o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ
1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niŜ 40 kW
i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego
nie większym niŜ 63 A,
f) grupa VI – podmioty przyłączane do sieci poprzez
tymczasowe przyłącze, które będzie zgodnie z umową
zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty
przyłączone do sieci na czas określony, lecz nie dłuŜszy niŜ
1 rok.
Jednostka wytwórcza
Wyodrębniony
zespół
urządzeń
naleŜących
do
przedsiębiorstwa energetycznego, słuŜący do wytwarzania
energii elektrycznej i opisany poprzez dane techniczne
i handlowe.
75
Miejsce dostarczania
Punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne
zobowiązane jest dostarczać energię elektryczną, określony
w umowie o przyłączenie, w umowie przesyłowej albo
w umowie sprzedaŜy energii elektrycznej.
Miejsce przyłączenia
Punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią.
Moc przyłączeniowa
Moc czynna planowana do pobierania lub wprowadzania do
sieci, określona w umowie o przyłączenie, jako wartość
maksymalna ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut
słuŜąca do zaprojektowania przyłącza.
Moc umowna
Moc czynna pobierana lub wprowadzana do sieci, określona
w umowie przesyłowej lub w umowie sprzedaŜy energii
elektrycznej, jako maksymalna ze średnich wartości tej mocy
w okresie 15 minut lub w przypadku, gdy urządzenia
pomiarowe na to pozwalają – w okresie 1 godziny.
Nielegalny pobór energii
elektrycznej
Pobieranie energii elektrycznej bez zawarcia
z przedsiębiorstwem lub niezgodnie z umową.
Odbiorca
KaŜdy, kto otrzymuje lub pobiera energię elektryczną na
podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym.
Odbiorca końcowy
Odbiorca, który całość kupowanej energii elektrycznej zuŜywa
na potrzeby własne.
Oferta bilansująca
Oferta produkcyjno-cenowa, zwiększenia części przyrostowej
lub zmniejszenia części redukcyjnej – produkcji lub poboru
energii, dla zbioru miejsc dostarczania, dla których sporządza
się grafiki obciąŜeń, składana operatorowi systemu
przesyłowego, zawierająca dane techniczne i handlowe.
Operator systemu
przesyłowego
Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na
przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na obszarze
całego kraju, za pomocą sieci przesyłowej.
Operator systemu
rozdzielczego
Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na
przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na określonym
w koncesji obszarze kraju, za pomocą sieci rozdzielczej.
Przyłącze
Odcinek sieci słuŜący do połączenia instalacji lub sieci jednego
podmiotu z siecią.
Rezerwa mocy
Zdolność jednostek wytwórczych do podjęcia wytwarzania
i dostarczania energii elektrycznej do sieci, nie
wykorzystywana w danym okresie.
Rynek bilansujący
Część rynku konkurencyjnego, o którym mowa w art. 49
ustawy Prawo energetyczne, na którym dokonywane są przez
operatora
systemu
przesyłowego
rozliczenia usług,
zapewniające stałe równowaŜenie bilansu energii elektrycznej
w KSE, ciągłość, niezawodność i jakość dostaw energii
elektrycznej, realizowane na podstawie zgłoszonych umów
sprzedaŜy energii elektrycznej i ofert bilansujących na kaŜdą
76
umowy
godzinę doby.
Sieć przesyłowa
Sieć słuŜąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej
o napięciu wyŜszym niŜ 110 kV.
Sieć rozdzielcza
Sieć słuŜąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej
o napięciu nie wyŜszym niŜ 110 kV.
System
elektroenergetyczny
Sieci wraz z przyłączonymi do nich instalacjami do
wytwarzania
lub
pobierania
energii
elektrycznej,
współpracujące na zasadach określonych w odrębnych
przepisach, zdolne do trwałego utrzymywania określonych
parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw
energii elektrycznej oraz spełniania warunków obowiązujących
we współpracy z innymi połączonymi systemami.
Układ pomiaroworozliczeniowy
Liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub rozliczeniowopomiarowe, a takŜe układy połączeń między nimi, słuŜące
bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów i rozliczeń.
77
XIII.3. DODATKOWE POJĘCIA I DEFINICJE
Administrator pomiarów
Jednostka organizacyjna lub podmiot odpowiedzialny za
obsługę i kontrolę układów pomiarowo-rozliczeniowych.
Automatyczny układ
regulacji napięcia
elektrowni (ARNE)
Układ automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej
w węźle wytwórczym.
Awaria sieciowa
Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie
z ruchu synchronicznego części KSE, która produkuje lub
pobiera z sieci energię elektryczną w ilości nie większej niŜ
5 % całkowitej bieŜącej produkcji.
Generacja wymuszona
Wytwarzanie energii elektrycznej wymuszone jakością
i niezawodnością pracy KSE, dotyczy jednostek wytwórczych,
w których generacja jest wymuszona technicznymi
ograniczeniami działania systemu elektroenergetycznego lub
koniecznością zapewnienia odpowiedniej jego niezawodności.
Generacja
zdeterminowana
Wytwarzanie
energii
elektrycznej
w
źródłach
niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanie
energii elektrycznej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła,
objęte obowiązkiem zakupu zgodnie z rozporządzeniem
Ministra Gospodarki, lub teŜ wytwarzanie energii elektrycznej
objętej długoterminowymi umowami sprzedaŜy energii
elektrycznej.
Grafik handlowy
Dane handlowe określające planowaną realizację umowy
sprzedaŜy energii elektrycznej w poszczególnych godzinach.
Jednostka grafikowa
Podstawowy obiekt rynku bilansującego zdefiniowany przez
zbiór miejsc dostarczania rynku bilansującego, dla których są
wyznaczane łącznie, na potrzeby rynku bilansującego
następujące dane handlowe:
a) pozycja kontraktowa,
b) ilość dostarczonej energii elektrycznej,
c) odchylenia od pozycji kontraktowej,
d) naleŜność za odchylenia od pozycji kontraktowej.
Jednostki wytwórcze
centralnie dysponowane
(JWCD)
Jednostki wytwórcze dysponowane przez operatora systemu
przesyłowego. Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej JWCD są:
a) wszystkie jednostki wytwórcze przyłączone do sieci
przesyłowej,
b) jednostki wytwórcze kondensacyjne przyłączone do sieci
rozdzielczej o mocach osiągalnych większych od 100 MW,
c) inne jednostki wytwórcze niŜ podane w p. a) i b),
78
przyłączone do sieci rozdzielczej, na podstawie
oddzielnych umów zawieranych z właściwym operatorem
systemu
rozdzielczego
i
operatorem
systemu
przesyłowego.
Koordynowanie ruchu
sieci 110 kV
Koordynowanie ruchu sieci 110 kV przez operatora systemu
przesyłowego polega na:
a) zatwierdzaniu planów i nadzorowaniu pracy określonych
jednostek wytwórczych, z uwzględnieniem procesów
rynkowych zawierania umów sprzedaŜy energii
elektrycznej,
b) zatwierdzaniu planów i nadzorowaniu pracy określonych
elementów sieci 110 kV,
c) wyraŜaniu zgody dla operatorów systemów rozdzielczych
na wykonywanie czynności regulacyjnych, sterowniczych
oraz operacji łączeniowych na określonych urządzeniach
wytwórczych i sieciowych przez personel ruchowy
podległych mu szczebli, niezaleŜnie od posiadania praw
własnościowych do tych urządzeń.
Krajowy system elektroenergetyczny (KSE)
System elektroenergetyczny na terenie kraju.
Miejsce dostarczania
rynku bilansującego
Umowny punkt w sieci objętej obszarem działania rynku
bilansującego, w którym następuje rozliczanie przepływu
energii elektrycznej pomiędzy jednostkami grafikowymi
a tą siecią.
Moc dyspozycyjna
Jest to moc osiągalna pomniejszona o ubytki na remonty
planowe, ubytki okresowe, eksploatacyjne i losowe.
Moc osiągalna
Potwierdzona testami największa moc trwała jednostki
wytwórczej lub wytwórcy, przy znamionowych warunkach
pracy, utrzymywana:
a) przez wytwórcę cieplnego w sposób ciągły przez
przynajmniej 15 godzin,
b) przez wytwórcę wodnego przepływowego w sposób ciągły
przez przynajmniej 5 godzin, ,
c) przez wytwórcę szczytowo-pompowego w sposób ciągły
przez okres zaleŜny od pojemności zbiornika górnego.
Moc potrzeb własnych
Moc pobierana przez urządzenia i instalacje, niezbędne w
procesie wytwarzania energii elektrycznej
Moc szczytowa
Największa wielkość mocy elektrycznej czynnej, wytwarzanej,
przesyłanej lub odbieranej przez urządzenia, instalacje lub
sieci w danym okresie czasu
Moc wytwarzana
Moc chwilowa na zaciskach jednostki wytwórczej lub suma
mocy chwilowych jednostek wytwórczych
Moc zamówiona
Moc przywołana w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.d
79
odpowiadająca mocy umownej.
Nadzorowanie pracy
jednostek wytwórczych
oraz sieci rozdzielczych
Nadzorowanie
pracy
jednostek
wytwórczych
oraz
nadzorowanie pracy sieci rozdzielczej koordynowanej polega
na ciągłym obserwowaniu stanu pracy tych jednostek
wytwórczych oraz na ciągłym obserwowaniu stanu pracy sieci
rozdzielczej koordynowanej z wykorzystaniem systemów
czasu rzeczywistego.
Obszar regulacyjny
Sieć elektroenergetyczna wraz z przyłączonymi do niej
urządzeniami do wytwarzania lub pobierania energii
elektrycznej, współpracujące na zasadach określonych w
odrębnych przepisach, zdolne do trwałego utrzymywania
określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych
dostaw energii elektrycznej oraz spełniania warunków
obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi
systemami elektroenergetycznymi.
Ograniczenia sieciowe
Maksymalne dopuszczalne lub minimalnie niezbędne
wytwarzanie mocy w danym węźle, lub w danym obszarze, lub
maksymalny dopuszczalny przesył mocy przez dany przekrój
sieciowy, w tym dla wymiany międzysystemowej, z uwzględnieniem bieŜących warunków eksploatacji KSE.
Operacja ruchowa
Jakakolwiek programowa zmiana:
a) stanu pracy urządzenia,
b) układu połączeń,
c) nastaw regulacyjnych,
d) nastaw sterowniczych.
Operacje łączeniowe
Operacje łączeniowe obejmują w szczególności:
a) załączenie lub wyłączenie: linii, transformatora, dławika,
baterii kondensatorów,
b) przełączenie urządzeń na systemach szyn zbiorczych
w rozdzielni,
c) przełączenie zasilania potrzeb własnych
wytwórczej z podstawowego na rezerwowe,
jednostki
d) załączenie lub wyłączenie hydrogeneratorów do/z pracy
kompensacyjnej.
Operator handlowy
Podmiot, który jest dysponentem jednostek grafikowych
przedsiębiorstwa obrotu. Operator handlowy dysponuje energią
elektryczną wprowadzaną lub odbieraną poprzez jednostki
grafikowe. Operator handlowy jest odpowiedzialny za
tworzenie handlowych grafików pracy jednostek grafikowych
przedsiębiorstwa
obrotu
i
przekazywanie ich
do
odpowiedniego operatora.
80
Operator handlowotechniczny
Podmiot, odpowiedzialny za dysponowanie jednostką
grafikową uczestnika rynka bilansującego w zakresie
handlowym i technicznym. Dysponuje na zasadzie wyłączności
zdolnościami wytwórczymi lub zdolnościami przyłączeniowymi jednostek grafikowych, dysponuje równieŜ energią
elektryczną dostarczaną lub odbieraną poprzez jednostki
grafikowe (bez prawa wyłączności), przekazuje zbilansowane
handlowo-techniczne grafiki pracy jednostek grafikowych do
operatora systemu przesyłowego lub właściwego operatora
systemu rozdzielczego oraz uczestniczy w procesie rozliczeń.
Programy łączeniowe
Procedury i czynności związane z operacjami łączeniowymi,
próbami napięciowymi, tworzeniem układów przejściowych
oraz włączeniami do systemu elektroenergetycznego nowych
obiektów, a takŜe po dłuŜszym postoju związanym
z modernizacją lub przebudową.
Przedsiębiorstwo obrotu
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność
gospodarczą polegającą na handlu energią elektryczną,
niezaleŜnie od innych rodzajów prowadzonych działalności.
Przedsiębiorstwo sieciowe
gospodarczą w zakresie przesyłania i dystrybucji energii
elektrycznej.
Regulacyjne usługi
systemowe
Usługi świadczone przez podmioty na rzecz operatora systemu
przesyłowego,
umoŜliwiające
operatorowi
systemu
przesyłowego świadczenie usług systemowych, niezbędne do
prawidłowego funkcjonowania KSE, zapewniające zachowanie
określonych wartości parametrów niezawodnościowych i
jakościowych dostaw energii elektrycznej.
Ruch próbny
Nieprzerwana praca urządzeń, instalacji lub sieci, przez okres
co najmniej 72 godzin, z parametrami pracy określonymi przez
operatora systemu rozdzielczego.
Samoczynne
częstotliwościowe
odciąŜanie (SCO)
Samoczynne wyłączanie odbiorców w przypadku obniŜenia się
częstotliwości do określonej wielkości, spowodowanego
deficytem mocy w systemie elektroenergetycznym.
Sieć rozdzielcza
koordynowana
Część sieci rozdzielczej 110 kV tworząca wraz z siecią
przesyłową sieć zamkniętą, pomniejszona o sekcje 110 kV
zredukowane do PWS zgodnie z zasadami określonymi
Regulaminie generacji wymuszonej, stanowiącym część
szczegółową nr 3 do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci
przesyłowej.
Sieć zamknięta
Sieć o napięciu 400, 220 i 110 kV, w której istnieje trwała
moŜliwość dostawy energii elektrycznej do kaŜdego węzła
sieciowego co najmniej dwoma niezaleŜnymi drogami
zasilania.
Stan szczególny
Stan lub sytuacja w systemie elektroenergetycznym wynikająca
z awarii sieciowej, awarii w systemie, stanu zagroŜenia KSE
81
lub zaniechania działań, lub działań podjętych przez
operatorów lub podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej.
Stan zagroŜenia KSE
Warunki pracy, w których istnieje niebezpieczeństwo
wystąpienia: niestabilności systemu, podziału sieci przesyłowej
lub ograniczenia dostaw energii elektrycznej do odbiorców.
Szkodliwe wpływy
atmosferyczne i niszczące
działania czynników
występujących podczas
uŜytkowania
Przez szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania
czynników występujących podczas uŜytkowania elementów
sieci rozdzielczej rozumie się czynniki wpływające negatywnie
na stan techniczny urządzeń i obiektów. Do czynników tych
zalicza się w szczególności szkody górnicze oraz
zanieczyszczenie środowiska powodujące wzmoŜoną korozję.
Średnie napięcie (SN)
Napięcie wyŜsze od 1 kV i niŜsze od 110 kV.
UCTE
Unia Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej, zrzeszająca
operatorów systemów Europy zachodniej i środkowej, których
systemy przesyłowe współpracują synchronicznie.
Transakcja sprzedaŜy
energii elektrycznej
Umowa sprzedaŜy energii elektrycznej obejmująca okres
dostaw energii krótszy lub równy jednej dobie z ustaloną
ilością energii elektrycznej na kaŜdy podstawowy okres
handlowy wynoszący jedną godzinę.
Stosunek znamionowego prądu bezpiecznego przyrządu do
Współczynnik
bezpieczeństwa przyrządu znamionowego prądu pierwotnego. Przy czym znamionowy
prąd bezpieczny przyrządu określa się jako wartość skuteczną
(FS)
minimalnego prądu pierwotnego, przy którym błąd całkowity
przekładnika prądowego do pomiarów jest równy lub większy
niŜ 10 % przy obciąŜeniu znamionowy.
Wymiana
międzysystemowa
Wymiana mocy i energii elektrycznej pomiędzy KSE i innymi
systemami elektroenergetycznymi.
Wytwórca
gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej.
Zdarzenie ruchowe
Jakakolwiek zmiana:
a) stanu pracy urządzenia, instalacji lub sieci,
b) układu połączeń,
c) nastaw regulacyjnych,
d) nastaw sterowniczych.
82
Załącznik nr 1
do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej
WYKAZ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH ORAZ ELEMENTÓW SIECI
ROZDZIELCZEJ KOORDYNOWANYCH PRZEZ OPERATORA
SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
1. Jednostki wytwórcze przyłączone do sieci 110 kV:
−
Jednostki Wytwórcze Centralnie Dysponowane (JWCD):
Pątnów
Adamów
Konin
−
Blok 1,3
Blok 1,2
Blok 9
Jednostki Wytwórcze Koordynowane przez Operatora Systemu Przesyłowego
(Centralnie Koordynowane – JWCK):
Konin
Generator 1,2,4,5
2. Lista elementów sieci rozdzielczej 110 kV koordynowanych przez operatora sieci
przesyłowej.
Lp
1
Skrót
ADA1-KSK1+JSZ1
Nazwa Linii
Granice
Adamów – Kraski
2
ADA1-KOL1
Adamów – Koło
3
ADA1-POD1
Adamów – Poddębice
4
ADA1-TRK1
Adamów – Turek
5
ADA1-ZKI1
Adamów – śuki
6
BAB1-LBE1
Babiak - Lubień
7
CIE1-SPC1
Cienin – Słupca
8
GRB1-OSZ1
Grabów – Ostrzeszów
9
HUA1-WAK1
Huta – Walcownia
10
KAL1-BKI1
Kalisz – Błaszki
11
KEP1-OSZ1
Kępno – Ostrzeszów
12
KEP1-KOS1
Kępno – Kostów
13
KEP1-SYC1
Kępno – Syców
14
KEP1-WRU1
Kępno – Wieruszów
15
KLW1-KRN1
Kłodawa – Krośniewice
83
ZE Łódź Teren S.A.
ZE Toruń S.A.
ZE Opole S.A.
ZE Płock S.A.
16
KOL1-KWS1
Koło – Koło Wsch.
17
KOL1-SLE1
Koło – Ślesin
18
KON1-CIE1
Konin – Cienin
19
KON1-HUA1 TOR A
Konin – Huta tor A
20
KON1-HUA1 TOR B
Konin – Huta tor B
21
KON1-HUA1 TOR C
Konin – Huta tor C
22
KON1-NSL1
Konin – Niesłusz
23
KON1-SLE1
Konin – Ślesin
24
KON1-WLW1+LBR1
Konin – Włocławek
25
KPS1-KLW1
Kopalnia Soli – Kłodawa
26
KSK1-LEC1
Kraski – Łęczyca
27
KTS1-KT11
28
KTS1-MLC1
Krotoszyn – Milicz
ZE Wrocław S.A.
29
KT11-PEP1
Krotoszyn Płd. – Pępowo
Energetyka Poznańska
S.A.
30
KWS1-BGI1
Koło Wsch. –Barłogi
31
BGI1-KPS1
Barłogi – Kopalnia Soli
32
LBW1-BAB1
Lubstów – Babiak
33
NSL1-WDW1
Niesłusz – Władysławów
34
ODO1-SSE1
Odolanów – Sośnie
35
OSR1-GRB1
Ostrów – Grabów
36
OSR1-KAL1+KZH1
Ostrów – Kalisz Zach.
37
OSR1-KTS1
Ostrów – Krotoszyn Płn.
38
OSR1-ODO1
Ostrów – Odolanów
39
40
PAT1-JNK1+STR1
eksploatacja ZE Bydgoszcz
PAT1-KON1
Krotoszyn
Krotoszyn Płd.
Płn.
Patnów – Janikowo
ZE Toruń S.A.
ZE Płock S.A.
–
ZE Bydgoszcz SA
Pątnów – Konin
41
PAT1-MOG1
Pątnów – Mogilno
ZE Bydgoszcz SA
42
PAT1-PAK1
Pątnów – Pakość
ZE Bydgoszcz SA
43
PAT1-PKU1
Pątnów – Piotrków Kuj.
ZE Bydgoszcz SA
44
PAT1-WIT1
Pątnów – Witkowo
45
PAT1-WAK1
Pątnów – Walcownia
84
46
SLE1-LBW1
Ślesin – Lubstów
47
SPC1-WSN1
Słupca – Września
48
SSE1-TWA1
Sośnie – Twardogóra
ZE Wrocław S.A.
49
SYC1-OLN1
Syców – Oleśnica
ZE Wrocław S.A.
50
WDW1-TRK1
Władysławów – Turek
51
WIT1-GN21
Witkowo – Gniezno
52
WRU1-WLN1
Wieruszów – Wieluń
53
ZKI1-KAL1+CEK1
Energetyka Poznańska S.A.
Energetyka Poznańska S.A.
śuki – Kalisz
3. Wykaz transformatorów pracujących z uziemionymi punktami gwiazdowymi
Adamów El.220
NAZWA
MOC
[MVA]
AT1
160
NAPIĘCIE
[kV]
UZIEMIENIE
UWAGI
220/110/10 autotransformator
Adamów El.110
TG1
150
110/13,8
110
Adamów El.110
TG2
150
110/13,8
110
Adamów El.110
TG4
150
220/13,8
220
Adamów El.110
Toa
16
110/6,4
110
Adamów El.220
TG3
150
220/13,8
220
Adamów El.220
TG5
150
220/13,8
220
Babiak
T1
10
110/15
110
Babiak
T2
10
110/15
110
Cienin
TR1
10
110/15
110
Cienin
TR2
10
110/15
110
Jarocin Południe
TR1
16
110/15
110
Jarocin Wschód
TR1
16
110/15
110
Kalisz Centrum
TR1
16
110/15
110
Kalisz Piwonice
TR1
25/16/16
110/15/15
110
Kalisz Piwonice
TR2
25/16/16
110/15/15
110
Kalisz Pólnoc
TR1
25
110/15
110
Kalisz Północ
TR2
25
110/15
110
Kalisz Zachód 2
TR1
16
110/15
110
od strony GPZ Kalisz
Północ
Kępno
TR2
25
110/15
110
gdy nie pracuje tr2,
uziemiony tr1
85
uziemiony jeden
dowolny
Kleczew
TR1
25/16/16
110/15/6
Kłodawa
TR1
16/10/10
110/30/15
110
Kłodawa
TR2
16/10/10
110/30/15
110
Kłodawa Kopalnia
Soli
TR1
110/6
110
Koło Ruchenna
TR1
25/16/16
110/30/15
110
Koło Ruchenna
TR2
16/16/16
110/30/15
110
Konin Elektrownia
TR1
10
Konin Elektrownia
AT1
160
220/110/10
220
Konin Elektrownia
TG1
40
110/6
110
Konin Elektrownia
TG2
70/70/70
110/30/10
110
Konin Elektrownia
TG3
70/70/70
110/30/10
110
Konin Elektrownia
TG4
70/70/70
220/110/10
220
Konin Elektrownia
TG5
70/70/70
220/110/10
110
Konin Elektrownia
TG6/7
120/60/60
220/10/10
220
Konin Elektrownia
TG8
150
220/10
220
Konin Elektrownia
TG9
150
220/10
110
Konin Południe
TR1
16
110/16
110
Konin Południe
TR2
16
110/16
110
Kraski
TR1
10
110/16
110
Kraski
TR2
10
110/16
110
Krotoszyn MAHLE
TR1
10
110/16
110
Krotoszyn Południe
TR1
16
110/16
110
Krotoszyn Północ
TR1
16
110/16
110
Krotoszyn Północ
TR1
16
110/16
110
Lubstów
TR1
31,5
110/16
110
Lubstów
TR3
31,5
110/16
110
Nowy Dwór
TR1
10
110/16
110
Odolanów
TR1
16/10/10
110/15/6
110
Ostrów
AT
330
Ostrów Południe
TR1
40/20/20
110/15/15
110
Ostrów Południe
TR2
40/20/20
110/15/15
110
Ostrów Północ
TR1
110/16
110
16
25
110
od strony JóŜwina
uziemiony jeden
dowolny
110/6,3 autotransformator
86
uziemiony jeden
dowolny
Ostrów Północ
TR2
25
110/16
110
Ostrzeszów
TR2
16
110/16
110
Pątnów Elektrownia
AT1
160
TG1
TG2
240
110/15
220
240
220/15
110
TG3
240
110/15
220
TG4
240
220/15
220
TG5
240
220/15
220
TG6
240
220/15
220
TG7
240
220/15
220
TG8
240
220/15
220
Pleszew
TR1
25
110/16
110
Ślesin
TR1
110/15/6
110
Słupca
TR1
16
110/16
110
Słupca
TR2
16
110/16
110
Sośnie
TR1
6,3
110/16
110
10/6,3/6,3
Sośnie
TR2
6,3
110/16
110
Wieruszów
TR2
25
110/16
110
Władyslawów
TR1
16
110/6
110
Władyslawów
TR1
16
110/6
110
87
od strony GPZ Kępno
gdy nie pracuje,
uziemiony TG3
uziemiony, gdy nie
pracuje AT1
gdy nie pracuje tr1,
uziemiony tr2
uziemiony jeden
dowolny
Załącznik nr 2
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
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
Nr punktu
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
.................
Aktualna treść
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
.......................................................................................................................
6. Podpis osoby zatwierdzającej kartę
aktualizacji w imieniu operatora systemu
rozdzielczego:
.......................................................................
89
Załącznik nr 3
WZORY WNIOSKÓW O OKREŚLENIE WARUNKÓW PRZYŁĄCZENIA
90
91
92
93
94
95
96
97
Załącznik nr 4
ZAKRES POMIARÓW I PRÓB EKSPLOATACYJNYCH URZĄDZEŃ SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH ORAZ
TERMINY ICH WYKONANIA
Lp.
1
Nazwa urządzenia
Linie napowietrzne
o napięciu znamionowym
wyŜszym niŜ 1 kV
2
Linie kablowe o napięciu
znamionowym 110 kV
z izolacją papierowo –
olejową
znamionowym 110 kV
z izolacją polietylenową
Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych
Pomiar rezystancji uziemień przewodów
odgromowych oraz odgromników
i iskierników
Pomiar rezystancji uziemień ochronnych
słupów lub napięć raŜenia
Pomiar rezystancji Ŝył
Pomiar rezystancji izolacji
Wymagania techniczne
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu linii do
eksploatacji
Zgodna z danymi wytwórcy
Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii większa od
1 000 MΩ
Próba napięciowa izolacji
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 15 min. napięcie
wyprostowane o wartości równej 4,5 krotnemu napięciu
znamionowemu fazowemu dla kabli 64/110 kV
Sprawdzenie układu kontroli ciśnienia oleju Sprawność działania
Pojemność kabla
Zgodna z dokumentacją techniczną
95 % wartości określonej w dokumentacji technicznej
Próba napięciowa dodatkowej powłoki
Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie
polwinitowej lub polietylenowej
wyprostowane o wartości 10 kV
Pomiar prędkości propagacji fal dla
ustalenia nierównomierności impedancji
falowej
Pomiar rezystancji Ŝył (roboczych i
powrotnych)
Zgodna z danymi wytwórcy
Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii większa od
1 000 MΩ
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 15 min. napięcie
wyprostowane o wartości równej 3,0 U0, gdzie U0 – napięcie
między Ŝyłą a ziemią
Terminy wykonania
Po wykonaniu naprawy
uziemień
Dla kabli nowych i po
wykonaniu naprawy
Nie rzadziej niŜ co 2 lata
Dla kabli nowych
Dla kabli nowych, po
wykonaniu naprawy oraz
nie rzadziej niŜ co 5 lat
wykonaniu naprawy
wykonaniu naprawy
Lp.
Nazwa urządzenia
Próba napięciowa powłoki polwinitowej lub Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie
polietylenowej
Pojemność kabla
Linie kablowe z izolacją
papierową o napięciu
znamionowym 30 do
110 kV
Pomiar prędkości propagacji fal dla ustalenia nierównomierności impedancji falowej
Sprawdzenie ciągłości Ŝył
Pojemność kabla
papierową przesyconą
1 do 30 kV
Brak przerwy w Ŝyłach
Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy
temperaturze 20 oC większa od 50 MΩ
Izolacja powinna wytrzymać w czasie 20 min. 0,75 wartości
napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej
tj: dla kabla: 15 kV - 0.75x62,0 kV = 47,0 kV
20 kV - 0.75x86,0 kV = 64,0 kV
30 kV - 0.75x130,0 kV = 97,0 kV
tj: dla kabla: 15 kV - 0.75x62,0 kV = 47,0 kV
20 kV - 0.75x86,0 kV = 64,0 kV
30 kV - 0.75x130,0 kV = 97,0 kV
Terminy wykonania
wykonaniu naprawy oraz nie
rzadziej niŜ co 5 lat
Dla kabli nowych
wykonaniu naprawy
wykonaniu naprawy
Dla kabli nowych
Dla kabli nowych
wykonaniu naprawy oraz nie
wykonaniu naprawy
Dla kabli nowych
wykonaniu naprawy
Lp.
Nazwa urządzenia
polietylenową o napięciu
znamionowym 1 do
30 kV
polwinitową o napięciu
znamionowym 6 kV
tj: dla kabla: 15 kV - 0.75x 73,0 kV = 55,0 kV
20 kV - 0.75x101,0 kV = 75,0 kV
30 kV - 0.75x151,0 kV = 113,0 kV
tj: dla kabla: 15 kV - 0.75x 73,0 kV = 55,0 kV
20 kV - 0.75x101,0 kV = 75,0 kV
30 kV - 0.75x151,0 kV = 113,0 kV
Dla kabli o izolacji z PE 1,5 Un dla przypadków uzasadnionych
technicznie
temperaturze 20 oC większa od
200
3
Terminy wykonania
wykonaniu naprawy
Dla kabli nowych
wykonaniu naprawy
wykonaniu naprawy
, gdzie S – przekrój Ŝyły
S
kabla w mm2
napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej,
tj: - 0.75x 28,0 kV = 21,0 kV
napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej,
tj: - 0.75x 28,0 kV = 21,0 kV
1,5 Un dla przypadków uzasadnionych technicznie
Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. Napięcie
Dla kabli nowych
wykonaniu naprawy
Lp.
Nazwa urządzenia
niŜszym niŜ 1 kV
Sprawdzenie ciągłości Ŝyły
Pomiar rezystancji
temperaturze 20 oC 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 izolacji polwinitowej
temperaturze 20 oC nie mniejsza niŜ
3
Wyłączniki i zwierniki
wyŜszym niŜ 1 kV
Pomiar rezystancji izolacji głównej
wyłącznika
Pomiar rezystancji głównych torów
prądowych wyłącznika
Pomiar czasów własnych i czasów
niejednoczesności otwierania i zamykania
wyłącznika
Badania gazów wyłączników z gazem SF6,
jeŜeli wymaga tego wytwórca
Próba szczelności wyłącznika powietrznego
lub z gazem SF6,, jeŜeli wymaga tego
wytwórca
4
Połączenia prądowe
w rozdzielniach 110 kV
Pomiar zuŜycia powietrza wyłącznika
powietrznego, jeŜeli wymaga tego
wytwórca
Zaleca się badanie stanu połączeń
prądowych metodą termowizyjną
100
3
Terminy wykonania
modernizacji
Dla kabli nowych
,
S
gdzie S – przekrój Ŝyły kabla w mm2
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu do
eksploatacji, dla wyłączników małoolejowych rezystancja
powinna wynosić co najmniej 50 % wartości rezystancji
określonej przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu wyłącznika
do eksploatacji
Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu wyłącznika
do eksploatacji
Po przeglądzie
wewnętrznym wyłącznika
z tym, Ŝe dla wyłączników
110 kV nie rzadziej niŜ co
5 lat
Wymagania obowiązujące przy przyjmowaniu wyłącznika do
eksploatacji
Spadek ciśnienia powietrza w wyłączniku powietrznym lub
ciśnienie gazu SF6, powinno odpowiadać wymaganiom
obowiązującym przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
ZuŜycie powietrza na przewietrzenie i na cykl łączeniowy,
powinno odpowiadać wymaganiom obwiązującym przy
przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
ObciąŜenie prądowe badanych połączeń nie powinno być
mniejsze od 30 % obciąŜenia znamionowego, temperatura
badanego połączenia nie powinna być wyŜsza od temperatury
określonej w instrukcji eksploatacji
Nie rzadziej niŜ co 5 lat
Lp.
5
6
7
8
Nazwa urządzenia
Przekładniki napięciowe
i prądowe olejowe
wyŜszym niŜ 1 kV
Ograniczniki przepięć
w stacjach o napięciu
110 kV
Odgromniki w stacjach o
napięciu 110 kV
Baterie kondensatorów
Pomiar rezystancji izolacji uzwojeń
pierwotnych i wtórnych
Badania oleju w przekładnikach olejowych
niehermetyzowanych, wyposaŜonych we
wskaźniki poziomu oleju, wykonane w razie
uzyskania negatywnych wyników pomiaru
rezystancji izolacji
Pomiar rezystancji uziemienia lub
rezystancji przejścia do sprawdzonego
układu uziomowego
Sprawdzenie liczników zadziałań
ograniczników przepięć, których
zadziałania są rejestrowane i analizowane
Pomiar rezystancji uziemienia lub
rezystancji przejścia do sprawdzonego
układu uziomowego
Terminy wykonania
70 % wartości wymaganej przy przyjmowaniu przekładników
do eksploatacji
Olej przekładnika o napięciu znamionowym 110 kV lub
niŜszym powinien spełniać wymagania jak dla transformatorów
o mocy do 100 MVA
Rezystancja uziemienia nie większa niŜ 5 Ω, a rezystancja
przejścia nie większa niŜ 0,1 Ω
Licznik powinien zadziałać przy impulsie prądowym
z kondensatora
chyba, Ŝe instrukcja
fabryczna przewiduje inaczej
Rezystancja uziemienia nie większa niŜ 5 Ω, a rezystancja
przejścia nie większa niŜ 0,1 Ω
Pomiar prądu sterującego
Wartość prądu sterującego mierzona przy znamionowym
napięciu i przeliczona do temperatury 200C nie powinna być
większa od wartości podanej przez wytwórcę
Wartość rezystancji izolacji nie powinna być mniejsza niŜ
1 000MΩ
Wartość rezystancji izolacji wykonywanej megaomomierzem o
napięciu 2,5 kV nie powinna być mniejsza niŜ 2 000 MΩ
Pomiar pojemności kondensatorów
a/ róŜnica pojemności kondensatora w stosunku do wartości
pomierzonej przy przyjmowaniu do eksploatacji nie przekracza:
3% dla kondensatorów o nap. Znamion. wyŜszym niŜ 1 kV
5% dla kondensatorów o nap. Znamion. niŜszym od 1 kV
b/ róŜnica pojemności poszczególnych faz baterii, w odniesieniu
do największej pojemności nie powinna być większa niŜ:
15% dla baterii łączonej w trójkąt
5% dla baterii łączonej w gwiazdę
c/ róŜnica pomiędzy pojemnościami grup kondensatorów łączonych
szeregowo w jednej fazie nie powinna być większa niŜ 4%
największej pojemności
Po wymianie kondensatora ,
po zmianie mocy baterii oraz
po stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy
Lp.
9
Nazwa urządzenia
Transformatory suche
Pomiar prądu ustalonego
Pomiar rezystancji izolacji R60
Pomiar rezystancji uzwojeń lub pomiar
przekładni
Transformatory olejowe
o mocy 0,02 – 1,6 MVA
Pomiar rezystancji izolacji i wskaźników
R60 i R15
przekładni
Badanie oleju (transformator
z konserwatorem) w zakresie:
- wyglądu
Transformatory
uziemiające i dławiki do
kompensacji
ziemnozwarciowej
- rezystywności
- napięcia przebicia
Pomiar rezystancji izolacji i wskaźników
R60 i R15
przekładni
Badanie oleju (transformator
z konserwatorem) w zakresie:
- wyglądu
- rezystywności
- napięcia przebicia
Terminy wykonania
a/ ustalony prąd baterii nie jest mniejszy od 130% prądu
znamionowego
b/ wartości prądów przewodowych w poszczególnych fazach nie
róŜnią się między sobą więcej n iŜ wynika to z asymetrii napięcia
zasilającego i pojemności fazowych baterii
Po wymianie kondensatora ,
po zmianie mocy baterii
oraz po stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy
Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora – dla
transformatorów nowych i po remoncie lub R60 ≥35 MΩ przy
30 oC – dla transformatorσw w eksploatacji
transformatorów nowych i po remoncie oraz w eksploatacji
Przed uruchomieniem
transformatora, po remoncie
oraz po stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy, nie
wymaga się badania
transformatora w czasie jego
prawidłowej eksploatacji
transformatorów nowych i po remoncie lub R60 ≥ 35 MΩ przy
transformatorów nowych i po remoncie w eksploatacji
Przed uruchomieniem
transformatora, po
remoncie oraz po
stwierdzeniu
nieprawidłowej pracy,
nie wymaga się badania
transformatora
Wygląd klarowny, brak wody wydzielonej i bez zawartości ciał w czasie jego prawidłowej
eksploatacji
obcych
9
o
Rezystywność nie niŜsza niŜ 1x10 Ω m przy 50 C
Napięcie przebicia nie niŜsze niŜ 35 kV przy temp. otoczenia
Przed uruchomieniem
transformatorów nowych i po remoncie lub R60 ≥ 35 MΩ przy transformatora i dławika,
po remoncie lecz nie
transformatorów nowych i po remoncie w eksploatacji
Wygląd klarowny, brak wody wydzielonej i bez zawartości ciał
obcych
Rezystywność nie niŜsza niŜ 1x109 Ω m przy 50 oC
Napięcie przebicia nie niŜsze niŜ 35 kV przy temp. otoczenia
Lp.
Nazwa urządzenia
Transformatory olejowe
o mocy większej od
1,6 MVA i mniejszej lub
równej 100 MVA
oraz napięciu
znamionowym nie
wyŜszym niŜ 110 kV
Stopień I
Badania podstawowe
Zakres badań:
− oględziny zewnętrzne,
−
− analiza chromatograficzna składu
gazów rozpuszczonych w oleju
− badanie oleju w zakresie:
•
•
wyglądu
•
•
•
•
•
•
liczby kwasowej
temperatury zapłonu
napięcia przebicia
rezystywność
współczynnik stratności tgδ
zawartość wody mierzona metodą
K. Fischera
Stopień II
Badania specjalistyczne
Zakres badań:
− pomiar rezystancji uzwojeń
− pomiar przekładni
− pomiar prądów magnesujących
− badanie przełącznika zaczepów
− analiza chromatograficzna składu
gazów rozpuszczonych w oleju
•
•
•
•
•
•
−
−
−
−
−
Terminy wykonania
Po pierwszym roku
eksploatacji a następnie
Brak gazów rozpuszczonych w oleju wskazujących na
uszkodzenie
Wygląd klarowny, brak wody wydzielonej i bez zawartości
stałych ciał obcych
Liczba kwasowa nie wyŜsza niŜ 0,4mg KOH/g
Temperatura zapłonu nie niŜsza niŜ 130 C
Napięcie przebicia nie mniejsze niŜ 40 kV przy 20 oC
Rezystywność nie mniejsza niŜ 1x1010 Ωm przy 50 oC
Współczynnik stratności nie wyŜszy niŜ 0,1 przy 50 oC i 50
Hz
Zawartość wody niŜsza od 40 ppm
Zgodnie z danymi wytwórcy
Brak gazów rozpuszczonych w oleju wskazujących na
uszkodzenie
Wykonanie w przypadku
uzyskania negatywnych
wyników badań zakresu
podstawowego
Lp.
Nazwa urządzenia
Stopień III
Badania okresowe
Zakres badań:
pomiar rezystancji izolacji wskaźnika
−
R60 i R15
−
10
Baterie akumulatorów i
prostowniki
pomiar rezystancji uzwojeń lub
przekładni
− przegląd i badanie podobciąŜeniowego
przełącznika zaczepów
Pomiar pojemności baterii
Pomiar gęstości elektrolitu
Pomiar napięcia baterii
Pomiar temperatury ogniw
Pomiar rezystancji łączników baterii
Kontrola ciągłości obwodów głównych
baterii
Sprawdzenie sygnalizacji awaryjnej
prostownika
−
−
Terminy wykonania
Wykonywane
Rezystancja izolacji w układzie doziemnym R300 ≥ 75 w przypadku uzyskania
negatywnych wyników badań z
MΩ przy temp. 30 oC dla uzwojeρ o napięciu
zakresu podstawowego
znamionowym do 40 kV,
R300 ≥ 100 MΩ przy temp. 30 oC dla uzwojeρ o
napięciu znamionowym powyŜej 50 kV
Rezystancja izolacji w układzie między uzwojeniami
R300 ≥ 250 MΩ przy temp. 30 oC
Wskaźnik izolacji R60/R15
R60/R15 ≥ 1,2 w układzie doziemnym
R60/R15 ≥ 1,3 w układzie między uzwojeniami,
zgodna z danymi wytwórcy
Co 3 lata lub 15 tys. przełączeń
Pojemność nie moŜe być mniejsza niŜ 80% pojemności
znamionowej przy 20oC
Gęstość zawiera się w granicach 1.20 – 1.27 g/cm3 w
zaleŜności od typu ogniwa przy 20oC
Wartości napięć poszczególnych ogniw nie powinny się
róŜnić od wartości średniej:
- dla pojedynczych ogniw - +0.1V lub –0.05V
- dla monobloków 6V - +0.3V lub –0.15V
- dla monobloków 12V - +0.6V lub -0.3V
Wartości temperatury poszczególnych ogniw nie powinny
róŜnic się więcej niŜ o 5oC i zawierać się w zakresie od
+15oC do +25oC
Wartość pomiaru powinna być niŜsza niŜ 130% wartości
średniej.
Prostowniki powinny sygnalizować lokalnie i zdalnie
nienormalny stan pracy.
Dokładne terminy określono
w Instrukcji eksploatacji
układów zasilających napięcia
stałego, przemiennego i
gwarantowanego, będącej
dokumentem związanym z
niniejszą Instrukcją
Lp.
11
Nazwa urządzenia
Obwody wtórne układów
automatyki
zabezpieczeniowej,
z wyjątkiem układów
mikroprocesorowych
z samokontrolą
Pomiar rezystancji izolacji obwodów
w stacjach i rozdzielniach napowietrznych
Sprawdzenie funkcjonalne
pomiarowo – ruchowych
rejestrujące
Sprawdzenie parametrów ruchowych
Sprawdzenie funkcjonalne działania
i rejestracji
telemechaniki
Terminy wykonania
Rezystancja izolacji nie mniejsza niŜ 1 MΩ z tym, Ŝe dla Dokładne terminy określono
kaŜdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie w Instrukcji eksploatacji układów zabezpieczających, pomiamniejsza niŜ 10 MΩ
rowych, regulacyjnych i
sterowniczo-sygnalizacyjnych
urządzeń elektrycznych, będącej dokumentem związanym z
niniejszą Instrukcją.
Zgodnie z przyjętym programem działania układu
Raz na rok
elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej
Rezystancja izolacji nie mniejsza niŜ 1 MΩ, z tym Ŝe dla Nie rzadziej niŜ co 5 lat
kaŜdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie
mniejsza niŜ 10 MΩ
Dokładność do 2,5 %
Rezystancja izolacji nie mniejsza niŜ 1 MΩ, z tym Ŝe dla Dokładne terminy określono
kaŜdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie w Instrukcji eksploatacji
układów zabezpieczających,
pomiarowych, regulacyjnych
i sterowniczo-sygnalizacyjnych
urządzeń elektrycznych,
będącej dokumentem związanym z niniejszą Instrukcją
Zgodnie z przyjętym programem działania układów
Zgodnie z instrukcją producenta
rejestrujących
uznając poprawne zadziałanie
za sprawdzenie funkcjonalne
Rezystancja izolacji nie mniejsza niŜ 1 MΩ, z tym Ŝe dla Dokładne terminy określono
kaŜdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie w Instrukcji eksploatacji
układów zabezpieczających,
pomiarowych, regulacyjnych i
sterowniczo-sygnalizacyjnych
urządzeń elektrycznych,
będącej dokumentem związanym z niniejszą Instrukcją.
Lp.
Nazwa urządzenia
sterowania
12
13
Ochrona
przeciwporaŜeniowa
w elektroenergetycznych
rozdzielniach o napięciu
znamionowym 110 kV
Ochrona
przeciwporaŜeniowa
w elektroenergetycznych
rozdzielniach o napięciu
znamionowym wyŜszym
od 1 kV, a niŜszym niŜ
110 kV
Linia o napięciu
znamionowym do 1 kV
Sprawdzenie wartości nastawionych
Dokładność do 5 % przy zasilaniu napięciem
pomocniczym w zakresie 0,8 – 1,1 Unom
telemechaniki
Pomiar rezystancji izolacji w stacjach
i rozdzielniach napowietrznych podczas
sprawdzania typu “pełne” i “skrócone”
Rezystancja izolacji nie mniejsza niŜ 1 MΩ, z tym Ŝe dla
kaŜdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie
sterowania
i sygnalizacji
Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony
przeciwporaŜeniowej przy wyznaczaniu napięcia raŜenia i
sprawdzaniu zagroŜenia spowodowanego wynoszeniem
potencjału dopuszcza się stosowanie metod
obliczeniowych
przeciwporaŜeniowej
Pomiar rezystancji uziemienia
Pomiar napięcia raŜenia
Sprawdzenie zagroŜenia spowodowanego
wynoszeniem z rozdzielni wysokiego
potencjału ziemnozwarciowego
Pomiar rezystancji uziemienia
Pomiar napięcia raŜenia
Pomiar napięć i obciąŜeń
Zgodnie z przepisami w sprawie obciąŜeń prądem
przewodów
i kabli
Sprawdzenie skuteczności działania
środków ochrony przeciwporaŜeniowej
Pomiar rezystancji uziemień roboczych
i ochronnych
Terminy wykonania
Dokładne terminy określono
w Instrukcji eksploatacji układów
telemechaniki, będącej
dokumentem związanym
z niniejszą Instrukcją.
Nie rzadziej niŜ raz na rok
uznając poprawne zadziałanie za
sprawdzenie funkcjonalne
Nie rzadziej niŜ co 1 rok
Nie rzadziej niŜ raz na rok
uznając poprawne zadziałanie za
sprawdzenie funkcjonalne
Nie rzadziej niŜ co 5 lat oraz po
zmianie warunków
powodujących wzrost prądów
uziomowych rozdzielni
Nie rzadziej niŜ co 5 lat,
w miarę moŜliwości
w czasie największego
obciąŜenia
Lp.
14
Nazwa urządzenia
Instalacje odbiorcze
Pomiar napięć i obciąŜeń
w budynkach, o napięciu
znamionowym do 1 kV Sprawdzenie skuteczności działania
środków ochrony przeciwporaŜeniowej
Pomiar rezystancji uziemień roboczych
i ochronnych
Sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony
Pomiar rezystancji izolacji przewodów
roboczych instalacji
Zgodnie z przepisami w sprawie obciąŜeń
prądem przewodów i kabli
Odpowiadające wymaganiom przy
przyjmowaniu instalacji do eksploatacji
Terminy wykonania
Nie rzadziej niŜ co 5 lat, w miarę moŜliwości
w okresie największego obciąŜenia
1. Instalacje na otwartym powietrzu albo
w pomieszczeniach o wilgotności
względnej ok. 100 %, o temperaturze
powietrza wyŜszej od + 35 C lub
o wyziewach Ŝrących – nie rzadziej niŜ raz
w roku
2. Instalacje w pomieszczeniach o wilgotności
względnej wyŜszej od 75 % do 100 %
zapylonych oraz zaliczonych do kategorii
ZLI, ZLII, ZLIII, ZLV zagroŜenia ludzi –
3. Instalacje w pozostałych pomieszczeniach
– nie rzadziej niŜ co 5 lat, w przypadku
zainstalowania wyłączników róŜnicowo –
prądowych moŜna nie wykonywać
pomiarów rezystancji izolacji
1. Instalacje w pomieszczeniach o wyziewach
wyziewach Ŝrących lub zaliczonych do
kategorii ZLI, ZLII, ZLIII, ZLV zagroŜenia
ludzi – nie rzadziej niŜ raz w roku
2. Instalacje na otwartym powietrzu lub
w pomieszczeniach o wilgotności
względnej wyŜszej od 75 % do 100 %
o temperaturze powietrza wyŜszej od 35 C
lub zapylonych – nie rzadziej niŜ co 5 lat
3. Instalacje w pozostałych pomieszczeniach
– nie rzadziej niŜ co 5 lat
Załącznik nr 5
SZCZEGÓŁOWE WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK
WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI ROZDZIELCZEJ
1.
1.1.
Wymagania zawarte w punktach od 1.2 do 6.9 dotyczą jednostek wytwórczych
przyłączanych i przyłączonych do sieci rozdzielczej. Dla istniejących jednostek
wytwórczych nie spełniających przedmiotowych wymagań technicznych ustala się
okres dostosowawczy na ich spełnienie obowiązujący do końca 2005 r.
1.2.
Operator systemu rozdzielczego ustala do sieci o jakim poziomie napięcia
znamionowego naleŜy przyłączyć wytwórcę, w zaleŜności od wielkości mocy
przyłączeniowej i lokalnych warunków pracy sieci rozdzielczej oraz
z uwzględnieniem wyników ekspertyzy wpływu przyłączanych instalacji na KSE.
Zakres ekspertyzy wykonywanej i dostarczanej przez wytwórcę wraz z wnioskiem
o określenie warunków przyłączenia wymaga uzgodnienia z operatorem systemu
rozdzielczego.
1.3.
Przyłączenie jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej realizowane jest za
pomocą przyłącza, wyposaŜonego w urządzenia umoŜliwiające jej odłączenie oraz
stworzenie przerwy izolacyjnej, dostępnego w sposób nieograniczony dla operatora
1.4.
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyŜej 150 kVA przyłączane do sieci
rozdzielczej powinny być zautomatyzowane i dostosowane do zdalnego
sterowania. Operator systemu rozdzielczego decyduje o konieczności wyposaŜenia
łącznika sprzęgającego jednostkę wytwórczą z siecią rozdzielczą w urządzenia
umoŜliwiające zdalne sterowanie.
1.5.
W przypadku generatorów asynchronicznych moc zwarciowa w miejscu
przyłączenia do sieci rozdzielczej powinna być przynajmniej 20 razy większa od
ich mocy przyłączeniowej.
2.
URZĄDZENIA ŁĄCZENIOWE
2.1.
Jednostki wytwórcze muszą posiadać następujące urządzenia łączeniowe:
a) łącznik dostosowany do wyłączania jednostki wytwórczej,
b) łącznik do odłączania jednostki wytwórczej i stwarzania widocznej przerwy.
2.2.
W przypadku, gdy w układzie sieci jest moŜliwa praca wyspowa jednostki
wytwórczej, musi ona posiadać dodatkowo łącznik dostosowany do jej wyłączania,
zabudowany pomiędzy łącznikami, o których mowa w p. 2.1.
2.3.
Operator systemu rozdzielczego koordynuje pracę łącznika, o którym mowa
w p. 2.1.b i decyduje o konieczności jego wyposaŜenia w system zdalnego
sterowania.
2.4.
Urządzenia łączeniowe, o których mowa w p. 2.1 i 2.2 muszą posiadać zdolność
łączeniową obciąŜenia dostosowaną do mocy zainstalowanych urządzeń i mocy
zwarciowej w miejscu ich zainstalowania. Do tego celu mogą być wykorzystane:
a) wyłącznik mocy,
b) rozłącznik mocy,
c) stycznik z włączonym w szereg (tj. pomiędzy jednostkę wytwórczą a stycznik)
zabezpieczeniem zwarciowym.
2.5.
Dopuszcza się stosowanie rozłączników bezpiecznikowych jako łączników do
stwarzania widocznej przerwy.
2.6.
Dopuszcza się wyłączanie urządzeń łączeniowych przez zabezpieczenie
zintegrowane konstrukcyjnie z danym łącznikiem, bądź przez autonomiczne
układy zabezpieczeń.
2.7.
W przypadku zastosowania stycznika jako urządzenia łączeniowego, stycznik ten
powinien być tak dobrany, aby jego zdolność łączeniowa w dolnym zakresie
działania bezpiecznika była wystarczająca do bezpiecznego wielobiegunowego
wyłączenia jednostki wytwórczej. Styki stycznika nie mogą wpadać w drgania na
skutek sił elektrodynamicznych występujących przy zwarciu.
2.8.
Urządzenia łączeniowe jednostek wytwórczych współpracujących z falownikami,
powinny być zlokalizowane po stronie prądu przemiennego falownika.
2.9.
Impuls wyłączający przesłany od zabezpieczeń do urządzenia łączeniowego musi
powodować bezzwłoczne wyłączenie jednostki wytwórczej przez to urządzenie.
2.10.
Przy zastosowaniu bezpieczników topikowych jako zabezpieczeń zwarciowych,
urządzenie łączeniowe powinno być zwymiarowane co najmniej według zakresu
działania zastosowanego bezpiecznika topikowego.
2.11.
Instalacja słuŜąca do wyprowadzenia mocy z jednostki wytwórczej powinna
posiadać wytrzymałość zwarciową dostosowaną do warunków zwarciowych
występujących w miejscu przyłączenia do sieci rozdzielczej.
3.
ZABEZPIECZENIA
3.1.
Jednostki wytwórcze powinny być wyposaŜone w zabezpieczenia podstawowe
oraz zabezpieczenia dodatkowe, zgodnie z p. od 3.2 do 3.19.
3.2.
Zabezpieczenia podstawowe jednostek wytwórczych powinny zostać dobrane
zgodnie z obowiązującymi przepisami i normami. Zabezpieczenia te powinny
działać na urządzenie łączeniowe określone w p. 2.1.a, powodując wyłączenie
jednostki wytwórczej z ruchu.
3.3.
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej do 100 kVA z generatorami
asynchronicznymi lub synchronicznymi powinny być wyposaŜone w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia zerowo-nadnapięciowe oraz
zabezpieczenia do ochrony przed: obniŜeniem napięcia, wzrostem napięcia oraz
wzrostem prędkości obrotowej.
3.4.
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyŜej 100 kVA powinny być
wyposaŜone w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia zerowonadnapięciowe oraz zabezpieczenia do ochrony przed: obniŜeniem napięcia,
wzrostem napięcia, obniŜeniem częstotliwości oraz wzrostem częstotliwości.
3.5.
Jednostki wytwórcze współpracujące z falownikami powinny być wyposaŜone
w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia do ochrony przed:
obniŜeniem napięcia oraz wzrostem napięcia, jak równieŜ w urządzenia
pozwalające na kontrolowanie i utrzymywanie zadanych parametrów jakościowych
energii elektrycznej.
3.6.
Operator systemu rozdzielczego decyduje o potrzebie wyposaŜenia jednostek
wytwórczych w zabezpieczenie od mocy zwrotnej.
3.7.
Zabezpieczenia dodatkowe powinny powodować otwarcie łącznika sprzęgającego
jednostkę wytwórczą z siecią rozdzielczą. W zaleŜności od rodzaju pracy jednostki
wytwórczej łącznikiem sprzęgającym jest:
a) łącznik określony w p. 2.1.a, gdy jednostka wytwórcza nie ma moŜliwości
pracy wyspowej,
b) łącznik określony w p. 2.2, gdy jednostka wytwórcza ma moŜliwość pracy
wyspowej.
3.8.
Operator systemu rozdzielczego ustala nastawy oraz zwłokę czasową działania
zabezpieczeń dodatkowych, w zaleŜności od miejsca przyłączenia jednostki
wytwórczej do sieci rozdzielczej.
3.9.
Zabezpieczenie dodatkowe do ochrony przed obniŜeniem lub wzrostem napięcia
musi być wykonane trójfazowo. Jednostka wytwórcza przy obniŜeniu lub wzroście
napięcia w jednym z przewodów fazowych musi być odłączona od sieci
trójbiegunowo.
3.10.
Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci nN bez moŜliwości pracy
wyspowej, zabezpieczenia dodatkowe mogą być zawarte w zestawie zabezpieczeń
podstawowych generatora. Natomiast dla jednostek wytwórczych z moŜliwością
pracy wyspowej, zabezpieczenia dodatkowe powinny stanowić oddzielny zestaw
zabezpieczeń.
3.11.
Dla zabezpieczeń dodatkowych do ochrony przed: wzrostem częstotliwości,
obniŜeniem częstotliwości oraz obniŜeniem napięcia wielkości pomiarowe
powinny być pobierane po stronie nN. Natomiast dla zabezpieczeń dodatkowych:
zerowo-nadnapięciowych oraz do ochrony przed wzrostem napięcia wielkości
pomiarowe powinny być pobierane po stronie SN.
3.12.
Dla generatorów synchronicznych lub asynchronicznych czas działania
zabezpieczeń dodatkowych i czas własny łącznika sprzęgającego muszą być tak
dobrane, aby wyłączenie generatora nastąpiło podczas zaników napięcia
spowodowanych zadziałaniem automatyki SPZ lub SZR.
3.13.
Elektrownie wiatrowe z generatorami asynchronicznymi naleŜy wyposaŜyć
w automatykę bezzwłocznego wyłączania elektrowni po przejściu do pracy na
wydzieloną sieć.
3.14.
W przypadku zwarcia w linii, do której przyłączona jest elektrownia wiatrowa
automatyka zabezpieczeniowa elektrowni powinna:
a) wyłączać ją w czasie krótszym od czasu działania istniejącego zabezpieczenia
linii,
b) załączać elektrownię samoczynnie po czasie 30 s, liczonym od zakończenia
udanego cyklu SPZ.
3.15.
W przypadku zwarcia w elektrowni wiatrowej z generatorem asynchronicznym
automatyka zabezpieczeniowa powinna wyłączać ją bezzwłocznie lub ze zwłoką
czasową uzgodnioną z operatorem systemu rozdzielczego.
3.16.
W przypadku zadziałania SZR w stacji, do której przyłączona jest elektrownia
wiatrowa, automatyka zabezpieczeniowa elektrowni powinna:
a) wyłączać ją w czasie krótszym od czasu działania istniejącego zabezpieczenia
stacji,
b) załączać elektrownię samoczynnie po czasie 30 s, liczonym od zakończenia
cyklu SZR.
3.17.
Operator systemu rozdzielczego ustala rodzaj stosowanych środków ochrony
przeciwporaŜeniowej, w zaleŜności od typu zastosowanych urządzeń, ich mocy
osiągalnej oraz charakteru pracy jednostki wytwórczej.
3.18.
Środki ochrony przeciwporaŜeniowej, zaleŜnie od miejsca występowania
zagroŜenia powinny powodować wyłączenie elementu jednostki wytwórczej
stwarzającego zagroŜenie bądź odstawienie z ruchu całej jednostki wytwórczej.
3.19.
Operator systemu rozdzielczego decyduje o potrzebie stosowania zabezpieczeń
róŜnicowoprądowych dla poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych.
4.
KOMPENSACJA MOCY BIERNEJ
4.1.
Współczynnik mocy jednostki wytwórczej nie powinien przekraczać tgφ=0,4.
4.2.
Nie jest wymagane stosowanie urządzeń do kompensacji mocy biernej
w przypadku jednostek wytwórczych, których moc osiągalna określona na przewód
fazowy nie przekracza 4,6 kVA (5 kWp dla jednostek wytwórczych
fotowoltaicznych). W pozostałych jednostkach wytwórczych naleŜy stosować
urządzenia do kompensacji mocy biernej. W jednostkach wytwórczych
charakteryzujących się pracą ze zmienną mocą, w szczególności w elektrowniach
wiatrowych naleŜy stosować układy automatycznej regulacji mocy biernej.
4.3.
Moc kondensatorów w urządzeniach do kompensacji mocy biernej przyjmuje się
na poziomie 45 % mocy czynnej generatora.
4.4.
Moc bierną przy generatorach synchronicznych naleŜy regulować przy pomocy
wzbudzenia. W jednostkach wytwórczych charakteryzujących się pracą ze zmienną
mocą, w szczególności w elektrowniach wiatrowych naleŜy stosować układy
automatycznej regulacji wzbudzenia.
4.5.
W przypadku generatorów asynchronicznych układ słuŜący do automatycznego
bądź ręcznego załączania kondensatorów do kompensacji mocy biernej powinien
być tak skonstruowany, aby nie było moŜliwe załączenie baterii kondensatorów
przed dokonaniem rozruchu generatora. Wyłączenie generatora i baterii
kondensatorów następuje równocześnie.
4.6.
Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej poprzez falowniki
sieciowzbudne obowiązują warunki dotyczące załączania i odłączania
kondensatorów oraz warunki ich doboru takie same, jak przy generatorach
asynchronicznych. W jednostkach wytwórczych z falownikami niezaleŜnymi
kompensacja mocy biernej nie jest wymagana.
5.
ZAŁĄCZANIE JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
5.1.
Załączenie jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej jest moŜliwe tylko, gdy
napięcie sieci istnieje we wszystkich trzech fazach i posiada odpowiednie
parametry. W przypadku stosowania ochrony przed obniŜeniem napięcia
powodującej odłączenie jednostki wytwórczej od sieci rozdzielczej, powinna ona
mieć zwłokę czasową rzędu kilku minut pomiędzy powrotem napięcia w sieci
rozdzielczej a ponownym załączeniem jednostki wytwórczej.
5.2.
Dla generatorów asynchronicznych, których rozruch odbywa się przy
wykorzystaniu silnika napędowego, załączenie do sieci rozdzielczej powinno
następować przy prędkości obrotowej pomiędzy 95 ÷ 105 % prędkości
synchronicznej. Przy zdolnych do pracy wyspowej, samowzbudnych generatorach
asynchronicznych naleŜy dotrzymać warunków jak dla załączania generatorów
synchronicznych, określonych w p. 5.5.
5.3.
Dla generatorów asynchronicznych, które dokonują rozruchu jako silnik
obowiązują warunki jak dla przyłączania silników elektrycznych. Dla generatorów
o mocy osiągalnej do 100 kVA przyłączonych do sieci rozdzielczej nN prąd
rozruchu nie powinien przekraczać wartości 60 A. Dla pozostałych jednostek
wytwórczych prąd rozruchu naleŜy ograniczyć w sposób zapobiegający ujemnemu
wpływowi na sieć rozdzielczą.
5.4.
Spadki napięć w sieci rozdzielczej spowodowane rozruchem generatorów
asynchronicznych nie mogą przekraczać wartości 10 %.
5.5.
Dla generatorów synchronicznych wymagane jest urządzenie synchronizujące, za
pomocą którego moŜna kontrolować dotrzymanie następujących warunków
synchronizacji w momencie załączania generatora:
a) róŜnica napięć
–
∆U < ± 10 % Un,
b) róŜnica częstotliwości
–
∆f < ± 0,5 Hz,
c) róŜnica kąta fazowego
–
∆φ < ± 10°,
5.6.
Operator systemu rozdzielczego moŜe ustalić węŜsze granice warunków
synchronizacji w momencie załączania generatorów synchronicznych niŜ podane
w p. 5.5.
5.7.
Falowniki załącza się tylko, gdy są one bez napięcia po stronie prądu
przemiennego. Przy zdolnych do pracy wyspowej jednostkach wytwórczych
z falownikami, które nie są przyłączane beznapięciowo, naleŜy dotrzymać
warunków jak dla załączania generatorów synchronicznych.
5.8.
Załączanie generatorów do ruchu powinno odbywać się sekwencyjnie, w trybie
uzgodnionym z operatorem systemu rozdzielczego.
5.9.
Operator systemu rozdzielczego określa liczbę łączeń generatorów z siecią
rozdzielczą w przedziale 2-godzinnym.
6.
CZĘSTOTLIWOŚĆ I NAPIĘCIE
6.1.
Oddziaływanie jednostek wytwórczych na warunki pracy sieci rozdzielczej naleŜy
ograniczać w takim stopniu, aby nie zostały przekroczone, w miejscu przyłączenia
jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej, wymagania określone w p. od 6.2
do 6.9.
6.2.
Częstotliwość znamionowa wynosi 50 Hz z dopuszczalnym odchyleniem
zawierającym się w przedziale od - 0,5Hz do + 0,2 Hz.
6.3.
Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej odchylenie
napięcia od znamionowego w miejscu przyłączenia do sieci nie moŜe przekraczać,
w czasie 15 minut, wartości +5 lub -10 %.
6.4.
Szybkie zmiany napięcia spowodowane pulsacją mocy w elektrowni wiatrowej
o częstotliwości rzędu 1 Hz powinny mieć amplitudę nie większą niŜ 0,7%.
6.5.
Zawartość poszczególnych harmonicznych odniesionych
podstawowej nie moŜe przekraczać odpowiednio:
do
harmonicznej
a) 1,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyŜszym
niŜ 110 kV i wyŜszym niŜ 30 kV,
b) 3,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyŜszym
c) 5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyŜszym
niŜ 1 kV.
6.6.
Współczynnik THD odkształcenia napięcia nie moŜe przekraczać odpowiednio:
a) 2,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyŜszym
b) 5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyŜszym
c) 8,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyŜszym
niŜ 1 kV.
6.7.
Dla jednostek wytwórczych współpracujących z falownikami, w których
zastosowany jest przekształtnik sześciopołówkowy z wygładzaniem indukcyjnym
i nie są stosowane szczególne środki do redukcji wyŜszych harmonicznych,
powinien być spełniony następujący warunek:
S rA
1
<
S kV 120
gdzie:
SrA – moc osiągalna jednostki wytwórczej,
SkV – moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci
rozdzielczej, określona jako iloraz kwadratu napięcia znamionowego sieci
oraz sumy impedancji linii od transformatora do miejsca przyłączenia
i impedancji transformatora.
6.8.
W normalnych warunkach pracy sieci rozdzielczej, w ciągu kaŜdego tygodnia,
długookresowa uciąŜliwość migotania światła spowodowana wahaniami napięcia,
przez 95 % czasu powinna spełniać warunek: Pit ≤ 1, gdzie Pit oznacza wskaźnik
długookresowego migotania światła.
6.9.
Wymaganie określone w p. 6.8 jest równieŜ spełnione w przypadkach, gdy:
- dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci SN zasilanych z szyn stacji
110/SN:
S rA
× 100% < 2 N
S kV
- dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci nN:
S rA
3%
× 100% <
S kV
k
gdzie:
SrA
– moc osiągalna jednostki wytwórczej,
SkV
– moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci
rozdzielczej,
N
– liczba przekształtników tyrystorowych o jednakowych lub zbliŜonych do
siebie mocach znamionowych, współpracujących z jednostką
wytwórczą,
k
– współczynnik wynoszący:
1
- dla generatorów synchronicznych,
2
- dla generatorów asynchronicznych, które są załączane przy
95 % ÷ 105 % ich prędkości synchronicznej,
Ia/Ir - dla generatorów asynchronicznych, które są wprowadzane na
obroty jako silnik,
8
- dla przypadków, gdy nie jest znany prąd rozruchu,
Ia
– prąd rozruchowy,
Ir
– znamionowy prąd ciągły.
7.
SŁOWNIK SKRÓTÓW I POJĘĆ
KWp
Jednostka mocy szczytowej baterii słonecznej, która jest oddawana przy
określonym promieniowaniu słonecznym.
Pit
Wskaźnik
długookresowego
migotania
światła,
obliczany
z sekwencji 12 kolejnych wartości Pst, zgodnie ze wzorem:
Pit = 3
Psti3
.
∑
i =1 12
12
Pst
Wskaźnik krótkookresowego migotania światła, mierzony przez
10 minut.
SPZ
Samoczynne ponowne załączanie - automatyka elektroenergetyczna,
której działanie polega na samoczynnym podaniu impulsu
załączającego wyłącznik liniowy bezzwłocznie lub po upływie
odpowiednio dobranego czasu, po przejściu tego wyłącznika w stan
otwarcia.
SZR
Samoczynne załączanie rezerwy - automatyka elektroenergetyczna,
której działanie polega na samoczynnym przełączeniu odbiorców
z zasilania ze źródła podstawowego na zasilanie ze źródła
rezerwowego, w przypadku nadmiernego obniŜenia się napięcia lub
zaniku napięcia.
THD
Współczynnik
odkształcenia napięcia harmonicznymi,
zgodnie ze wzorem: THD =
40
∑ (U )
h=2
Uh
2
h
obliczany
.
Iloraz wartości skutecznych harmonicznej rzędu h i składowej
podstawowej napięcia.
Załącznik nr 6
REGULAMIN
BILANSOWANIA
I
ROZLICZEŃ
ROZDZIELCZEJ - stanowiący odrębne opracowanie
W
SIECI
Załącznik nr 7
WYKAZ LINII I STACJI NARAśONYCH NA SZKODLIWE WPŁYWY
ATMOSFERYCZNE
I
NISZCZĄCE
DZIAŁANIE
CZYNNIKÓW
WYSTĘPUJĄCYCH PODCZAS UśYTKOWANIA
1.
Wykaz linii SN
L.p.
Nazwa linii
1
Kłodawa I
2
Kłodawa II
3
Kłodawa III
4
Koło – Kłodawa
5
Dąbie - Kłodawa do odł. 492
6
Koło Wsch. – Kłodawa
7
Kłodawa – Chodów
8
Kłodawa – Przedecz
9
Kłodawa – Dzierzbice
10
Kłodawa – Babiak
11
Koło - Turek od odł. 808 do 1330 , od 1252 do 1253 i od 1240 do
1241
2.
Wykaz stacji i linii nN
L.p.
Stacja
1
E-224 Krzewata C
2
E-225 Pomarzany
3
E-226 Cząstków
4
E-227 Cząstków
5
E-228 Czastków
6
E-229 Pomarzany C
7
E-230 Pomarzany B
8
E-231 Pomarzany Fabryczne
9
E-232 Dabrówka I
10
E-233 Dabrówka II
11
E-234 Krzykosy I
12
E-235 Krzykosy II
13
E-236 Krzykosy III
14
E-237 Krzykosy IV
15
E-238 Krzykosy V
16
E-243 Głogowa
17
E-245 Zbójno A
18
E-246 Zbójno B
19
E-247 Zbójno C
20
E-248 Kobylata I
21
E-249 Kobylata II
22
E-250 Kobylata III
23
E-251 Łączówka
24
E-252 Bierzwienna Długa Kolonia A
25
E-253 Bierzwienna Długa Kolonia B
26
E-254 Bierzwienna Długa Kolonia C
27
E-255 Bierzwienna Długa Kolonia D
28
E-256 Słupeczka I
29
E-257 Słupeczka II
30
E-258 Bierzwienna parcele
31
E-259 Słupeczka VI
32
E-260 Słupeczka IV
33
E-261 Byliczki
34
E-262 Okoleniec A
35
E-263 Okoleniec B
36
E-264 Bierzwienna Długa A
37
E-265 Bierzwienna Długa B
38
E-266 Bierzwienna Długa C
39
E-267 Leszcze I
40
E-268 Leszcze II
41
E-269 Leszcze III
42
E-280 Bakun I
43
E-281 Kłodawa miasto
44
E-283 Kłodawa ul. Włocławska
45
E-284 Kłodawa – młyn
46
E-285 Kłodawa
47
E-286 Kłodawa
48
E-287 Kłodawa
49
E-282 ŁąŜek I
50
E-288 Kłodawa ul. Bierzwieńska
51
E-289 Krzewata
53
E-290 Dąbrówka III
53
E-291 Zawadka Nowa A
54
E-292 Zawadka Nowa B
55
E-293 Zawadka Nowa C
56
E-294 Wólka Czepowa A
57
E-295 Rgilew A
58
E-296 Rgilew B
59
E-297 Rgilew C
60
E-298 Straszkówek
61
E-299 Krzewata
62
E-300 Nowa Wioska
63
E-301 Przybyszew
64
E-302 Błędów
65
E-303 Grabina
66
E-304 Głębokie
67
E-329 Janczewy
68
E-334 Felicjanów
69
E-335 Kłodawa
70
E-336 Zawadka Nowa C
71
E-337 Kłodawa ul. Włocławska
72
E-341 Józefów Guzowski
73
E-342 Wólka Czepowa B
74
E-343 Głębokie Parcele B
75
E-344 Zawadka Nowa D
76
E-345 Krzewata Górki H
77
E-347 Olszówka - hydrofornia
78
E-348 Kłodawa ul. Mickiewicza
79
E-350 Kłodawa
80
E-352 Arkuszewo I
81
E-353 Arkuszewo II
82
E-355 Arkuszewo III
83
E-359 Dziwie I
84
E-360 Dziwie II
85
E-361 Dziwie III
86
E-368 Katarzyna III
87
E-369 Katarzyna I
88
E-374 Katarzyna V
89
E-375 Kłokoczyn I
90
E-376 Kłokoczyn II
91
E-377 Łączewna
92
E-378 Łączewna II
93
E-379 Nowa Wieś Wielka I
94
E-380 Nowa Wieś Wielka II
95
E-381 Przedecz B
96
E-382 Przedecz C
97
E-383 Przedecz Kolonia
98
E-384 Przedecz
99
E-385 Przedecz
100
E-363 Jasieniec I
101
E-364 Jasieniec II
102
E-390 Rybno V
103
E-399 Trzeszczon
104
E-408 Domaników
105
E-419 Kaleń DuŜa
106
E-420 Kol. Kaleń Mała
107
E-421 Kaleń MBM
108
E-422 Kaleń Mała – szkoła
109
E-418 Niwka
110
E-423 Jagiełów
111
E-424 Studzień
112
E-425 Studzień Kaleń Mała
113
E-426 Władysławów
114
E-427 Długie A
115
E-428 Dzierzbice
116
E-429 Dzierzbice
117
E-430 Dzierzbice
118
E-431 Korczyn
119
E-432 Zieleniec A
120
E-433 Zieleniec B
121
E-434 Kocewia Mała
122
E-435 Kocewia DuŜa
123
E-436 Rdutów Nowy
124
E-437 Aleksandrów
125
E-438 Chodów
126
E-439 Chodów
127
E-440 Rdutów Stary
128
E-528 Chodów
129
E-535 Rgilew Kolonia
130
E-542 Kłodawa ul. Łąkowa
131
E-543 Janczewy D
132
E-548 Bierzwienna Długa II
133
E-551 Tarnówka
134
E-564 Kłodawa Os. 1000 Lecia
135
E-614 Dzierzbice
136
E-635 Podgajew I
137
E-636 Podgajew II
138
E-638 Rycerzew II
139
E-664 Kłodawa ul. Warszawska
140
E-666 Kłodawa - piekarnia
141
E-637 Rycerzew I
142
E-639 Rycerzew III
143
E-640 Rycerzew IV
144
E-684 Kłodawa ul. Łęczycka
145
E-685 Kłodawa
146
E-690 Turzynów
147
E-691 Turzynów
148
E-693 Niwki Kaleń DuŜa
149
E-696 Kłodawa ul. Dąbska
150
E-697 Rdutów Stary III
151
E-727 śarowo IV
152
E-723 Nowa Wieś Wielka D
153
E-724 Nowa Wieś Wielka E
154
E-725 Dziwie A
155
E-726 Dziwie C
156
E-728 Rdutów C
157
E-729 Rdutów B
158
E-730 Kłodawa ul.Cegielniana
159
E-733 Rgilew A
160
E-734 Krzewata
161
E-735 Krzewata J
162
E-736 Krzewata G
163
E-737 Krzewata D
164
E-738 Krzewata A
165
E-739 Krzewata E
166
E-740 Pomarzany A
167
E-741 Pomarzany E
168
E-742 Pomarzany F
169
E-743 Pomarzany H
170
E-744 Pomarzany J
171
E-745 Łączewna-Józefów
172
E-746 Przedecz E
173
E-747 Przedecz F
174
E-748 Przedecz G
175
E-749 Przedecz H
176
E-750 Przedecz D
177
E-751 Przedecz I
178
E-752 Przedecz
179
E-754 Arkuszewo II
180
E-755 Arkuszewo IV
181
E-756 Okoleniec C
182
E-757 Okoleniec D
183
E-758 Okoleniec E
184
E-759 Słupeczka II
185
E-760 Słupeczka V
186
E-908 Głębokie - zlewnia mleka
187
E-948 Kłodawa ul. Dąbska
188
E-949 Kłodawa
189
E-951 Kłodawa Os. Górnicze
190
E-963 Cząstków II
191
E-996 Długie B
192
E-997 Długie C
193
E-1007 Głębokie A
194
E-1008 Głębokie B
195
E-1009 Głębokie F
196
E-1010 ŁąŜek II
197
E-1011 ŁąŜek III
198
E-1012 ŁąŜek IV
199
E-1013 ŁąŜek V
200
E-1014 Kłodawa ul. Łęczycka
201
E-1015 Rgilew E
202
E-1018 Bakun
203
E-1020 Bakun IV
204
E-1021 Bakun V
205
E-1022 BakunVI
206
E-1025 Głogowa II
207
E-1026 Głogowa III
208
E-1027 Dzierzbice II
209
E-1024 Kocewia DuŜa
210
E-1028 Dzierzbice III
211
E-1038 Kłodawa Cząstków III
212
E-1039 Kłodawa Cząstków IV
213
E-1040 Katarzyna II
214
E-1041 Katarzyna IV
215
E-1037 Kłodawa ul. Przedecka
216
E-1054 Kłodawa
217
E-1060 Kłodawa Dąbska III
218
E-1077 Kłodawa ul. 11 Listopada
219
E-1078 Kłodawa ul. Toruńska
220
E-1079 Kłodawa ul. Wyszyńskiego
221
E-1082 Kłodawa - oczyszalnia ścieków
222
E-1098 Kłodawa
223
E-1100 Borysławice Kościelne
224
E-1101 Przedecz
225
E-1090 Grabina I
226
E-1091 Grabina II
227
E-1105 Kłodawa ul.Zawodnia
228
E-1108 Domaników
Uwaga: Wszystkie obwody nN wychodzące z ww. stacji, naleŜy traktować jako
naraŜone na szkodliwe
wpływy atmosferyczne i niszczące
działanie czynników występujących podczas uŜytkowania.
Załącznik nr 8
WYKAZ JEDNOSTEK
ZDETERMINOWANA
WYTWÓRCZYCH,
KTÓRYCH
PRODUKCJA
JEST
2. Jednostki wytwórcze przyłączone do sieci rozdzielczej nN
1.1. Mała Elektrownia Wodna Kalisz ( Jaz Kazimierzowski na rzece Prośnie ).
Moc zainstalowana:
• G1 – 45 kW
• G2 – 20 kW
1.2. Mała Elektrownia Wodna na rzece Prośnie w miejscowości Kowalówka.
Moc zainstalowana:
• G1 – 45 kW
• G2 – 75 kW
1.3. Mała Elektrownia Wodna na rzece Prośnie w miejscowości Wieruszów ul. Sportowa 5.
Moc zainstalowana:
• G – 55 kW
1.4. Mała Elektrownia Biogazowa zlokalizowana na składowisku odpadów w Goraninie, gm.
Ślesin
Moc zainstalowana:
• G – 100 kW
KARTY AKTUALIZACJI
Karta aktualizacji nr 1/2002 z dnia 08.11.2002 r.
Karta aktualizacji nr 1/2002
dotyczy: Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej Energetyki Kaliskiej SA
z dnia 26.06.2002 r.
1. Data wejścia w Ŝycie aktualizacji:
08.11.2002 r.
2. Imię i nazwisko osoby przeprowadzającej aktualizację:
Włodzimierz Byliński
3. Przyczyna aktualizacji:
- zmiana określenia „odbiorca końcowy” na „odbiorca” dostosowująca zapis w
Rozdziale X do zgodności z treścią Rozporządzenia RM z dnia 05.05.1998r. w
sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaŜy paliw
stałych lub ciekłych, w dostarczaniu i poborze paliw gazowych, energii elektrycznej i
ciepła oraz określenia organów uprawnionych do kontroli przestrzegania
wprowadzonych ograniczeń. Dz.U. 60 z 16.05.1998, poz 386
- wprowadzenie przez Departament Zarządzania Usługami Sieciowymi PSE SA zmian w
wykazie elementów sieci rozdzielczej, koordynowanych przez PSE SA
4. Numery punktów podlegających aktualizacji:
- X. Procedury wprowadzania przerw planowych i ograniczeń w dostarczaniu energii
elektrycznej
- Załącznik nr 1
dotycząca:
Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej Energetyki Kaliskiej z dnia
26.06.2002r. - Załącznika nr 6 Regulaminu Bilansowania i Rozliczeń w Sieci
Rozdzielczej.
20.12.2002 r.
Renata Modzelewska
wprowadzenie przez Operatora Systemu Przesyłowego dwóch dodatkowych
cen rozliczeniowych odchylenia:
ceny rozliczeniowej odchylenia sprzedaŜy energii z rynku bilansującego
(CROSh)
ceny rozliczeniowej odchylenia zakupu energii na rynek bilansujący
(CROZh)
C.5. Rozliczenia odchyleń
C.8. Raporty rozliczeniowe
D.2. Ustalanie wysokości zabezpieczenia finansowego
F.1. Oznaczenia skrótów
-
dotyczy: Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej Energetyki Kaliskiej SA
z dnia 26.06.2002 r.
04.12.2003 r.
Renata Modzelewska – w zakresie wymagań technicznych dla systemów pomiarowo –
rozliczeniowych oraz zasad dokonywania pomiarów.
Halina Ketner - w zakresie wniosku o określenie warunków przyłączenia
Włodzimierz Byliński - w zakresie przyłączenie do sieci Energetyki Kaliskiej SA Małej
Elektrowni Wodnej na rzece Prośnie w miejscowości Wieruszów
ul Sportowa 5 i Małej Elektrowni Biogazowej zlokalizowanej na
składowisku odpadów w Goraninie, gm.Ślesin
oraz
- zmian w wykazie elementów sieci rozdzielczej, koordynowanych
przez ODM Poznań.
- zmiana zapisów „Prawa o miarach” dotyczących liczników energii biernej,
- uszczegółowienie zapisów dotyczących wymagań stawianych układom pomiarowo –
rozliczeniowym,
- zmiana druku wniosku o określenie warunków przyłączenia dla klientów ubiegających
się o przyłączenie z mocą przyłączeniową do 40 kW., dostosowująca do zapisów
obowiązującej od 1.07.2003r. V Taryfy dla energii elektrycznej,
- zmiana druku wniosku o określenie warunków przyłączenia dla budownictwa
mieszkaniowego dostosowująca do zapisów obowiązującej od 1.07.2003r. V Taryfy
dla energii elektrycznej,
- przyłączenie do sieci Energetyki Kaliskiej SA jednostki wytwórczej Małej Elektrowni
Wodnej na rzece Prośnie w miejscowości Wieruszów ul Sportowa 5.
- przyłączenie do sieci Energetyki Kaliskiej SA jednostki wytwórczej Małej Elektrowni
Biogazowej zlokalizowanej na składowisku odpadów w Goraninie, gm.Ślesin,
- wprowadzenie przez Polskie Sieci Elektroenergetyczne - Zachód Sp. z o.o. zmian w
wykazie elementów sieci rozdzielczej, koordynowanych przez ODM Poznań (z
wykazu usunięto linie: Kalisz Płn.-Konin Płd. oraz Krotoszyn Płn.-Krotoszyn Delta)
- V.6. WYMAGANIA TECHNICZNE DLA UKŁADÓW I SYSTEMÓW
POMIAROWO – ROZLICZENIOWYCH
- XI. ZASADY DOKONYWANIA POMIARÓW.
- Załącznik nr 1 pkt. 2,
- Załącznik nr 3.1.,
- Załącznik nr 3.3.,
- Załącznik nr 8.
dotyczy:
Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej Energetyki Kaliskiej
z dnia 26.06.2002r.
5. Data wejścia w Ŝycie aktualizacji: 3 stycznia 2006.
6. Imię i nazwisko osoby przeprowadzającej aktualizację: Ewa Łuczak
-
Zmiana wymagań dla układów pomiarowych
-
Zmiana sposobu rozliczania odchyleń
na podstawie Uchwały Zarządu Koncernu Energetycznego ENERGA SA nr 284 z dnia
4.01.2006 r w sprawie zatwierdzenia i wdroŜenia w Koncernie „Karty aktualizacji nr
1/2006 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej”.
-
Rozdział V.6
-
Punkt VII.3.12.
-
Punkt C.1.4. w Załączniku nr 6
-
Rozdział C.5. w Załączniku nr 6.

instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

Transkrypt

Podobne dokumenty

Żarówka deski rozdzielczej

Czyszczenie 45 km wodociągowej sieci rozdzielczej w zakresie

Historia szkoły

M369510 - Haczyki do demontażu deski rozdzielczej - SPEC-NAR

Być dla swoich prawdopodobieństwo.

pneumatyczny zawór czasowy typ 81 503 7

LOTOS Infrastruktura Spółka Akcyjna

Dzień Patrona 2016 - Zespół Szkół Techniczno