IRIESD-DALKIA - Załšcznik nr 6 BILANSOWANIE SYSTEMU

Transkrypt

Dalkia Poznań - ZEC S.A.
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej – Załącznik nr 6
INSTRUKCJA
RUCHU I EKSPLOATACJI
SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
CZĘŚĆ SZCZEGÓŁOWA:
BILANSOWANIE SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO
I ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI
Wchodzi w Ŝycie z dniem: 1 marca 2010 roku.
-1-
SPIS TREŚCI
A.
Postanowienia wstępne
A.1. Uwarunkowania formalno-prawne
A.2. Zakres przedmiotowy i podmiotowy
A.3. Ogólne zasady organizacyjne funkcjonowania rynku bilansującego
A.4. Warunki uczestnictwa w procesie bilansowania
A.5. Zasady konfiguracji podmiotowej i obiektowej rynku detalicznego oraz
nadawania kodów identyfikacyjnych
3
3
4
5
6
B.
Procedura powiadamiania o zawartych umowach sprzedaŜy energii elektrycznej
B.1. Ogólne zasady
B.2. Weryfikacja powiadomień
11
11
11
C.
Zasady wyznaczania, przekazywania i udostępniania danych pomiarowych
C.1. Wyznaczanie i przekazywanie danych pomiarowych
i pomiarowo-rozliczeniowych
C.2. Wymagania techniczne dla układów i systemów
pomiarowo-rozliczeniowych
12
9
12
16
D.
Procedury ustanawiania i zmiany podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie
handlowe
E.
Postępowanie reklamacyjne
26
28
F.
Procedury zmiany sprzedawcy
F.1. Wymagania ogólne
F.2. Procedura pierwszej zmiany sprzedawcy
F.3. Procedura kolejnych zmian sprzedawcy
F.4. Zasady udzielania informacji i obsługi odbiorców
30
30
30
31
32
G.
Zasady wyznaczania, przydzielania i weryfikacji standardowych profili zuŜycia
34
H.
Zarządzanie ograniczeniami systemowymi
43
I.
Słownik pojęć i definicji
I.1. Oznaczenia skrótów
I.2. Definicje
45
45
45
-2-
A. POSTANOWIENIA WSTĘPNE
A.1.
UWARUNKOWANIA FORMALNO-PRAWNE
A.1.1. Uwarunkowania formalno-prawne części szczegółowej Instrukcji Ruchu
i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej - bilansowanie systemu dystrybucyjnego
i zarządzanie ograniczeniami
systemowymi (IRiESD-Bilansowanie) wynikają
z następujących dokumentów:
a) ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, (Dz. U. z 2006r.,
nr 89, poz. 625 wraz z późniejszymi zmianami) oraz wydanymi na jej podstawie
aktami wykonawczymi, aktualnymi na dzień wejścia w Ŝycie niniejszej
instrukcji,
b) koncesji na dystrybucję energii elektrycznej uzyskanej dnia 01.04.2009 r.
Decyzją Prezesa URE nr DEE/89/1270/W/OPO/2009/AJ,
c) aktualnej taryfy DALKIA ZEZ,
d) Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP).
A.1.2. IRiESD-Bilansowanie uwzględnia postanowienia IRiESP opracowanej przez
Operatora Systemu przesyłowego (OSP), umoŜliwiając reprezentowanie podmiotów
przyłączonym do sieci dystrybucyjnej w rynku bilansującym.
A.1.3. Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej o napięciu 110kV i posiadające
podpisane umowy o świadczenie usług przesyłania z Operatorem Systemu
Przesyłowego oraz umowy o świadczenie usług dystrybucji z właściwym do
miejsca przyłączenia Operatorem Systemu Dystrybucyjnego (DALKIA ZEC), są
objęte obszarem rozszerzonym rynku bilansującego i uczestniczą w rynku
bilansującym (RB) na zasadach i warunkach określonych w IRiESP, opracowanej
przez OSP, stając się Uczestnikiem Rynku Bilansującego (URB). Pozostałe podmioty
przyłączone do sieci dystrybucyjnej DALKIA ZEC posiadające umowy dystrybucyjnej
lub kompleksowe z DALKIA ZEC są Uczestnikami Rynku Detalicznego (URD).
A.1.4. IRiESD-Bilansowanie, jak równieŜ wszelkie zmiany tej części IRiESD podlegają
zatwierdzeniu, w drodze decyzji, przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, w
przypadku wyznaczenia DALKIA ZEC operatorem systemu dystrybucyjnego.
A.1.5. IRiESD-Bilansowanie oraz wszelkie jej zmiany wchodzą w Ŝycie z datą określoną
przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (z uwagą wymienioną w pkt.
A1.4.), w decyzji zatwierdzającej odpowiednio IRiESD-Bilansowanie lub zmiany
tej części IRiESD.
A.1.6. Data wejścia w Ŝycie IRiESD-Bilansowanie lub jej zmian jest wpisywana na jej
stronie tytułowej lub na stronie tytułowej Karty aktualizacji.
A.1.7. Zmiana IRiESD-Bilansowanie przeprowadzana jest poprzez wydanie nowej
IRiESD-Bilansowanie albo poprzez wydanie Karty aktualizacji obowiązującej
IRiESD-Bilansowanie.
A.1.8. KaŜda zmiana IRiESD-Bilansowanie
z uŜytkownikami systemu.
jest
poprzedzona
procesem
konsultacji
-3-
A.1.9. Karta aktualizacji zawiera w szczególności:
a) przyczynę aktualizacji IRiESD-Bilansowanie,
b) zakres aktualizacji IRiESD-Bilansowanie,
c) nowe brzmienie zmienianych zapisów
uzupełniający dotychczasowe zapisy.
IRiESD-Bilansowanie
lub
tekst
A.1.10. Proces wprowadzania zmian IRiESD-Bilansowanie jest przeprowadzany według
następującego trybu:
a) DALKIA ZEC opracowuje projekt nowej IRiESD-Bilansowanie albo projekt Karty
aktualizacji i publikuje go na swojej stronie internetowej,
b) wraz z projektem nowej IRiESD-Bilansowanie albo projektem Karty
aktualizacji, DALKIA ZEC publikuje na swojej stronie internetowej
komunikat, informujący o rozpoczęciu procesu konsultacji zmian IRiESDBilansowanie, miejscu
sposobie
nadsyłania
uwag
oraz
okresie
przewidzianym na konsultacje.
A.1.11. Okres przewidziany na konsultacje nie moŜe być krótszy niŜ 14 dni od daty
opublikowania projektu nowej IRiESD-Bilansowanie albo projektu Karty
aktualizacji.
A.1.12. Po zakończeniu okresu przewidzianego na konsultacje DALKIA ZEC:
a) dokonuje analizy otrzymanych uwag,
b) opracowuje nową wersję IRiESD-Bilansowanie albo Karty aktualizacji,
uwzględniającą w uzasadnionym zakresie zgłoszone uwagi,
c) opracowuje raport z procesu konsultacji, zawierający zestawienie otrzymanych
uwag oraz informacje o sposobie ich uwzględnienia,
d) przedkłada Prezesowi URE (z uwagą wymienioną w pkt. A1.4.) do zatwierdzenia
IRiESD-Bilansowanie albo Kartę aktualizacji wraz z Raportem z procesu konsultacji,
e) publikację na swojej stronie internetowej przedstawioną Prezesowi URE do
zatwierdzenia IRiESD-Bilansowanie albo kartę aktualizacji wraz z raportem z
procesu konsultacji.
A.1.13. IRiESD-Bilansowanie lub Kartę aktualizacji zatwierdzoną przez Prezesa URE
DALKIA
ZEC
publikuje
na
swojej
stronie
internetowej
wraz
z informacją o dacie wejścia w Ŝycie wprowadzanych zmian IRiESDBilansowanie. DALKIA ZEC udostępnia IRiESD-Bilansowanie do publicznego
wglądu w swojej siedzibie.
A.1.14. IRiESD-Bilansowanie jest regulaminem w rozumieniu art. 384 par. 1 KC.
A.2.
ZAKRES PRZEDMIOTOWY I PODMIOTOWY
A.2.1. IRiESD-Bilansowanie określa zasady, procedury i uwarunkowania bilansowania
systemu oraz realizacji umów sprzedaŜy energii elektrycznej zawartych przez
podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej i realizowanych w sieci
dystrybucyjnej przez DALKIA ZEC, a w szczególności:
a) podmioty i warunki bilansowania w sieci dystrybucyjnej,
b) zasady kodyfikacji podmiotów,
c) zasady zgłaszania umów sprzedaŜy, procedury powiadamiania o umowach
-4-
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
sprzedaŜy energii elektrycznej i weryfikacji powiadomień oraz wymiany
informacji w tym zakresie,
wymagania dla układów pomiarowo rozliczeniowych,
zasady przekazywania i udostępniania danych pomiarowych,
procedury zmiany sprzedawcy przez odbiorców,
procedury ustanawiania i zmiany podmiotów odpowiedzialnych
za bilansowanie handlowe,
zarządzanie ograniczeniami systemowymi,
postępowanie reklamacyjne,
zasady wyznaczania, przydzielania i weryfikacji standardowych profili zuŜycia.
A.2.2. Obszar objęty bilansowaniem określonym w IRIESD-Bilansowanie obejmuje sieć
dystrybucyjną DALKIA ZEC, z wyłączeniem miejsc dostarczania podmiotów,
których urządzenia i sieci są objęte obszarem Rynku Bilansującego. Miejsca
dostarczania tych podmiotów wyznaczają granice rynku bilansującego w sieci
dystrybucyjnej.
A.2.3. Procedury bilansowania i zarządzania ograniczeniami systemowymi w sieci
dystrybucyjnej określone w IRIESD-Bilansowanie obowiązują:
a) DALKIA ZEC i innych Operatorów Systemów Dystrybucyjnych,
b) odbiorców i wytwórców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej DALKIA ZEC,
c) uczestników
rynku
bilansującego (URB) pełniących funkcję podmiotu
odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe (POB) na obszarze DALKIA ZEC,
d) sprzedawców,
e) Operatorów Handlowych (OH) i Handlowo-Technicznych
(OHT)
reprezentujących podmioty wymienione w punktach od a) do d) w przypadku,
gdy ich działalność operatorska dotyczy sieci dystrybucyjnej DALKIA ZEC.
A.3.
OGÓLNE ZASADY FUNKCJONOWANIA RYNKU BILANSUJĄCEGO
A.3.1. Zasady funkcjonowania Rynku Bilansującego określa IRiESP-Bilansowanie.
Podmiotem odpowiedzialnym za funkcjonowanie Rynku Bilansującego jest
PSE-Operator SA, który na mocy ustawy Prawo energetyczne oraz posiadanej
koncesji realizuje zadania OSP.
A.3.2. DALKIA ZEC w ramach swoich obowiązków, określonych przepisami prawa
umoŜliwia, na podstawie umowy o świadczenie usług dystrybucji, realizację umów
sprzedaŜy energii elektrycznej zawartych przez podmioty przyłączone do jego sieci,
przy uwzględnieniu moŜliwości technicznych systemu dystrybucyjnego oraz przy
zachowaniu jego bezpieczeństwa.
A.3.3. DALKIA ZEC uczestniczy w administrowaniu rynkiem bilansującym w zakresie
obsługi Jednostek Grafikowych (JG), na które składają się Miejsca Dostarczania
Energii Rynku Bilansującego (MB) z obszaru zarządzane przez niego sieci, po
utworzeniu tych miejsc przez Operatora Systemu Przesyłowego.
A.3.4. Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) jest bilansowany handlowo na rynku
bilansującym przez URB. URB pełni dla URD na rynku energii elektrycznej, funkcje
podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe (POB).
-5-
A.3.5. POB jest wskazywany przez sprzedawcę oraz przedsiębiorstwo zajmujące się
wytwarzaniem energii elektrycznej, w umowie o świadczenie usług dystrybucji
z DALKIA ZEC.
A.3.6. Bilansowanie dla jednego miejsca dostarczania moŜe prowadzić tylko jeden POB.
A.3.7. Zmiana POB odbywa się na warunkach i zasadach określonych w niniejszej
IRiESD-Bilansowanie w punkcie D.
A.3.8. Sprzedawcą rezerwowym dla odbiorców będących gospodarstwami domowymi,
przyłączonych do sieci DALKIA ZEC, jest DALKIA ZEC.
A.3.9. Podstawą dokonania zmiany, o której mowa w p.A.3.6., jest wprowadzenie
odpowiednich zapisów we wszystkich wymaganych umowach pomiędzy DALKIA
ZEC, sprzedawcą, wytwórcą, dotychczasowym POB i POB przejmującym
odpowiedzialność za bilansowanie handlowe, zgodnie z zasadami opisanymi
w punkcie D.
A.3.10. Informacja o sprzedawcach o których mowa w ustawie Prawo energetyczne art. 5
ust. 2a) pkt. 1 podpunkt b) (zwanych dalej sprzedawcami rezerwowymi), podana
jest na stronie internetowej DALKIA ZEC pod adresem:
http://www.dalkia.com.pl/dalkia-p/
A.4.
WARUNKI UCZESTNICTWA W PROCESIE BILANSOWANIA
A.4.1. DALKIA ZEC zapewnia podmiotom przyłączonym do sieci dystrybucyjnej realizację
umów sprzedaŜy energii elektrycznej zawartych przez te podmioty, jeŜeli zostaną one
zgłoszone do DALKIA ZEC w obowiązującej formie, trybie i terminie oraz pod
warunkiem spełnienia przez te podmioty wymagań określonych w IRiESD i w
umowach o świadczenie usług dystrybucji.
A.4.2. Wytwórcy, odbiorcy oraz sprzedawcy mogą zlecić wykonywanie swoich
obowiązków wynikających z IRiESD-Bilansowanie innym podmiotom. Podmioty te
działają w imieniu i na rzecz wytwórcy, odbiorcy lub sprzedawcy oraz muszą
posiadać zawartą z DALKIA ZEC umowę o świadczenie usług dystrybucji.
A.4.3. Warunki i wymagania formalno-prawne
A.4.3.1. DALKIA ZEC, z zachowaniem wymagań p.A.4.3.5, realizuje zawarte przez URD
Umowy sprzedaŜy energii, po:
a) uzyskaniu przez URD odpowiednich koncesji - jeŜeli jest taki wymóg prawny,
b) zawarciu przez URD umowy o świadczenie usług dystrybucji z DALKIA ZEC,
c) zawarciu przez URD typu odbiorca (URDO) umowy z wybranym sprzedawcą,
posiadającym zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji z DALKIA ZEC,
d) zawarciu przez URD typu wytwórca (URDW) umowy z wybranym POB,
posiadającym zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji z DALKIA ZEC.
A.4.3.2. Umowa o świadczenie usług dystrybucji zawarta pomiędzy URD a DALKIA ZEC,
spełnia wymagania określone w ustawie Prawo energetyczne art. 5 ust. 2 punkt 2 i ust.
-6-
2a) punkt 1 oraz powinna zawierać co najmniej następujące elementy:
a) zobowiązanie stron do stosowania w pełnym zakresie postanowień IRiESD,
b) dla URDO :
- oznaczenie sprzedawcy i sprzedawcy rezerwowego,
- sposób i zasady rozliczeń z DALKIA ZEC z tytułu niezbilansowania dostaw
energii elektrycznej za cały okres w którym dla URDO nie była realizowana,
niezaleŜnie od przyczyny, Ŝadna umowa sprzedaŜy, w przypadku utraty
sprzedawcy i sprzedawcy rezerwowego,
c) dla URDW :
- wskazanie POB oraz zasady jego zmiany,
- sposób i zasady rozliczeń z DALKIA ZEC z tytułu niezbilansowania dostaw
energii elektrycznej, w przypadku utraty POB,
d) algorytm wyznaczania rzeczywistej ilości energii w Punkcie Dostarczania lub
Odbioru Energii Elektrycznej (PDE).
A.4.3.3. Podmiot posiadający: zawartą umowę przesyłową z OSP, przydzielone
i uaktywnione przez OSP MB w sieci DALKIA ZEC, zawartą umowę o świadczenie
usług dystrybucji z DALKIA ZEC oraz spełniający procedury i warunki zawarte w
niniejszej IRiESD, moŜe pełnić funkcję POB. Umowa o świadczenie usług
dystrybucji zawierana przez DALKIA ZEC z POB spełnia wymagania określone w
ustawie Prawo energetyczne art. 5 ust. 2 punkt 2 oraz powinna zawierać co najmniej
następujące elementy:
a) oświadczenie POB o zawarciu umowy o świadczenie usług przesyłowych
z OSP umoŜliwiającej działalności na rynku bilansującym,
b) kod identyfikacyjny podmiotu na rynku bilansującym,
c) dane o posiadanych przez podmiot koncesjach, związanych z działalnością
w elektroenergetyce - jeŜeli jest taki wymóg prawny,
d) datę rozpoczęcia działalności na rynku bilansującym,
e) osoby upowaŜnione do kontaktu z DALKIA ZEC oraz ich dane adresowe,
f) warunki przejmowania odpowiedzialności za bilansowanie handlowe na rynku
bilansującym, podmiotów działających na obszarze DALKIA ZEC,
g) wykaz Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB) oraz wykaz
Miejsc Dostarczania Energii Rynku Detalicznego (MDD),
h) wykaz sprzedawców i wytwórców dla których POB świadczy usługi
bilansowania handlowego,
i) zobowiązania stron Umowy do stosowania w pełnym zakresie postanowień
niniejszej Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej,
j) algorytm wyznaczania energii rzeczywistej w Miejscach Dostarczania Rynku
Bilansującego (MB),
k) zobowiązanie POB do niezwłocznego informowania o zaprzestaniu lub
zawieszeniu działalności na Rynku Bilansującym,
l) zasady rozwiązania umowy lub wprowadzania ograniczeń w jej wykonywaniu w
przypadku gdy, niezaleŜnie od przyczyny, POB zaprzestanie lub zawiesi
działalność na Rynku Bilansującym.
A.4.3.4. Umowa, o której mowa w punkcie A.4.3.3. jest rozwiązywana automatycznie
ze skutkiem natychmiastowym w przypadku zawieszenia przez OSP działalności
POB na rynku bilansującym.
A.4.3.5. Podmiot zamierzający sprzedawać energię elektryczną URD na obszarze działania
-7-
DALKIA ZEC, posiadający zawartą z DALKIA ZEC umowę oświadczenie usług
dystrybucji (zwaną dalej „generalną umową dystrybucji”) moŜe pełnić funkcję
sprzedawcy, w tym sprzedawcy rezerwowego (po określeniu tego faktu w generalnej
umowie dystrybucji). Generalna umowa dystrybucji reguluje kompleksowo stosunki
pomiędzy sprzedawcą, a DALKIA ZEC oraz dotyczy wszystkich URD z obszaru
działania DALKIA ZEC, którym ten sprzedawca będzie sprzedawać energię
elektryczną. Umowa ta spełnia wymagania określone w ustawie Prawo
energetyczne art. 5 ust. 2 punkt 2 i ust. 2a) punkt 3 oraz powinna zawierać co
najmniej następujące elementy:
a) terminy i procedury powiadamiania o zawartych umowach sprzedaŜy,
b) warunki sprzedaŜy energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców z obszaru
działania DALKIA ZEC, którym ten sprzedawca będzie sprzedawać energię
elektryczną,
c) zasady obejmowania Generalną umową kolejnych URD przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej DALKIA ZEC, którzy zawarli umowę sprzedaŜy energii elektrycznej
ze sprzedawcą i zobowiązania stron w tym zakresie,
d) wskazanie wybranego przez sprzedawcę POB, który ma zawartą umowę
dystrybucji z DALKIA ZEC,
e) wykaz URD przyłączonych do sieci dystrybucyjnej DALKIA ZEC, którzy
zawarli umowę sprzedaŜy z tym sprzedawcą,
f) zasady i terminy przekazywania informacji dotyczących rozwiązywania umów,
w tym umów sprzedaŜy zawartych przez sprzedawcę z URD,
g) zasady wchodzenia w Ŝycie i rozwiązywania umów sprzedaŜy zawieranych przez
URD z kolejnym Sprzedawcą,
h) osoby upowaŜnione do kontaktu z DALKIA ZEC oraz ich dane adresowe,
i) zasady wstrzymywania przez DALKIA ZEC dostarczania energii do URD,
j) zakres i zasady udostępniania danych dotyczących URD, które są konieczne dla
ich właściwej obsługi,
k) algorytmy wyznaczania rzeczywistych ilości energii w Punktach Dostarczania
Energii (PDE) i w Miejscach Dostarczania Energii Rynku Detalicznego (MDD),
l) zasady rozliczeń i warunki dokonywania przez DALKIA ZEC dodatkowych
odczytów układów pomiarowo-rozliczeniowego w terminach innych niŜ
standardowo dokonuje ich DALKIA ZEC,
m) zobowiązanie stron umowy do stosowania w pełnym zakresie postanowień
IRiESD,
n) zasady rozwiązania umowy, w tym w przypadku zaprzestania działalności
przez POB tego sprzedawcy,
o) zobowiązanie do niezwłocznego informowania DALKIA ZEC o utracie
wskazanego POB w wyniku zaprzestania lub zawieszenia jego działalności na
Rynku bilansującym,
p) zasady oraz wzory umów sprzedaŜy energii elektrycznej w przypadku jeśli
sprzedawca będzie pełnił rolę sprzedawcy rezerwowego.
A.4.3.6. Umowa, o której mowa w punkcie A.4.3.5. jest rozwiązywana automatycznie ze
skutkiem natychmiastowym w przypadku utraty przez sprzedawcę POB
świadczącego na jego rzecz usługę bilansowania handlowego na rynku
bilansującym. Od momentu rozwiązania ww. umowy sprzedaŜ energii elektrycznej do
URD jest realizowana przez sprzedawców rezerwowych.
-8-
A.5.
ZASADY KONFIGURACJI PODMIOTOWEJ I OBIEKTOWEJ RYNKU
DETALICZNEGO ORAZ NADAWANIA KODÓW IDENTYFIKACYJNYCH
A.5.1. DALKIA ZEC administruje konfiguracją rynku detalicznego w oparciu o zasady
zwarte w IRiESD-Bilansowanie i postanowienia umów o świadczenie usług
dystrybucyjnych oraz bierze udział w administrowaniu konfiguracją rynku
bilansującego dla obszaru swojej sieci dystrybucyjnej w oparciu o postanowienia
umowy przesyłowej zawartej z OSP i na zasadach określonych w IRiESP.
A.5.2. W ramach obowiązków związanych z administrowaniem konfiguracją rynku
bilansującego i detalicznego w obszarze sieci dystrybucyjnej, DALKIA ZEC realizuje
następujące zadania:
a) nadawanie kodów podmiotom, MD i FPP,
b) przyporządkowywanie do POB określonych MB słuŜących do reprezentowania
na rynku bilansującym ilości dostarczanej energii elektrycznej na podstawie
danych konfiguracyjnych przekazanych przez OSP oraz umów przesyłowych
i dystrybucji,
c) przyporządkowywanie sprzedawców oraz URD typu wytwórca do
poszczególnych MB, przydzielonych POB, jako podmiotowi prowadzącemu
bilansowanie handlowe na RB, na podstawie umów dystrybucji i generalnych
umów dystrybucji,
d) przyporządkowywanie URD do poszczególnych MDD przydzielonych
sprzedawcom realizującym umowy sprzedaŜy energii w sieci dystrybucyjnej na
podstawie generalnych umów dystrybucji,
e) udział w procedurze zmiany POB przez sprzedawcę lub URD typu wytwórca,
f) przekazywanie
do
OSP
danych
konfiguracyjnych
niezbędnych
do monitorowania poprawności konfiguracji rynku hurtowego,
g) rozpatrywanie reklamacji POB dotyczących danych konfiguracyjnych
i wprowadzanie niezbędnych korekt.
A.5.3. DALKIA ZEC nadaje kody identyfikacyjne podmiotom, których urządzenia są
przyłączone do sieci dystrybucyjnej nie objętej obszarem rynku bilansującego. Dla
podmiotu, którego urządzenia są przyłączone do sieci przesyłowej lub dystrybucyjnej
objętej obszarem rynku bilansującego stosowany jest kod identyfikacyjny nadany
przez OSP.
A.5.4. DALKIA ZEC nadaje kody identyfikacyjne sprzedawcom realizującym umowy
sprzedaŜy energii w sieci DALKIA ZEC oraz URD przyłączonym do sieci
dystrybucyjnej zarządzanej przez DALKIA ZEC. Kody te zawierają czteroliterowe
oznaczenie podmiotu, oznaczenie DALKIA ZEC literę charakteryzującą podmiot oraz
numer podmiotu i mają następującą postać:
a) URD typu wytwórca - AAAA_KodDALKIA_W_XXXX, gdzie:
...(oznaczenie literowe podmiotu)..._...(oznaczenie kodowe DALKIA
ZEC)..._W_...(numer podmiotu)...,
b) URD typu odbiorca - AAAA_KodDALKIA_O_XXXX, gdzie:
ZEC)..._W_...(numer podmiotu),
c) Sprzedawca - AAAA_KodDALKIA_P_XXXX, gdzie:
-9-
ZEC)..._P_...(numer podmiotu)...,
A.5.5. Oznaczenia kodowe DALKIA ZEC są zgodne z nadanym przez OSP
czteroliterowym elementy: oznaczeniem wynikającym z zawartej pomiędzy
Operatorem
Systemu Dystrybucyjnego i Operatorem Systemu Przesyłowego
umowy o świadczenie usług przesyłowych.
A.5.6. Sprzedawcy nie posiadający jeszcze kodów indentyfikacyjnych mogą zwrócić się
do dowolnego DALKIA ZEC o nadanie im kodu identyfikacyjnego.
A.5.7. Sprzedawca
jest
zobowiązany
do
potwierdzenia
DALKIA ZEC faktu
rejestracji (posiadania kodu identyfikacyjnego) przed pierwszym zgłoszeniem do niego
umowy sprzedaŜy energii elektrycznej, o ile jest to inny operator niŜ ten, który nadał
temu sprzedawcy kod identyfikacyjny.
A.5.8. W przypadku sprzedawców zarejestrowanych przez Operatora Systemu
Przesyłowego, stosowane są nadane temu podmiotowi kody, przy czym jest
wymagane potwierdzenie DALKIA ZEC faktu rejestracji, przed pierwszym zgłoszeniem
do niego umowy sprzedaŜy energii elektrycznej.
A.5.9. Nadanie kodów identyfikacyjnych oraz potwierdzenie faktu rejestracji odbywa się
poprzez zawarcie umowy o świadczenie usług dystrybucji lub generalnej umowy
dystrybucji pomiędzy podmiotem oraz DALKIA ZEC. Umowy te zawierają
niezbędne elementy, o których mowa w niniejszej IRiESD-Bilansowanie.
A.5.10.
DALKIA ZEC nadaje kody identyfikacyjne obiektom rynku detalicznego
wykorzystywanym w procesie wyznaczania danych pomiarowo-rozliczeniowych.
A.5.11. Kody Miejsc Dostarczania Energii Rynku Detalicznego (MDD) mają następującą
postać: MDD_AAAA _XX_XXXX_XX (19znaków), gdzie: (rodzaj obiektu)_(oznaczenie
literowe POB)_(kod typu URD w MDD)_(numer obiektu MB)_(numer obiektu RD),
A.5.12. Kody Punktów Dostarczania Energii (PDE) mają następującą postać:
PDE_AAAA_KodDALKIA ZEC_A_XXXX, gdzie: (rodzaj obiektu)_(oznaczenie
literowe podmiotu)_(kod DALKIA ZEC)_(typ URD)_(numer podmiotu),
A.5.13. Kody Fizycznych Punktów Pomiarowych
(FPP) mają następującą postać:
AAA-AAAXX, gdzie: (kod obiektu energetycznego)-(kod urządzenia energetycznego),
A.5.14. Punkt Poboru Energii (PPE) jest najmniejszą jednostką, dla której odbywa się
zbilansowanie dostaw, oraz dla której moŜe nastąpić zmiana dostawcy. PPE moŜe
być zarówno punktem fizycznym, jak i logicznym. Kody PPE mają następującą
postać: (kod kraju)(kod DALKIA ZEC)(unikalne dopełnienie)(liczba kontrolna)
- 10 -
B.
PROCEDURA
POWIADAMIANIA
O
SPRZEDAśY ENERGII ELEKTRYCZNEJ
B.1.
OGÓLNE ZASADY
ZAWARTYCH
UMOWACH
B.1.1. Powiadomienia DALKIA ZEC o zawartych umowach sprzedaŜy energii
elektrycznej dokonują:
a) odbiorcy przyłączeni do sieci dystrybucyjnej nie objętej obszarem Rynku
Bilansującego, którzy zamierzają zmienić sprzedawcę,
b) sprzedawcy mający zawarte umowy sprzedaŜy energii elektrycznej z URDO.
B.1.2. Powiadomienia o których mowa w p. B.1.1. dokonują obie strony umowy zgodnie
z procedurą określoną w punkcie F.2. i F.3. Powiadomienie to dokonywane jest na
formularzu określonym przez DALKIA ZEC, zawierającym co najmniej:
a) strony umowy wraz z ich danymi teleadresowymi,
b) adres obiektu i nr liczników w układzie pomiarowo-rozliczeniowym, którego
zgłoszenie dotyczy,
c) okres obowiązywania umowy,
d) datę wypowiedzenia dotychczasowej umowy sprzedaŜy,
e) planowane ilości energii objętej umową, w podziale na okresy określone przez
DALKIA ZEC.
B.1.3. Strony umowy sprzedaŜy energii elektrycznej są zobowiązane do niezwłocznego
informowania DALKIA ZEC o zmianach dokonanych w ww. umowie, w zakresie
danych określonych w p.B.1.2.
B.1.4. Wzór formularza obowiązujący na obszarze działania DALKIA ZEC jest publikowany
na stronie internetowej DALKIA ZEC oraz jest udostępniony w punktach obsługi
klienta prowadzonych przez DALKIA ZEC.
B.2.
WERYFIKACJA POWIADOMIEŃ
B.2.1. DALKIA ZEC dokonuje
weryfikacji
otrzymanych powiadomień o zawartych
umowach sprzedaŜy energii elektrycznej, pod względem ich zgodności w zakresie
określonym w p.B.1.2., w terminie nie przekraczającym 5 dni roboczych od daty
otrzymania powiadomień od wszystkich stron umowy sprzedaŜy energii
elektrycznej.
B.2.2. W przypadku pozytywnej weryfikacji powiadomień o zawartych umowach
sprzedaŜy energii elektrycznej, o której mowa w p.B.2.1., DALKIA ZEC
przystępuje do konfiguracji Punktów Dostarczania Energii (PDE) naleŜących do
URD oraz do MDD wchodzących w skład MB przyporządkowanego POB.
B.2.3. JeŜeli w procesie weryfikacji zaistnieją:
a) braki formalne w dokonanych powiadomieniach, lub
b) niezgodności otrzymanych informacji pomiędzy powiadomieniami
dokonanymi przez strony umowy, lub
c) brak generalnej umowy dystrybucji zawartej pomiędzy DALKIA ZEC a sprzedawcą,
lub
d) brak umowy o świadczenie usług dystrybucji zawartej pomiędzy DALKIA
- 11 -
ZEC, a wskazanym przez sprzedawcę POB, lub
e) brak powiadomienia od jednej ze stron umowy sprzedaŜy energii elektrycznej
w terminie 5 dni roboczych od dnia otrzymania przez DALKIA ZEC zgłoszenia
drugiej strony umowy, DALKIA ZEC informuje w terminie określonym w p.B.2.1.
strony umowy sprzedaŜy energii elektrycznej o braku moŜliwości jej realizacji,
wskazując przyczyny odrzucenia powiadomień.
B.2.4. JeŜeli DALKIA ZEC odrzucił powiadomienie z przyczyn określonych w pkt. B.2.3,
wówczas strony umowy sprzedaŜy energii elektrycznej dokonują ponownego
powiadomienia DALKIA ZEC o zawartej umowie sprzedaŜy wskazanej w odrzuconych
zgłoszeniach zgodnie z trybem określonym w pkt. B.1.
C.
ZASADY WYZNACZANIA, PRZEKAZYWANIA I UDOSTĘPNIANIA
DANYCH POMIAROWYCH
C.1.
WYZNACZANIE I PRZEKAZYWANIE DANYCH POMIAROWYCH
I POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH.
C.1.1. DALKIA ZEC pełni funkcję Operatora Pomiarów i administruje danymi pomiarowymi
w obszarze sieci dystrybucyjnej.
C.1.2. Administrowanie przez DALKIA ZEC danymi pomiarowymi w obszarze sieci
dystrybucyjnej polega na wyznaczaniu ilości dostaw energii, dla potrzeb rozliczeń na
Rynku Bilansującym oraz Rynku Detalicznym i obejmuje następujące zadania:
a) eksploatacja i rozwój Lokalnego Systemu Pomiarowo-Rozliczeniowego (LSPR),
słuŜącego pozyskiwaniu, przetwarzaniu oraz zarządzaniu danymi pomiarowymi,
b) akwizycja danych pomiarowych z układów pomiarowo-rozliczeniowych energii
elektrycznej zainstalowanych na obszarze działania DALKIA ZEC,
c) wyznaczanie ilości dostaw energii elektrycznej w poszczególnych fizycznych
punktach poboru energii z sieci dystrybucyjnej,
d) agregacja ilości dostarczanej energii elektrycznej w poszczególnych
wirtualnych punktach poboru energii z sieci dystrybucyjnej,
e) udostępnianie OSP, POB, sprzedawcom oraz URD danych pomiarowych
i pomiarowo-rozliczeniowych,
f) rozpatrywanie reklamacji, zgłaszanych przez podmioty wymienione w ppkt. e,
dotyczących przyporządkowanych im ilości dostarczanej energii elektrycznej
i wprowadzanie niezbędnych korekt w wymagających tego przypadkach.
C.1.3. DALKIA ZEC pozyskuje dane pomiarowe i wyznacza rzeczywiste ilości dostaw
energii elektrycznej poprzez Lokalny System Pomiarowo-Rozliczeniowy (LSPR).
Pozyskiwane dane pomiarowe URD odbywają się w cyklach zgodnych z okresem
rozliczeniowym usług dystrybucji energii elektrycznej będących przedmiotem
umów o świadczenie usług dystrybucyjnych zawartych pomiędzy DALKIA ZEC a
URD. Okres rozliczeniowy wynika z przyjętego przez DALKIA ZEC harmonogramu
odczytów wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych.
C.1.4. DALKIA ZEC wyznacza godzinowe ilości energii rzeczywistej, o której mowa w
p.C.1.2.c) i p.C.1.2.d), w podziale na rzeczywistą ilość energii pobraną z sieci i
oddaną do sieci dystrybucyjnej z maksymalną moŜliwą dokładnością wynikającą z
własności urządzeń pomiarowych i systemów informatycznych LSPR.
- 12 -
C.1.5. DALKIA ZEC wyznacza ilości energii rzeczywistej wynikającej z fizycznych dostaw
energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej na podstawie:
a) uzyskanych danych pomiarowych z fizycznych punktów pomiarowych lub,
b) danych szacunkowych, wyznaczonych na podstawie danych historycznych oraz
w oparciu o zasady określone w niniejszej Instrukcji, w przypadku awarii
układu pomiarowego lub systemu transmisji danych lub,
c) danych szacunkowych w przypadku braku układu transmisji danych lub,
d) standardowych profili zuŜycia (o którym mowa w pkt. G), wartości energii
rzeczywistej wyznaczonych w sposób określony w ppkt. a) i b) oraz algorytmów
agregacji dla tych punktów poboru z sieci dystrybucyjnej, którym został
przyporządkowany standardowy profil zuŜycia.
C.1.6. Do określenia ilości energii elektrycznej wprowadzanej do lub pobranej z sieci
wykorzystuje się w pierwszej kolejności podstawowe układy pomiaroworozliczeniowe. W przypadku ich awarii lub wadliwego działania w następnej
kolejności wykorzystywane są rezerwowe układy pomiarowo-rozliczeniowe.
C.1.7. W przypadku awarii lub wadliwego działania układów pomiaroworozliczeniowych o których mowa w pkt. C.1.6. ilość energii elektrycznej
wprowadzanej do lub pobieranej z sieci określa się w kaŜdej godzinie doby, na
podstawie:
a) współczynników korekcji właściwych dla stwierdzonej nieprawidłowości lub awarii
(o ile jest moŜliwe ich określenie), lub
b) ilości energii elektrycznej w odpowiedniej godzinie i dniu tygodnia
poprzedzającego awarię.
C.1.8. W przypadku braku danych pomiarowych, spowodowanych zakłóceniem
w procesie zdalnego pozyskiwania danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych,
DALKIA ZEC udostępnia dane pomiarowe obliczone jako średnia arytmetyczna z
ostatnich pięciu maksymalnych pomiarów dla danej godziny, w okresie ostatniego
miesiąca.
C.1.9. DALKIA ZEC udostępnia dane pomiarowe i pomiarowo-rozliczeniowe z dokładnością
do 1 kWh, przy czym:
a) dane pomiarowe są rejestrowane i przetwarzane z maksymalną moŜliwą
dokładnością wynikającą z własności urządzeń pomiarowych i systemów
informatycznych LSPR,
b) wyniki obliczeń są rejestrowane w LSPR z dokładnością do 1 kWh, a ewentualne
zaokrąglenia są dokonywane zgodnie z ogólnymi zasadami zaokrągleń.
C.1.10. Algorytm
wyznaczania
godzinowych
danych
pomiarowo-rozliczeniowych
w Fizycznych Miejscach Dostarczania Energii Rynku Bilansującego FDMB:
Wartość energii rzeczywistej w FDMB w godzinie h jest wyznaczana jako suma wartości
energii rzeczywistych w godzinie h w poszczególnych MDD wchodzących w skład FDMB
n
h
h
ERMBi
= ∑ ERMDD
j∈i
gdzie:
- 13 -
h
ERMBI
h
ERMDD
- wartość energii rzeczywistej w i-tym FDMB w godzinie h
- wartość energii rzeczywistej w MDD wchodzącym w skład i-tego
FDMB w godzinie h
C.1.11. Algorytm wyznaczania godzinowych danych pomiarowo-rozliczeniowych w Fizycznych
Profilowych Miejscach Dostarczania Energii Rynku Detalicznego pMDD
w podstawowym cyklu rozliczeniowym obowiązującym na RB:
h
ERMDDi
gdzie:
h
ERMDDi
M
Zk
ED
 n

 ∑ EDZkM

k
Z =1

=∑ m
∗ E PSkh 


k =1
 ∑ E PSkh

 h=1

- wartość energii rzeczywistej w i-tym MDD w godzinie h
- deklarowany, pobór energii dla miesięcznego okresu rozliczeniowego
m
∑E
h =1
PSkh
- suma wartości godzinowych energii standardowego profilu obciąŜenia typu
k dla miesięcznego okresu rozliczeniowego M
- wartość standardowego profilu obciąŜenia typu k w godzinie h
- ilość typów profili przydzielonych dla PPE wchodzących w skład MDD
- ilość PPE wchodzących w skład j-tego MDD, którym został przydzielony
standardowy profil obciąŜenia typu k
- ilość godzin w miesiącu M
E PSkh
K
n
m
Profilowych Miejscach Dostarczania Energii Rynku Detalicznego pMDD w cyklu korekty
na RB:
 n

M
 ∑ ERZkT

K
hT
Z =1

ERMDDj = ∑ mT
∗ E PSkhT 


k =1
 ∑ E PSkhT

 h=1

gdzie:
hT
ERMDDj
- wartość energii rzeczywistej w i-tym MDD w godzinie naleŜącej do strefy T
M
ERZkT
- rzeczywisty ,wyznaczony na podstawie odczytu urządzeń pomiarowych
pobór energii w strefie T dla okresu rozliczeniowego M, w z-tym PPE
wchodzącym w skład j-ego MDD, któremu został przydzielony standardowy
profil obciąŜenia typu k
m
∑E
PSkhT
- suma wartości godzinowych energii w strefie T standardowego profilu
1
E PSkhT
K
obciąŜenia typu k dla miesięcznego okresu rozliczeniowego M
- wartość standardowego profilu obciąŜenia typu k w godzinie naleŜącej do
strefy T
- wartość standardowego profili przydzielonych dla PPE wychodzących
w skład MDD
- 14 -
n
- ilość PPE wchodzących w skład j-tego MDD, którym został przydzielony
standardowy profil obciąŜenia typu k
- ilość godzin w miesiącu M
- ilość godzin w miesiącu M naleŜących do strefy T
- strefa czasowa obowiązująca w grupie taryfowej określona
w obowiązującej taryfie DALKIA ZEC
m
mT
T
Grafikowych Miejscach Dostarczania Energii Rynku Detalicznego (FMDD):
Wartość energii rzeczywistej w FMDD w godzinie h jest wyznaczona jako suma
wartości energii rzeczywistych w godzinie h w poszczególnych PDE wchodzących
w skład FMDD
n
h
h
ERMDDi
= ∑ ERPDE
j∈i
ER
h
MDDi
h
ERPDE
- wartość energii rzeczywistej w i-tym FMDD w godzinie h
- wartość energii rzeczywistej w PDE wchodzącym w skład i-tego
FMDD w godzinie h
C.1.14. Algorytm wyznaczania godzinowych danych pomiarowo-rozliczeniowych w Punktach
Dostarczania Energii (PDE):
Wartość energii rzeczywistej w PDE w godzinie h jest wyznaczana jako suma wartości
energii rzeczywistych w godzinie h w poszczególnych FPP wchodzących w skład PDE:
n
h
h
ERPDEi
= ∑ ERFPP
j∈i
gdzie:
h
ERPDEi
ER
h
FPP
- wartość energii rzeczywistej w i-tym PDE w godzinie h
- wartość energii rzeczywistej w FPP wchodzącym w skład i-tego PDE
w godzinie h
C.1.15. Dane pomiarowe i pomiarowo-rozliczeniowe są przekazywane przez DALKIA ZEC do
OSP poprzez Systemy Wymiany Informacji o Rynku Energii (WIRE), zgodnie z
zasadami i w terminach określonych w umowie o świadczenie usług przesyłowych
zawartej pomiędzy DALKIA ZEC a OSP. Przekazywane do OSP dane, w tym takŜe
dane wyznaczane w oparciu o dane szacunkowe oraz
na podstawie
standardowych profili zuŜycia mogą być korygowane przez DALKIA ZEC w
przewidzianym w IRiESP cyklu korygującym.
C.1.16. Przekazywanie danych pomiarowych pomiędzy OSP i DALKIA ZEC jest realizowane
poprzez system WIRE w MWh z dokładnością do 1 kWh, przy czym:
a) dane pomiarowe są przetwarzane z maksymalną moŜliwą dokładnością
wynikającą z własności systemów informatycznych LSPR,
b) wyniki obliczeń są rejestrowane w LSPR z dokładnością do 1 kWh,
a ewentualne zaokrąglenia są dokonywane zgodnie z ogólnymi zasadami
zaokrągleń,
c) dane pomiarowo-rozliczeniowe są udostępniane z dokładnością do 1 kWh.
- 15 -
C.1.17. Dane pomiarowe i pomiarowo-rozliczeniowe udostępniane są przez DALKIA ZEC dla
POB i sprzedawców poprzez Systemy Wymiany Informacji DALKIA ZEC zgodnie z
zasadami i w terminach określony w generalnych umowach dystrybucji zawartych
pomiędzy DALKIA ZEC a sprzedawcami oraz w umowach dystrybucji zawartych
pomiędzy DALKIA ZEC a POB.
C.1.18. Dane pomiarowe udostępniane są przez DALKIA ZEC dla URD zgodnie z
zasadami i w terminach określonych w umowach dystrybucji zawartych pomiędzy
DALKIA ZEC a URD.
C.1.19. Udostępniane przez DALKIA ZEC dane, w tym takŜe dane pomiarowo-rozliczeniowe,
wyznaczane w oparciu o dane szacunkowe oraz na podstawie standardowych
profili zuŜycia mogą być korygowane przez DALKIA ZEC w przewidzianym w
IRiESD-Bilansowanie okresach reklamacyjnych.
C.1.20. DALKIA ZEC wyznacza energię rzeczywistą dla URD będących wytwórcami lub
odbiorcami w cyklach miesięcznych i udostępnia dane pomiarowe do piątej doby
kolejnego miesiąca za miesiąc poprzedni. W przypadku braku danych stanowiących
podstawę do rozliczeń, DALKIA ZEC udostępnia dane pomiarowe niezwłocznie po ich
uzyskaniu.
C.1.21. URD oraz POB mają prawo wystąpić do DALKIA ZEC z wnioskiem o dokonanie
korekty danych pomiarowych w terminach i na zasadach określonych w pkt F
niniejszej IRiESD-Bilansowanie.
C.2.
WYMAGANIA TECHNICZNE DLA UKŁADÓW I SYSTEMÓW
POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH
C.2.1. Wymagania ogólne
C.2.1.1. Wymagania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz układów
pomiarowo-kontrolnych, zwanych dalej wspólnie równieŜ układami pomiarowymi,
określone w niniejszej IRiESD obowiązują z dniem jej wejścia w Ŝycie
w przypadkach:
a) układów pomiarowych nowobudowanych i modernizowanych,
b) układów pomiarowych zainstalowanych u URD będących wytwórcami lub
odbiorcami, którzy po wejściu w Ŝycie Instrukcji skorzystają z prawa wyboru
sprzedawcy.
Obowiązek dostosowania układów pomiarowych spoczywa na ich właścicielu.
Odbiorca, który jest właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego, chcący
skorzystać po raz pierwszy z prawa wyboru sprzedawcy dostosowuje układ
pomiarowo-rozliczeniowy do wymagań określonych w rozporządzeniu Ministra
Gospodarki z dnia 4 maja 2007r. w sprawie szczegółowych warunków
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, Ustawy Prawo o miarach z dnia 4
listopada 2004r, aktów wykonawczych do ustawy Prawo o miarach oraz w IRiESD.
- 16 -
C.2.1.2.Przekładniki prądowe i napięciowe podlegają sprawdzeniu przed zainstalowaniem.
Właściciel przekładników dostarcza protokół ze sprawdzenia potwierdzający
poprawność i zgodność danych znamionowych i oznaczeń przekładnika ze stanem
faktycznym, który wraz ze świadectwem legalizacji przekładnika lub jego badań
kontrolnych przekazuje do DALKIA ZEC.
C.2.1.3. Układy pomiarowe półpośrednie i pośrednie muszą być wyposaŜone w przekładniki
pomiarowe w kaŜdej z trzech faz oraz w liczniki trójsystemowe.
C.2.1.4. Układy pomiarowe 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 przypadku wytwórców posiadających odnawialne źródła energii oraz źródła
pracujące w skojarzeniu dodatkowo na zaciskach generatora w celu
potwierdzania ilości energii dla potrzeb wydawania świadectw pochodzenia,
Za zgodą DALKIA ZEC, w uzasadnionych przypadkach, dopuszcza się instalację
układów pomiarowych po stronie niskiego napięcia transformatora, dla odbiorców III
grupy przyłączeniowej o mocy znamionowej transformatora do 400 kVA włącznie.
C.2.1.5. Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej, będące Uczestnikami Rynku
Bilansującego instalują dla celów kontrolnych, bilansowych i rozliczeniowych, układy
pomiarowe energii elektrycznej zgodnie z wymaganiami określonymi przez Operatora
Systemu Przesyłowego w IRiESP.
C.2.1.6. DALKIA ZEC wraz z OSP oraz OSD przyłączonymi do systemu przesyłowego
uzgadniają wspólne protokoły pobierania oraz przetwarzania danych pomiarowych
z LSPR, dla potrzeb transmisji danych do Operatora Systemu Przesyłowego i ich
zabezpieczenia przed utratą danych.
C.2.1.7. Operatorzy Systemów Dystrybucyjnych oraz jeśli jest to wymagane z DALKIA ZEC
uzgadniają protokół transmisji danych pomiarowych pomiędzy sobą oraz określają
standard protokołu transmisji obowiązujący wszystkie podmioty przyłączone do
sieci dystrybucyjnej.
C.2.1.8.Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowych dzieli się na 9
kategorii:
a) kat. A1 - układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110 kV
i wyŜszym, dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej
urządzenia, instalacji lub sieci 30 MVA i wyŜszej,
b) kat. A2 -układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110
kV
urządzenia, instalacji lub sieci zawartej w przedziale od 1 MVA do 30 MVA,
c) kat. A3 - układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110 kV
urządzenia, instalacji lub sieci mniejszej niŜ 1 MVA,
d) kat. B1 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
przyłączonych na napięciu niŜszym niŜ 110 kV i wyŜszym niŜ 1 kV, o mocy
pobieranej nie mniejszej niŜ 30 MW (wyłącznie) lub rocznym zuŜyciu energii
- 17 -
elektrycznej nie mniejszym niŜ 200 GWh,
e) kat. B2 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
pobieranej nie mniejszej niŜ 5 MW i nie większej niŜ 30 MW (wyłącznie) lub
rocznym zuŜyciu energii elektrycznej nie mniejszym niŜ 30 GWh i nie
większym niŜ 200 GWh (wyłącznie),
f) kat. B3 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
pobieranej nie mniejszej niŜ 800 kW i nie większej niŜ 5 MW (wyłącznie) lub
rocznym zuŜyciu energii elektrycznej nie mniejszym niŜ 4 GWh i nie większym
niŜ 30 GWh (wyłącznie),
g) kat. B4 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
pobieranej nie większej niŜ 800 kW (wyłącznie) lub rocznym zuŜyciu energii
elektrycznej nie mniejszym niŜ 200 MWh i nie większym niŜ 4 GWh (wyłącznie),
h) kat. B5 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
pobieranej nie większej niŜ 40 kW lub rocznym zuŜyciu energii elektrycznej nie
większy niŜ 200 MWh,
i) kat. C1 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie
wyŜszym niŜ 1 kV o mocy pobieranej mniejszej niŜ 40 kW lub rocznym zuŜyciu
energii elektrycznej mniejszym niŜ 200 MWh,
j) kat. C2 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie
wyŜszym niŜ 1 kV o mocy pobieranej nie mniejszej niŜ 40 kW lub rocznym
zuŜyciu energii elektrycznej nie mniejszym niŜ 200 MWh.
W przypadku układów pomiarowych kategorii B i C, kwalifikacja do
poszczególnych grup jest uwarunkowana przekroczeniem granicznej wartości
jednego z dwóch wymienionych kryteriów tj. mocy pobieranej lub rocznego zuŜycia
energii.
C.2.1.9. Liczniki energii elektrycznej powinny posiadać, co najmniej klasę dokładności
odpowiednią dla kategorii pomiaru oraz umoŜliwiać:
a) dwukierunkowy pomiar energii czynnej oraz biernej dla wytwórców
i odbiorców posiadających źródła wytwórcze mierzony w czterech
kwadrantach z rejestracją profili obciąŜenia,
b) jednokierunkowy pomiar energii czynnej i dwukierunkowy pomiar energii biernej
z rejestracją profili obciąŜenia dla odbiorców nie posiadających źródeł
wytwórczych oraz mocy przyłączeniowej nie mniejszej niŜ 40 kW,
c) jednokierunkowy pomiar energii czynnej, a w uzasadnionych przypadkach pomiar
energii biernej - dotyczy tylko układów pomiarowo-rozliczeniowych odbiorców
zaliczonych do kategorii C1,
d) jednokierunkowy pomiar energii czynnej z rejestracją profili obciąŜenia - dla
pomiaru na zaciskach generatora, w celu potwierdzania ilości wytworzonej
energii dla potrzeb wydawania świadectw pochodzenia.
C.2.1.10.Dla układów pomiarowych energii elektrycznej poszczególnych kategorii
wymagane jest:
a) dla kategorii: A1 i A2 - stosowanie dwóch równowaŜnych układów pomiarowych układu pomiarowo-rozliczeniowego podstawowego i układu pomiaroworozliczeniowego rezerwowego,
- 18 -
b) dla kategorii: B1 i B2 - stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu
pomiarowo-rozliczeniowego i układu pomiarowo-kontrolnego.
Dla pozostałych kategorii dopuszcza się stosowanie układów pomiarowokontrolnych, przy czym mogą być one przyłączone do uzwojenia przekładników
układu pomiarowo-rozliczeniowego.
C.2.1.11.Miejsce zainstalowania układu pomiarowego określa DALKIA ZEC, w warunkach
przyłączenia lub umowie o świadczenie usług dystrybucji lub umowie kompleksowej.
C.2.1.12.Przekładniki prądowe powinny być tak dobrane, aby dla nowo projektowanych
układów pomiarowych, wartość prądu wynikającego z mocy umownej
i uwzględnienia zadanego współczynnika tg φ powinna być nie mniejsza niŜ 90%
wartości znamionowego prądu pierwotnego; natomiast dla eksploatowanych lub
modernizowanych rzeczywisty prąd roboczy strony pierwotnej przekładników
prądowych powinien się mieścić w granicach od 20% do 120% znamionowego
prądu pierwotnego, równieŜ w przypadkach nierównomiernych obciąŜeń
sezonowych.
Przekładniki prądowe i napięciowe powinny być tak dobrane, aby obciąŜenie strony
wtórnej zawierało się miedzy 25%, a 100% wartości nominalnej mocy
uzwojeń/rdzeni przekładników. W przypadku wystąpienia konieczności dociąŜenia
rdzenia pomiarowego jako dociąŜenie naleŜy zastosować atestowane rezystory
instalowane w obudowach przystosowanych do plombowania.
C.2.1.13.Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiarowych nie
moŜna przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii elektrycznej oraz
w uzasadnionych przypadkach rezystorów dociąŜających.
C.2.1.14.Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych
w układach pomiarowych podstawowych i rezerwowych powinien być ≤10.
C.2.1.15.Wszystkie elementy członu zasilającego oraz osłony i urządzenia wchodzące
w skład układu pomiarowego energii elektrycznej muszą być przystosowane do
plombowania.
C.2.1.16.W przypadku zmian mocy umownej lub ilości pobieranej energii elektrycznej
powodujących zmianę kwalifikacji układu pomiarowego do kategorii określonej
w pkt. C.2.1.8., dostosowanie układu do wymagań nowej kategorii spoczywa na
właścicielu układu pomiarowego.
C.2.1.17.W przypadku zmiany charakteru odbioru, DALKIA ZEC moŜe nakazać
wprowadzenie zmian w istniejącym układzie pomiarowo-rozliczeniowym (np. pomiar
energii biernej lub strat).
C.2.1.18.Wszelkie stwierdzone nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego lub jego
elementu winny być niezwłocznie wzajemnie zgłaszane przez Strony umowy
o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej.
C.2.1.19.W przypadku podejrzenia nieprawidłowości działania układu pomiarowego lub
jego elementu, kaŜda ze Stron umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy
kompleksowej, ma prawo Ŝądać laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości
- 19 -
działania układu pomiarowego lub jego elementu.
C.2.1.20.W przypadku zgłoszenia Ŝądania laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości
działania układu pomiarowego lub jego elementu, właściciel układu pomiarowego na
swój koszt i swoim staraniem demontuje wskazany element układu
pomiarowego w obecności przedstawiciela drugiej Strony umowy o świadczenie
usług dystrybucji lub umowy kompleksowej w terminie do 7-miu dni od dnia
zgłoszenia Ŝądania.
C.2.1.21.DALKIA ZEC przekazuje zdemontowany element układu pomiarowego do
laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania w terminie 14-stu dni od dnia
zgłoszenia Ŝądania. JeŜeli właścicielem układu pomiarowego jest podmiot inny niŜ
DALKIA ZEC, to podmiot ten ma obowiązek przekazać DALKIA ZEC zdemontowany
element układu pomiarowego bezpośrednio po jego demontaŜu.
C.2.1.22.JeŜeli laboratoryjne sprawdzenie nie wykaŜe błędów w działaniu zdemontowanego
elementu układu pomiarowego, to podmiot wnioskujący o sprawdzenie ponosi
koszty sprawdzenia.
C.2.1.23.DALKIA ZEC przekazuje odbiorcy/wytwórcy
sprawdzenia, niezwłocznie po jego otrzymaniu.
kopię
wyniku
laboratoryjnego
C.2.1.24.JeŜeli DALKIA ZEC nie jest właścicielem układu pomiarowego, DALKIA ZEC
zwraca zdemontowany element układu pomiarowego właścicielowi w terminie do
60-go dnia, od dnia jego otrzymania od podmiotu wykonującego laboratoryjne
sprawdzenie prawidłowości jego działania, o ile Ŝadna ze Stron nie wystąpi z
wnioskiem, o którym mowa w pkt. C.2.1.25.
C.2.1.25.W ciągu 30-stu dni od dnia otrzymania kopii wyniku badania laboratoryjnego,
kaŜda ze Stron umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej
moŜe zlecić wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego uprzednio
zdemontowanego elementu układu pomiarowego. DALKIA ZEC ma obowiązek
umoŜliwić przeprowadzenie takiej ekspertyzy.
C.2.1.26.Koszt ekspertyzy, o której mowa w pkt. C.2.1.25. pokrywa podmiot, który wnioskuje
o jej przeprowadzenie.
C.2.1.27.Na czas niesprawności elementu układu pomiarowego, właściciel układu
pomiarowego zapewni zastępczy element układu pomiarowego, który będzie spełniał
wymagania techniczne określone w niniejszej IRiESD-Bilansowanie. W
uzasadnionych przypadkach, na okres trwania niesprawności elementu układu
pomiarowego, DALKIA ZEC moŜe odpłatnie uŜyczyć zastępczy element układu
pomiarowego, który będzie spełniał wymagania techniczne określone w niniejszej
instrukcji.
C.2.1.28.W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego,
z wyłączeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej, właściciel układu
pomiarowego zwraca koszty, o których mowa w pkt. C.2.1.22. i C.2.1.26., a DALKIA
ZEC dokonuje korekty dostarczonej/odebranej energii elektrycznej, na podstawie
której dokonywane są korekty rozliczeń pomiędzy podmiotami prowadzącymi
- 20 -
rozliczenia tego podmiotu, o ile do rozliczeń nie moŜna było wykorzystać wskazań
innego układu pomiarowego.
C.2.1.29.W przypadku stwierdzenia prawidłowego działania układu pomiarowego energii
elektrycznej, strona wnioskująca o sprawdzenie układu pomiarowego pokrywa
uzasadnione koszty związane z demontaŜem, montaŜem i wypoŜyczeniem
zastępczego elementu układu pomiarowego.
C.2.1.30.W przypadku wymiany układu pomiarowego lub jego elementu w trakcie
dostarczania energii elektrycznej, a takŜe po zakończeniu jej dostarczania,
DALKIA ZEC wydaje odbiorcy/wytwórcy dokument zawierający dane identyfikujące
układ pomiarowy i stan wskazań licznika w chwili demontaŜu.
C.2.2. Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kat. A.
C.2.2.1.Układy pomiarowo-rozliczeniowe kategorii A1 powinny spełniać następujące
wymagania:
a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć dwa
rdzenie i dwa uzwojenia pomiarowe o klasie dokładności nie gorszej niŜ 0,2
słuŜące do pomiaru energii elektrycznej,
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowych powinny mieć klasę
dokładności nie gorszą niŜ 0,2 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 1 dla
energii biernej,
c) liczniki energii elektrycznej powinny umoŜliwiać współpracę z systemami
automatycznej rejestracji danych.
C.2.2.2.Układy pomiarowo-rozliczeniowe kategorii A2 powinny spełniać następujące
wymagania:
a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć
klasę dokładności nie gorszą niŜ 0,5,
dokładności nie gorszą niŜ 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 3 dla energii
biernej,
d) liczniki energii elektrycznej powinny umoŜliwiać współpracę z systemami
C.2.2.3.Układy pomiarowo - rozliczeniowe kategorii A3 powinny spełniać następujące
wymagania:
klasę dokładności nie gorszą niŜ 0,5,
dokładności nie gorszą niŜ 1 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej,
c) liczniki energii
elektrycznej powinny umoŜliwiać współpracę z systemami
C.2.2.4.Dla układów pomiarowych kategorii A1 i A2 wymaga się stosowania
równowaŜnych układów pomiarowych: pomiarowo -rozliczeniowego
podstawowego i pomiarowo - rozliczeniowego rezerwowego, przy czym:
a) w układach pomiarowych kategorii A1 zasilanie układu podstawowego
i rezerwowego odbywa się z oddzielnych rdzeni/uzwojeń przekładników
- 21 -
zainstalowanych w tym samym miejscu oraz oba układy spełniają wymagania
określone w punkcie C.2.2.1.,
b) w układach pomiarowych kategorii A2 spełnione są wymagania określone
w punkcie C.2.2.2.
C.2.2.5. Ponadto układy pomiarowe kategorii A1, A2, A3 powinny:
a) posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę
oraz układy potrzymania zasilania źródłami zewnętrznymi,
b) umoŜliwiać automatyczne zamykanie okresu rozliczeniowego, rejestrację
i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej 15 minutowej przez co
najmniej 63 dni,
c) umoŜliwiać półautomatyczny odczyt lokalny w przypadku awarii łączy
transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
C.2.2.6. Transmisja danych z układów pomiarowo - rozliczeniowych kategorii A1, A2, i A3
powinna być realizowana automatycznie - „on line” za pośrednictwem wyjść cyfrowych
liczników energii elektrycznej.
C.2.2.7.Kanały telekomunikacyjne do realizacji transmisji danych powinny posiadać pełną,
fizycznie niezaleŜną rezerwację łączy telekomunikacyjnych, a wymagania co do
szybkości i jakości transmisji określa DALKIA ZEC.
C.2.3. Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kat. B.
C.2.3.1.Dla układów pomiarowych kategorii B1, o których mowa w p. C.2.1.8. powinny być
spełnione następujące wymagania:
a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych - układu pomiaroworozliczeniowego i układu pomiarowo-kontrolnego, zasilanych z przekładników
prądowych i napięciowych, przy czym dopuszcza się stosowanie przekładników z
dwoma uzwojeniami pomiarowymi na jednym rdzeniu,
b) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć
rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niŜ 0,5 (zalecana
klasa 0,2) słuŜące do pomiaru energii czynnej,
c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
klasę nie gorszą niŜ 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 1 dla energii biernej,
d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny mieć klasę
dokładności nie gorszą niŜ 1 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 2 dla energii
biernej,
e) układy pomiarowe powinny umoŜliwiać rejestrowanie i przechowywanie
w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co
najmniej 63 dni (nie dłuŜej jednak niŜ dwa okresy rozliczeniowe)
i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,
f) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu
rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania źródłami
zewnętrznymi,
g) układy pomiarowe powinny umoŜliwiać transmisję danych nie częściej niŜ 4 razy
na dobę, przy czym nie jest wymagane dostarczanie danych o mocy pobieranej
i energii biernej,
h) dla układu pomiarowo-rozliczeniowego (podstawowego) wymagana jest
rezerwowa droga transmisji danych pomiarowych, przy czym dopuszcza się
- 22 -
wykorzystanie urządzeń teleinformatycznych odbiorcy (np. poprzez wystawianie
danych na serwer ftp lub za pomocą poczty elektronicznej),
i) powinien być moŜliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku
awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
C.2.3.2.Dla układów pomiarowych kategorii B2, powinny być spełnione następujące
wymagania:
a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych - układu pomiaroworozliczeniowego i układ pomiarowo-kontrolnego; układy mogą być zasilane
z jednego uzwojenia przekładnika,
b) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć
rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niŜ 0,5
(zalecana klasa 0,2) słuŜące do pomiaru energii czynnej,
c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny mieć klasę
nie gorszą niŜ 1 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 2 dla energii biernej,
e) układy pomiarowe powinny umoŜliwiać rejestrowanie i przechowywanie
w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez
co najmniej 63 dni (nie dłuŜej jednak niŜ dwa okresy rozliczeniowe)
f) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu
rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz potrzymanie zasilania ze źródeł
zewnętrznych,
g) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umoŜliwiać transmisję danych
pomiarowych nie częściej niŜ raz na dobę, przy czym nie jest wymagane
dostarczanie danych o pobieranej mocy i energii biernej,
h) powinien być moŜliwy lokalny, pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku
wymagania:
rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niŜ 0,5
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
c) układy pomiarowe powinny umoŜliwiać rejestrowanie i przechowywanie
najmniej 63 dni (nie dłuŜej jednak niŜ dwa okresy rozliczeniowe) i automatycznie
zamykać okres rozliczeniowy,
d) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu
rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz potrzymanie zasilania ze źródeł
zewnętrznych,
e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umoŜliwiać transmisję danych
f) powinien być moŜliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku
- 23 -
wymagania:
rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niŜ 1
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych powinny mieć
klasę nie gorszą niŜ 1 dla energii czynnej i nie gorszą niŜ 2 dla energii biernej,
d) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu
rzeczywistego co najmniej raz na dobę,
e) układy pomiarowo - rozliczeniowe powinny umoŜliwiać transmisję danych
f) powinien być moŜliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku
wymagania:
a) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych powinny mieć
b) układy pomiarowe powinny umoŜliwiać rejestrowanie i przechowywanie
c) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu
rzeczywistego co najmniej raz na dobę,
d) powinien być moŜliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku
C.2.4. Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kat. C.
C.2.4.1.Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C1, o których mowa w p. C.2.1.8. są
następujące:
a) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć
klasę dokładności nie gorszą niŜ 2 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej;
b) w przypadkach zbierania danych na potrzeby tworzenia standardowych profili
zuŜycia, wymaganych względami technicznymi lub wymaganych względami
ekonomicznymi, DALKIA ZEC moŜe zadecydować o konieczności:
1) realizowania przez układ pomiarowy rejestracji i przechowywania
w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez
co najmniej 63 dni (nie dłuŜej jednak niŜ przez dwa okresy
rozliczeniowe). Układy te powinny automatycznie zamykać okres
rozliczeniowy,
2) realizowania przez układ pomiarowy transmisji danych pomiarowych
nie częściej niŜ raz na dobę (zaleca się raz na miesiąc). Nie
wymaga się dostarczania danych o mocy pobieranej i energii biernej.
C.2.4.2. Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C2, o których mowa w p. C.2.1.8. są
- 24 -
następujące:
rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niŜ 1
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych powinny mieć
d) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umoŜliwiać transmisję danych
e) powinien być moŜliwy lokalny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy
transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
- 25 -
D
PROCEDURY USTANAWIANIA I ZMIANY
PODMIOTÓWODPOWIEDZIALNYCH ZA BILANSOWANIE
HANDLOWE
D.1.
POB jest ustanawiany przez sprzedawców, którzy zamierzają sprzedawać energię
elektryczną do odbiorców oraz wytwórców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
DALKIA ZEC w umowach o świadczenie usług dystrybucyjnych z DALKIA ZEC.
Zmiana podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe następuje zgodnie
z zapisami niniejszej IRiESD-Bilansowanie oraz odpowiednimi zapisami w umowach
zawartych pomiędzy:
1. Sprzedawcą lub URD typu wytwórca i:
a) DALKIA ZEC,
b) POB przekazującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe,
c) POB przejmującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe, oraz
2. OSP i:
a) POB przekazującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe,
b) POB przejmującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe,
c) DALKIA ZEC, oraz
3. DALKIA ZEC i POB przekazującym oraz przejmującym odpowiedzialność za
bilansowanie handlowe.
W przypadku braku utworzenia przez Operatora Systemu Przesyłowego miejsc
bilansowania dla DALKIA ZEC, niezbędne jest zawarcie stosownej umowy
dystrybucyjnej Sprzedawcy z ENEA Operator spółka z o.o., w tym przypadku będą
wykorzystane MB utworzone w ENEA spółka z o.o. dla tego sprzedawcy.
W przypadku zmiany przez sprzedawcę lub wytwórcę podmiotu odpowiedzialnego za
bilansowanie handlowe, sprzedawca lub wytwórca, POB przekazujący
odpowiedzialność za bilansowanie handlowe oraz POB przejmujący tą
odpowiedzialność, są zobowiązani do powiadomienia DALKIA ZEC o tym fakcie,
drogą elektroniczną lub w formie pisemnej listem poleconym na formularzu
udostępnionym na stronie internetowej DALKIA ZEC. DALKIA ZEC dokonuje
weryfikacji zgodności powiadomień i informuje o jej wyniku zainteresowane podmioty
drogą elektroniczną lub w formie pisemnej listem poleconym. Przekazywana
informacja zawiera równieŜ datę, od której następuje zmiana POB, z zastrzeŜeniem
p.D.4. Szczegółowe zasady wymiany informacji określone są w umowach
zawartych przez te podmioty z DALKIA ZEC.
D.2.
D.3.
D.4.
Zmiana podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe następuje od
początku nowego okresu rozliczeniowego obowiązującego na rynku bilansującym
następującego po dacie otrzymania przez DALKIA ZEC powiadomień od sprzedawcy
lub wytwórcy oraz POB przekazującego i przejmującego odpowiedzialność za
bilansowanie handlowe, jednak nie wcześniej niŜ po 10 dniach kalendarzowych od
powyŜszej daty.
D.5.
JeŜeli podmiot przejmujący odpowiedzialność za bilansowanie handlowe nie posiada
nadanych przez OSP MB w sieci dystrybucyjnej DALKIA ZEC, wówczas zmiana
w przyporządkowaniu URD danego sprzedawcy do podmiotu odpowiedzialnego za
ich bilansowanie handlowe następuje z datą wejścia w Ŝycie aneksu do umowy o
której mowa w p.D.2.2.c), jednak nie wcześniej niŜ w terminie określonym w p.D.4.
- 26 -
D.6.
W przypadku, gdy POB wskazany przez sprzedawcę lub wytwórcę, jako
odpowiedzialny za bilansowanie handlowe zaprzestanie działalności na rynku
bilansującym, wówczas odpowiedzialność za bilansowanie handlowe przechodzi ze
skutkiem od dnia zaprzestania tej działalności przez dotychczasowego POB na
nowego POB wskazanego przez sprzedawcę rezerwowego dla odbiorcy lub na
DALKIA ZEC w przypadku utraty POB przez wytwórcę. Jednocześnie sprzedaŜ
energii do tych odbiorców przejmuje sprzedawca rezerwowy.
D.7.
JeŜeli odbiorca utraci sprzedawcę rezerwowego lub sprzedawca rezerwowy utraci
POB wskazanego przez tego sprzedawcę jako odpowiedzialnego za bilansowanie
handlowe, wówczas odbiorca traci sprzedawcę rezerwowego. Obowiązki sprzedawcy
przejmuje DALKIA ZEC od dnia zaprzestania działalności przez sprzedawcę
rezerwowego, jednak na okres nie dłuŜszy niŜ 30 dni.
D.8.
W przypadku pozyskania informacji od OSP o planowanym zaprzestaniu działalności
na rynku bilansującym przez POB, DALKIA ZEC niezwłocznie powiadamia
sprzedawcę, który wskazał tego POB, o braku moŜliwości realizacji umowy
sprzedaŜy energii przez tego sprzedawcę i bilansowania handlowego jego URD przez
POB wskazanego przez tego sprzedawcę. W takim przypadku sprzedawca jest
zobowiązany do zmiany POB. Zmiana ta musi nastąpić przed ww. terminem
planowanego zaprzestania działalności na RB przez dotychczasowego POB, z
zachowaniem postanowień rozdziału D., w przeciwnym wypadku następuje
wstrzymanie przez DALKIA ZEC realizacji umów sprzedaŜy tego sprzedawcy.
D.9.
POB odpowiedzialny za bilansowanie sprzedawcy jest zobowiązany do
natychmiastowego skutecznego poinformowania DALKIA ZEC i sprzedawcy lub
wytwórcy, który go wskazał, o zaprzestaniu działalności na RB.
D.10.
Zaprzestanie działalności przez sprzedawcę lub wskazanego przez niego POB,
skutkuje jednoczesnym wstrzymaniem realizacji umów sprzedaŜy energii tego
sprzedawcy i zaprzestaniem bilansowania handlowego tego sprzedawcy przez
POB.
- 27 -
E.
POSTĘPOWANIE REKLAMACYJNE
E.1.
Niniejszy rozdział określa procedury postępowania i rozstrzygania reklamacji
w zakresie objętym niniejszą IRiESD-Bilansowanie.
E.2.
Reklamacje podmiotów zobowiązanych do stosowania IRiESD-Bilansowanie powinny
być zgłaszane w formie pisemnej, w terminie nie dłuŜszym niŜ 60 dni dla Odbiorców
będących gospodarstwami domowymi oraz 14 dni dla pozostałych odbiorców od dnia
zaistnienia okoliczności stanowiących podstawę reklamacji lub skargi.
E.3.
Reklamacje powinny być przesyłane do DALKIA ZEC, listem poleconym na adres:
Wydział Handlu i Rozwoju
Dalkia Poznań Zespół Elektrociepłowni SA
ul. Gdyńska 54
61-016 Poznan
E.4.
Skierowanie przez podmiot reklamacji do DALKIA ZEC powinno zawierać
w szczególności:
a) dane adresowe podmiotu,
b) datę zaistnienia oraz dokładny opis i przyczynę okoliczności stanowiących
podstawę reklamacji wraz z uzasadnieniem,
c) zgłaszane Ŝądanie,
d) dokumenty uzasadniające Ŝądanie.
E.5.
DALKIA ZEC rozstrzyga zgłoszoną reklamację w terminie nie dłuŜszym niŜ 14 dni od
daty otrzymania zgłoszenia reklamacji. Rozstrzygnięcie reklamacji w formie pisemnej
wraz z uzasadnieniem jest przesyłane listem poleconym.
E.6.
JeŜeli rozstrzygnięcie reklamacji przez DALKIA ZEC zgodnie z pkt. E.5, w całości
lub w części nie jest satysfakcjonujące dla podmiotu zgłaszającego, to podmiot ten
ma prawo w terminie 14 dni od dnia otrzymania rozstrzygnięcia, wystąpić pisemnie do
DALKIA ZEC z wnioskiem o ponowne rozstrzygnięcie reklamacji zawierającym:
a) zakres nieuwzględnionego przez DALKIA ZEC Ŝądania,
b) uzasadnienie faktyczne i prawne zgłoszonego Ŝądania,
c) dane przedstawicieli podmiotu upowaŜnionych do prowadzenia negocjacji.
Wniosek o ponowne rozstrzygnięcie reklamacji powinien być przesłany listem
poleconym na adres wymieniony w pkt. E.3.
E.7.
DALKIA ZEC rozstrzyga wniosek o ponowne rozpatrzenie reklamacji w terminie
nieprzekraczającym 60 dni od daty jego otrzymania. DALKIA ZEC rozpatruje
przedmiotowy wniosek po przeprowadzeniu negocjacji z upowaŜnionymi
przedstawicielami podmiotu zgłaszającego reklamację i moŜe ją uwzględnić w
całości lub w części lub podtrzymać swoje wcześniejsze stanowisko. DALKIA ZEC
przesyła rozstrzygnięcie wniosku w formie pisemnej, listem poleconym.
E.8.
JeŜeli reklamacje prowadzące do sporu pomiędzy DALKIA ZEC a podmiotem
- 28 -
zgłaszającym Ŝądanie nie zostaną uwzględnione w trakcie opisanego powyŜej
postępowania reklamacyjnego, Strony sporu mogą zgłosić spór do rozstrzygnięcia
przez sąd, zgodnie z zapisami zawartymi w stosownej umowie wiąŜącej DALKIA
ZEC i podmiot składający reklamację.
E.9.
E.10.
E.11.
Skierowanie sprawy do rozstrzygnięcia zgodnie z zapisami umowy, o której mowa
w pkt. E.8., musi być poprzedzone procedurą reklamacyjną zgodnie z powyŜszymi
postanowieniami.
Reklamacje dotyczące korekty danych pomiarowych dla MD oraz MB sprzedawców i
POB odbywają się zgodnie z zapisami IRiESP.
Zgłoszenie reklamacji, wystąpienie lub istnienie sporu objętego postępowaniem
reklamacyjnym nie zwalnia stron sporu z dotrzymania swoich zobowiązań
wynikających z IRiESD-Bilansowanie.
- 29 -
F.
PROCEDURY ZMIANY SPRZEDAWCY
F.1.
WYMAGANIA OGÓLNE
F.1.1.
Procedury zmiany Sprzedawcy energii elektrycznej zawarte w niniejszym
rozdziale, dotyczą odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej DALKIA ZEC, nie
objętych rozszerzonym obszarem Rynku Bilansującego.
F.1.2.
Podstawą realizacji sprzedaŜy energii elektrycznej na obszarze działania DALKIA
ZEC, jest generalna umowa dystrybucji, zawarta przez sprzedawcę z DALKIA ZEC.
Generalna umowa dystrybucji reguluje kompleksowo stosunki pomiędzy sprzedawcą,
a DALKIA ZEC oraz określa warunki jakie musi spełniać sprzedawca chcący
prowadzić sprzedaŜ energii elektrycznej dla wszystkich odbiorców z obszaru
działania DALKIA ZEC. Wykaz sprzedawców posiadających zawartą Generalną
umowę dystrybucji z DALKIA ZEC jest publikowana na stronie internetowej DALKIA
ZEC oraz jest dostępna w punktach obsługi klienta prowadzonych przez DALKIA
ZEC.
F.1.3.
Podmioty chcące skorzystać z prawa wyboru Sprzedawcy, muszą spełniać
postanowienia p.C.2. od momentu skorzystania z tego prawa.
F.1.4.
Przy kaŜdej zmianie przez odbiorcę Sprzedawcy, dokonywany jest przez DALKIA
ZEC odczyt wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego. Ustalenie wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego na dzień zmiany sprzedawcy, dokonywane jest na
podstawie odczytu wykonanego maksymalnie z pięciodniowym wyprzedzeniem lub
opóźnieniem.
F.1.5.
Zmiana Sprzedawcy dokonywana jest z uwzględnieniem zapisów obowiązujących
umów o świadczenie usług dystrybucji, przy czym:
a) proces zmiany Sprzedawcy przez dotychczasowego odbiorcę przedsiębiorstwa
pełniącego obowiązki sprzedawcy z urzędu nie powinien przekroczyć 30 dni, licząc
od momentu otrzymania przez DALKIA ZEC powiadomień o których mowa w
p.F.2.3.,
b) proces kolejnych zmian Sprzedawcy nie powinien przekroczyć okresu:
- 30 dni dla odbiorców przyłączonych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej
DALKIA ZEC o napięciu znamionowym nie wyŜszym niŜ 1kV oraz mocy
umownej poniŜej 40kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia
przedlicznikowego w torze prądowym nie większym niŜ 63A,
- 14 dni dla pozostałych odbiorców,
licząc od momentu otrzymania przez DALKIA ZEC powiadomień o których
mowa w pkt. F.3.4.
F.2.
PROCEDURA PIERWSZEJ ZMIANY SPRZEDAWCY
- 30 -
F.2.1.
Odbiorca zawiera z wybranym przez siebie sprzedawcą energii elektrycznej umowę
sprzedaŜy.
F.2.2.
Odbiorca wypowiada umowę zawartą z przedsiębiorstwem pełniącym obowiązki
sprzedawcy z urzędu lub upowaŜnia sprzedawcę do dokonania wypowiedzenia.
F.2.3. Po zawarciu umowy sprzedaŜy energii, o której mowa w p.F.2.1., na formularzu
określonym przez DALKIA ZEC oraz zgodnie z zapisami rozdziału B:
a) sprzedawca powiadamia DALKIA ZEC o zawarciu umowy sprzedaŜy z odbiorcą
(zgłoszenie umowy), na zasadach określonych w generalnej umowie
dystrybucji,
b) odbiorca powiadamia DALKIA ZEC o zawarciu umowy sprzedaŜy ze sprzedawcą.
F.2.4.
DALKIA ZEC w terminie nie przekraczającym 5 dni roboczych od daty otrzymania
powiadomień o których mowa w p.F.2.3., dokonuje ich weryfikacji, zgodnie z zapisami
rozdziału B.
F.2.5.
Po pozytywnym wyniku weryfikacji, o której mowa w p.F.2.4., DALKIA ZEC informuje
przedsiębiorstwo pełniące obowiązki sprzedawcy z urzędu o otrzymanym od odbiorcy
powiadomieniu o wypowiedzeniu umowy.
W przypadku negatywnego wyniku weryfikacji, DALKIA ZEC informuje sprzedawcę i
odbiorcę o przerwaniu procesu zmiany sprzedawcy wraz z podaniem przyczyny.
F.2.6.
W przeciągu 5 dni roboczych od daty otrzymania informacji o której mowa
w p.F.2.5., przedsiębiorstwo pełniące obowiązki sprzedawcy z urzędu moŜe zgłosić
do DALKIA ZEC zastrzeŜenia dotyczące terminu rozwiązania umowy z odbiorcą.
F.2.7.
W przypadku otrzymania przez DALKIA ZEC zgłoszenia o którym mowa w p. F.2.6.,
DALKIA ZEC w przeciągu 5 dni roboczych powiadamia o tym sprzedawcę oraz
przerywa proces zmiany sprzedawcy.
F.2.8.
W celu realizacji umowy sprzedaŜy, o której mowa w p.F.2.1., odbiorca zawiera
z DALKIA ZEC umowę o świadczenie usług dystrybucji lub upowaŜnia
sprzedawcę do zawarcia takiej umowy w jego imieniu i na jego rzecz.
F.2.9.
Umowa sprzedaŜy zawarta między odbiorcą i sprzedawcą oraz umowa
o świadczenie usług dystrybucji zawarta miedzy odbiorcą i DALKIA ZEC, wchodzą
w Ŝycie z dniem skutecznego rozwiązania dotychczasowej umowy odbiorcy z
przedsiębiorstwem energetycznym pełniącym obowiązki sprzedawcy z urzędu.
F.3.
PROCEDURA KOLEJNYCH ZMIAN PRZEDAWCY
F.3.1. Warunkiem koniecznym umoŜliwiającym zmianę Sprzedawcy przez odbiorcę jest
istnienie umowy o świadczenie usług dystrybucji, zawartej pomiędzy DALKIA ZEC,
a odbiorcą.
F.3.2.
Odbiorca dokonuje wyboru kolejnego Sprzedawcy i zawiera z nim umowę sprzedaŜy
energii elektrycznej. Umowa ta winna zawierać klauzulę, iŜ wchodzi w Ŝycie z dniem
skutecznego rozwiązania umowy sprzedaŜy zawartej miedzy odbiorcą i jego
- 31 -
dotychczasowym Sprzedawcą.
F.3.3. Odbiorca wypowiada dotychczasową umowę sprzedaŜy lub upowaŜnia nowego
sprzedawcę do dokonania wypowiedzenia.
F.3.4. Odbiorca i nowy Sprzedawca powiadamiają DALKIA ZEC (na zasadach opisanych
w p.F.2.3.) o fakcie zawarcia ze sobą umowy sprzedaŜy.
F.3.5. DALKIA ZEC, w terminie nie przekraczającym 5 dni roboczych od daty otrzymania
powiadomień o których mowa w p.F.3.4., dokonuje ich weryfikacji, zgodnie z
zapisami rozdziału B.
F.3.6.
Po pozytywnym wyniku weryfikacji, o której mowa w p.F.3.5., DALKIA ZEC informuje
dotychczasowego sprzedawcę o otrzymanym od odbiorcy powiadomieniu o
wypowiedzeniu umowy. W przypadku negatywnego wyniku weryfikacji, DALKIA
ZEC informuje nowego sprzedawcę i odbiorcę o przerwaniu procesu zmiany
sprzedawcy wraz z podaniem przyczyny.
F.3.7. Umowa sprzedaŜy zawarta między odbiorcą i nowym sprzedawcą wchodzi w Ŝycie
z dniem skutecznego rozwiązania umowy sprzedaŜy zawartej między odbiorcą
i dotychczasowym sprzedawcą.
F.4.
ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW
F.4.1.
DALKIA ZEC udziela informacji uŜytkownikom systemu oraz podmiotom ubiegającym
się o przyłączenie do sieci nt. świadczonych usług dystrybucyjnych oraz zasad
i procedur zmiany sprzedawcy.
F.4.2.
Informacje ogólne udostępnione są przez DALKIA ZEC:
a) na stronach internetowych DALKIA ZEC,
b) w niniejszej IRiESD opublikowanej na stronach internetowych DALKIA ZEC,
c) poprzez ogłoszenia prasowe,
d) w punktach obsługi klienta.
F.4.3. Informacje szczegółowe udzielane są na zapytanie odbiorcy złoŜone pisemnie
następującymi drogami:
a) osobiście w punkcie obsługi klienta,
b) listownie na adres DALKIA ZEC,
c) pocztą elektroniczną,
d) faksem,
lub telefonicznie pod numerami telefonów zamieszczonymi na stronie internetowej
DALKIA ZEC.
F.4.4.
DALKIA ZEC informuje odbiorców o warunkach zmiany sprzedawcy, a w
szczególności o:
a) uwarunkowaniach formalno-prawnych,
b) ogólnych zasadach funkcjonowania rynku bilansującego,
- 32 -
c)
d)
e)
f)
procedurach zmiany sprzedawcy,
wymaganych umowach,
prawach i obowiązkach podmiotów korzystających z prawa wyboru sprzedawcy,
procedurach powiadamiania o zawartych umowach sprzedaŜy energii
elektrycznej oraz weryfikacji powiadomień,
g) zasadach ustanawiania i zmiany podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie
handlowe,
h) warunkach świadczenia usług dystrybucyjnych.
F.4.5. Odpowiedzi na zapytanie złoŜone pisemnie w formie listownej lub elektronicznej
przez odbiorcę DALKIA ZEC udziela w terminie do 14 dni od daty wpłynięcia
zapytania do DALKIA ZEC.
- 33 -
G.
ZASADY WYZNACZANIA, PRZYDZIELANIA I WERYFIKACJI
STANDARDOWYCH PROFILI ZUśYCIA
G.1. DALKIA ZEC określa standardowe profile zuŜycia (profil) na podstawie pomierzonych
zmienności obciąŜeń dobowych odbiorców kontrolnych objętych pomiarami
zmienności obciąŜenia, wytypowanych przez DALKIA ZEC spośród odbiorców
przyłączonych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym nie
wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy umownej poniŜej 40 kW lub prądzie znamionowym
zabezpieczenia przelicznikowego w torze prądowym nie większym niŜ 63 A, przy
zastosowaniu technik statystyki matematycznej. Profile te będą określone i
wprowadzone Karta aktualizacji po przyłączeniu odbiorców rozliczanych w taryfie G.
G.2. Dla odbiorców którzy chcą skorzystać z prawa wyboru sprzedawcy, o których mowa w
p. G.1., DALKIA ZEC na podstawie danych uzyskanych od odbiorcy dotyczących:
a)
typu odbiorcy,
b)
historycznego lub przewidywanego rocznego zuŜycia energii elektrycznej,
c)
wykorzystania mocy umownej,
d)
parametrów technicznych przyłącza,
e)
końcowego przeznaczenia energii (np. rodzaju ogrzewania, rodzaju odbiorników,
klimatyzacji itd.),
przydziela odpowiedni profil i planowaną ilość poboru energii na rok kalendarzowy.
G.3. Przydzielony dla odbiorcy profil oraz planowana ilość poboru energii elektrycznej jest
przyjmowana w generalnej umowie dystrybucyjnej zawartej przez sprzedawcę tego
odbiorcy profilowego z DALKIA ZEC.
G.4. Sprzedawca o którym mowa w p.G.3., na podstawie zapisanych w generalnej umowie
dystrybucyjnej profili i planowanej ilości poboru energii elektrycznej, dokonuje zgłoszeń
umowy zgodnie z zapisami IRiESP.
G.5. W przypadku zmiany parametrów o których mowa w p.G.2. odbiorca jest zobowiązany
do powiadomienia DALKIA ZEC. W takim przypadku DALKIA ZEC dokonuje
weryfikacji przydzielonego profilu oraz planowanej ilości poboru energii elektrycznej i
dokonuje odpowiednich zmian w generalnej umowie dystrybucyjnej o której mowa w
p.G.3.
G.6. Przyjęto następujące podziały na okresy w roku dla kaŜdego profilu:
1) lato (obejmuje okres 1 kwietnia do 30 września) –z podziałem na doby:
a) dni robocze,
b) dni świąteczne (niedziele i święta ustawowe),
c) soboty.
2) zima (obejmuje okres 1 października do 31 marca) –z podziałem na doby:
a) dni robocze,
b) dni świąteczne (niedziele i święta ustawowe),
c) soboty.
G.7.
Standardowe profile dla powyŜszych grup wraz z odpowiednimi współczynnikami
zawarte są w Tabelach 1÷6.
- 34 -
G.8.
Wyznaczenie energii elektrycznej dla kaŜdej godziny doby oblicza się wg
następujących wzorów:
Z h = ww · p h
gdzie:
Zh ph ww -
zuŜycie energii elektrycznej w danej godzinie,
wielkość dla danej godziny doby pobierana z kolumny dzień
roboczy lub sobota lub dzień świąteczny zawarta w tabeli A÷F,
współczynnik profilu
ww =
gdzie:
ww ZRz iLRob -
WRob iLSob -
WSob iLŚw -
WŚw -
(1)
Z Rz
iLRob ⋅WRob + iLSob ⋅WSob + iLŚw ⋅WŚw
(2)
współczynnik profilu,
zuŜycie rzeczywiste odbiorcy w danym okresie rozliczeniowym,
ilość dni roboczych przypadających dla profilu według, którego
odbiorca jest rozliczany w okresie letnim lub zimowym (wiersz
liczba dni w roku , kolumna dzień roboczy),
współczynnik dla dni roboczych (wiersz razem dla kolumny dzień
roboczy),
ilość sobót przypadających dla profilu według, którego odbiorca
jest rozliczany w okresie letnim lub zimowym (wiersz liczba dni w
roku , kolumna sobota),
współczynnik dla sobót (pozycja razem dla kolumny sobota),
ilość dni świątecznych przypadających dla profilu według, którego
odbiorca jest rozliczany w okresie letnim lub zimowym (wiersz
liczba dni w roku , kolumna dzień świąteczny),
współczynnik dla dni świątecznych (pozycja razem dla kolumny
dzień świąteczny).
- 35 -
H. ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI
H.1.
DALKIA ZEC identyfikuje ograniczenia systemowe ze względu na spełnienie
wymagań niezawodności dostaw energii elektrycznej.
H.2.
Ograniczenia systemowe dzielimy na:
a) ograniczenia elektrowniane,
b) ograniczenia sieciowe.
H.3.
Ograniczenia elektrowniane obejmują restrykcje w pracy elektrowni spowodowane
przez:
a) parametry techniczne poszczególnych jednostek wytwórczych,
b) przyczyny technologiczne w elektrowni,
c) działanie siły wyŜszej,
d) realizację polityki energetycznej państwa.
H.4.
DALKIA ZEC identyfikuje ograniczenia sieciowe jako:
a) maksymalne dopuszczalne moce wytwarzane i/lub maksymalną liczbę jednostek
wytwórczych pracujących w danym węźle lub grupie węzłów,
b) minimalne niezbędne moce wytwarzane i/lub minimalną liczbę jednostek
wytwórczych pracujących w danym węźle lub grupie węzłów,
c) planowane ograniczenia dystrybucyjne na wskazanych przekrojach sieciowych.
H.5.
Identyfikacja ograniczeń systemowych jest wykonywana przez DALKIA ZEC na
podstawie analiz sieciowych uwzględniających:
a) plan wyłączeń elementów sieci dystrybucyjnej,
b) plan remontów jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej,
c) wymagania dotyczące jakości i niezawodności pracy sieci dystrybucyjnej.
H.6.
Analizy sieciowe dla potrzeb identyfikacji ograniczeń systemowych w planach
koordynacyjnych są realizowane przez DALKIA ZEC z wykorzystaniem
dostępnych
programów analitycznych i na bazie najbardziej aktualnych modeli matematycznych
KSE.
H.7.
Ograniczenia systemowe są identyfikowane w cyklach pokrywających się z planami
koordynacyjnymi oraz udostępniane w ramach planów koordynacyjnych.
H.8.
DALKIA ZEC przy planowaniu pracy sieci uwzględnia ograniczenia występujące w
pracy sieci przesyłowej, dystrybucyjnej sąsiednich DALKIA ZEC oraz zgłoszone przez
wytwórców ograniczenia dotyczące jednostek wytwórczych przyłączonych do jego
sieci, mając na celu minimalizację skutków tych ograniczeń.
H.9.
W przypadku wystąpienia ograniczeń systemowych DALKIA ZEC prowadzi ruch
sieci dystrybucyjnej mając na uwadze zapewnienie bezpieczeństwa pracy KSE,
dotrzymanie wymaganych parametrów technicznych energii elektrycznej oraz
minimalizację skutków ograniczeń w dostawie energii elektrycznej.
- 36 -
H.10.
W przypadku wystąpienia ograniczeń systemowych DALKIA ZEC podejmuje działania
mające na celu ich likwidację lub zmniejszenie skutków ograniczeń występujących
w sieci dystrybucyjnej samodzielnie oraz we współpracy z OSP oraz innymi DALKIA
ZEC.
H.11.
W przypadku przekroczenia zidentyfikowanych ograniczeń systemowych
spowodowanych awariami w KSE, DALKIA ZEC podejmuje działania
szczegółowo uregulowane w części ogólnej IRiESD rozdział IV Bezpieczeństwo
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
- 37 -
I.
SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI.
Na potrzeby niniejszej IRiESD-Bilansowanie przyjęto następujące oznaczenia
skrótów i definicje stosowanych pojęć.
I.1.
OZNACZENIA SKRÓTÓW
FPP
Fizyczny Punkt Pomiarowy
IRiESD Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej (całość)
IRiESD Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej - część szczegółowa:
bilansowanie systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi
Bilansowanie
IRiESP Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (całość)
IRiESP Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej - Bilansowanie systemu i
Bilansowanie zarządzanie ograniczeniami systemowymi
KSE
Krajowy System Elektroenergetyczny
LSPR Lokalny System Pomiarowo Rozliczeniowy
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego
MB
Fizyczne Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego
FDMB
MD
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej
MDD Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego
Fizyczne Grafikowe Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego
FMDD
Fizyczne Profilowe Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego
PMDD
OSP Operator Systemu Przesyłowego
PDE Punkt Dostarczania Energii
POB Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe
PPE
Punkt Poboru Energii
URB Uczestnik Rynku Bilansującego
URD Uczestnik Rynku Detalicznego
URDO Uczestnik Rynku Detalicznego typu odbiorca
URDW Uczestnik Rynku Detalicznego typu wytwórca
URE Urząd Regulacji Energetyki
WIRE System wymiany informacji o rynku energii
I.2.
DEFINICJE
Administrator pomiarów - Jednostka organizacyjna lub podmiot odpowiedzialny za obsługę
i kontrolę układów pomiarowo-rozliczeniowych.
Awaria sieciowa - Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie
z ruchu synchronicznego części KSE, która produkuje lub pobiera z sieci energię elektryczną
w ilości nie większej niŜ 5 % całkowitej bieŜącej produkcji.
Awaria w systemie - Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie
z ruchu synchronicznego części KSE, która produkuje lub pobiera z sieci energię elektryczną
w ilości co najmniej 5 % całkowitej bieŜącej produkcji.
Bilansowanie systemu - Działalność gospodarcza wykonywana przez operatora systemu
przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji,
polegająca na równowaŜeniu zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej
energii.
- 38 -
DALKIA ZEC S.A. z siedzibą przy ulicy Gdyńskiej 54 w Poznaniu, posiadająca koncesję na
dystrybucję energii elektrycznej za pomocą sieci dystrybucyjnej, jako przedsiębiorstwo
energetyczne skonsolidowane pionowo pełniące obowiązki Operatora Systemu
Dystrybucyjnego, Operatora Pomiarów oraz Odbiorcy Sieciowego, w tym równieŜ
Uczestnika Rynku Bilansującego (URBDAL), dla odbiorców przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej DALKIA ZEC.
Dystrybucja energii elektrycznej - Transport energii elektrycznej sieciami dystrybucyjnymi
w celu jej dostarczania odbiorcom, z wyłączeniem sprzedaŜy energii.
Grafik handlowy - Zbiór danych określonych dla jednostki grafikowej oddzielnie dla
godzinowych okresów rozliczeniowych przyjętych do handlowego bilansowania systemu,
zawierający ilości energii elektrycznej wynikające z umów sprzedaŜy energii elektrycznej.
Grafik obciąŜeń - Zbiór danych określających oddzielnie dla poszczególnych okresów
przyjętych do technicznego bilansowania systemu, zawierający ilości energii elektrycznej
planowane do wprowadzenia do sieci lub do poboru z sieci.
Grupy bilansujące Zbiór miejsc dostarczania energii elektrycznej do odbiorców, na terenie
jednego DALKIA ZEC, dla których sprzedawca zgłasza jeden łączny grafik handlowy dla
odbiorów profilowych lub odbiorców grafikowych.
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 dystrybucyjnej o napięciu
znamionowym 110 kV,
c) grupa III – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej o napięciu
znamionowym wyŜszym niŜ 1 kV, lecz niŜszym niŜ 110 kV,
d) grupa IV – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej o napięciu
znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy przyłączeniowej większej od 40 kW
lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym
większym niŜ 63 A,
e) grupa V – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej o napięciu
znamionowym nie wyŜszym niŜ 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niŜ
40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niŜ 63
A,
f) grupa VI – podmioty przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie
na zasadach określonych w umowie o przyłączenie zastąpione przyłączem
docelowym, lub podmioty przyłączone do sieci na czas określony, lecz nie dłuŜszy niŜ
rok.
Jednostka grafikowa - Zbiór miejsc dostarczania energii rynku bilansującego.
Jednostka wytwórcza - Opisany poprzez dane techniczne i handlowe wyodrębniony zespół
urządzeń naleŜących do przedsiębiorstwa energetycznego, słuŜący do wytwarzania energii
elektrycznej i wyprowadzania mocy. Jednostka wytwórcza obejmuje zatem takŜe
transformatory blokowe oraz linie blokowe wraz z łącznikami w miejscu przyłączenia
jednostki do sieci.
Mechanizm bilansujący - Mechanizm bieŜącego bilansowania zapotrzebowania na energię
elektryczną i wytwarzania tej energii w krajowym systemie elektroenergetycznym.
- 39 -
Miejsce dostarczania - Punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza
energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie, w umowie o świadczenie usług
dystrybucji, w umowie sprzedaŜy energii elektrycznej albo umowie kompleksowej.
Miejsce dostarczania energii elektrycznej rynku bilansującego - Określany przez OSP
punkt w sieci objętej obszarem rynku bilansującego reprezentujący pojedynczy węzeł albo
grupę węzłów w sieci, lub umowny punkt „ponad siecią”, w którym następuje przekazanie
energii pomiędzy Uczestnikiem Rynku Bilansującego a Rynkiem Bilansującym.
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:
a) umowie o świadczenie usług dystrybucji lub umowie kompleksowej, jako wartość
maksymalna ze średnich wartości tej mocy, w okresie 15 minut,
b) umowie o świadczenie usług przesyłania lub dystrybucji zawieranej pomiędzy
operatorami, jako wartość maksymalna ze średnich wartości tej mocy, w okresie
godziny,
c) w umowie sprzedaŜy zawieranej między wytwórcą a przedsiębiorstwem
energetycznym niebędącym wytwórcą lub odbiorcą korzystającym z prawa wyboru
sprzedawcy, w okresie godziny.
Nielegalne pobieranie energii elektrycznej - Pobieranie energii elektrycznej bez
zawarcia umowy, z całkowitym albo częściowym pominięciem układu pomiaroworozliczeniowego lub poprzez ingerencję w ten układ mającą wpływ na zafałszowanie
pomiarów dokonywanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy.
Normalny układ pracy sieci - Układ pracy sieci i przyłączonych źródeł wytwórczych,
zapewniający najkorzystniejsze warunki techniczne i ekonomiczne transportu energii
elektrycznej oraz spełnienie kryteriów niezawodności pracy sieci i jakości energii elektrycznej
dostarczanej uŜytkownikom sieci.
Obrót energią elektryczną - Działalność gospodarcza polegająca na handlu hurtowym albo
detalicznym energią elektryczną.
Obszar regulacyjny - Sieć elektroenergetyczna wraz z przyłączonymi do niej urządzeniami
do wytwarzania lub pobierania energii elektrycznej, współpracująca na zasadach
określonych w odrębnych przepisach, zdolna do trwałego utrzymywania określonych
parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej oraz spełniania
warunków
obowiązujących
we
współpracy
z innymi
połączonymi
systemami
elektroenergetycznymi.
Odbiorca - KaŜdy, kto otrzymuje lub pobiera energię elektryczną na podstawie umowy
z przedsiębiorstwem energetycznym zwany równieŜ URDO.
Odbiorca energii elektrycznej w gospodarstwie domowym - Odbiorca końcowy
dokonujący zakupu energii elektrycznej wyłącznie w celu jej zuŜycia w gospodarstwie
domowym.
Odbiorca grafikowy - Odbiorca uprawniony do wyboru sprzedawcy i korzystający z tego
prawa, rozliczany godzinowo, posiadający układy pomiarowo-rozliczeniowe z moŜliwością
rejestracji rzeczywistych godzinowych wartości poboru energii elektrycznej,
Odbiorca końcowy - Odbiorca dokonujący zakupu energii elektrycznej na własny uŜytek.
- 40 -
Operator handlowo-techniczny (OHT) - Podmiot, który jest odpowiedzialny za
dysponowanie jednostką grafikową uczestnika rynku bilansującego w zakresie handlowym
i technicznym.
Operator handlowy (OH) - Podmiot, który jest odpowiedzialny za dysponowanie jednostką
grafikową uczestnika rynku bilansującego w zakresie handlowym.
Operator pomiarów (OP) - Podmiot, który jest odpowiedzialny za pozyskiwanie danych
pomiarowych energii elektrycznej z układów pomiarowo-rozliczeniowych i przekazywanie ich
do OSP lub innego operatora prowadzącego procesy rozliczeń.
Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci (podmiot przyłączony do sieci) Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci swoich urządzeń, instalacji lub sieci
elektroenergetycznej (podmiot, którego urządzenia, instalacje i sieci są przyłączone do sieci
elektroenergetycznej).
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 energetyczne - Podmiot prowadzący działalność gospodarczą
w zakresie wytwarzania, przesyłania, dystrybucji lub obrotu energią elektryczną.
Przedsiębiorstwo obrotu - Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność
gospodarczą polegającą na handlu hurtowym lub detalicznym energią elektryczną,
niezaleŜnie od innych rodzajów prowadzonych działalności.
Przyłącze - Odcinek lub element sieci słuŜący do połączenia urządzeń, instalacji lub sieci
odbiorcy o wymaganej przez niego mocy przyłączeniowej z siecią przedsiębiorstwa
energetycznego świadczącego na rzecz tego odbiorcy usługę przesyłania lub dystrybucji.
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.
Rezerwa mocy - Niewykorzystana w danym okresie zdolność jednostek wytwórczych do
wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej do sieci.
Ruch próbny - Nieprzerwana praca urządzeń, instalacji lub sieci, przez okres co najmniej 72
godzin, z parametrami pracy określonymi przez DALKIA ZEC.
Rynek bilansujący - Mechanizm bieŜącego bilansowania zapotrzebowania na energię
elektryczną i wytwarzania tej energii w KSE.
Sieć dystrybucyjna - Sieć elektroenergetyczna wysokich, średnich i niskich napięć, za
której ruch sieciowy jest odpowiedzialny DALKIA ZEC.
Sieć przesyłowa - Sieć elektroenergetyczna najwyŜszych lub wysokich napięć, za której
ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu przesyłowego.
System elektroenergetyczny - Sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone do nich
urządzenia i instalacje współpracujące z siecią.
Układ pomiarowo-rozliczeniowy - Liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub rozliczeniowopomiarowe, a takŜe układy połączeń między nimi, słuŜące do pomiarów i rozliczeń mocy
i energii elektrycznej.
- 41 -
Układ pomiarowo-rozliczeniowy podstawowy - Układ pomiarowo-rozliczeniowy, którego
wskazania stanowią podstawę do rozliczeń ilościowych i wartościowych (finansowych) mocy
Układ pomiarowo-rozliczeniowy rezerwowy - Układ pomiarowo-rozliczeniowy, którego
i energii elektrycznej, w przypadku nieprawidłowego działania układu pomiaroworozliczeniowego podstawowego.
Układ pomiarowo-rozliczeniowy równowaŜny - Układ pomiarowo-rozliczeniowy, którego
Układ pomiarowy bilansowo-kontrolny - Układ pomiarowy, którego wskazania stanowią
podstawę do monitorowania prawidłowości wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych
poprzez
porównywanie
zmierzonych
wielkości
i/lub
bilansowanie
obiektów
elektroenergetycznych lub obszarów sieci.
Urządzenia - Urządzenia techniczne stosowane w procesach energetycznych.
Usługa kompleksowa - Usługa świadczona na podstawie umowy zawierającej
postanowienia umowy sprzedaŜy i umowy o świadczenie usługi przesyłania lub dystrybucji
energii.
UŜytkownik systemu - Podmiot dostarczający energię
elektroenergetycznego lub zaopatrywany z tego systemu.
elektryczną
do
systemu
Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) - Stosunek znamionowego prądu
bezpiecznego przyrządu do znamionowego prądu pierwotnego. Przy czym znamionowy prąd
bezpieczny przyrządu określa się jako wartość skuteczną minimalnego prądu pierwotnego,
przy którym błąd całkowity przekładnika prądowego do pomiarów jest równy lub większy niŜ
10 % przy obciąŜeniu znamionowym.
Wyłączenie awaryjne - Wyłączenie urządzeń automatyczne lub ręczne, w przypadku
zagroŜenia bezpieczeństwa tego urządzenia lub innych urządzeń, instalacji i sieci albo
zagroŜenia bezpieczeństwa osób, mienia lub środowiska.
Wytwórca - Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem
elektrycznej, którego urządzenia współpracują z siecią zwany równieŜ URDW.
energii
Zarządzanie ograniczeniami systemowymi - Działalność gospodarcza wykonywana przez
operatora systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach świadczonych usług
przesyłania lub dystrybucji w celu zapewnienia bezpiecznego funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego oraz zapewnienia, zgodnie z przepisami wydanymi na podstawie
ustawy Prawo energetyczne, wymaganych parametrów technicznych energii elektrycznej
w przypadku wystąpienia ograniczeń technicznych w przepustowości tych systemów.
- 42 -

IRIESD-DALKIA - Załšcznik nr 6 BILANSOWANIE SYSTEMU

Transkrypt

Podobne dokumenty

4. sezon czas zacząć! Akademia Talentów Dalkii 2012/2013

VEOLIA USŁUGI DLA ŚRODOWISKA S

Plik do pobrania - Energia dla Poznania

VEOLIA USŁUGI DLA ŚRODOWISKA S

Skutki przejścia Pracowników Spółki Dalkia do innego Pracodawcy