Tekst jednolity IRiESD - projekt

Transkrypt

innogy Stoen Operator Sp. z o.o.
INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI
SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
Zatwierdzona decyzją Prezesa URE nr DRR-4321-58(6)/2013/MKo4 z dnia 13 grudnia 2013 r.
Tekst jednolity uwzględniający zmiany wprowadzone:
• Kartą aktualizacji nr 1/P/1/2014 zatwierdzoną decyzją Prezesa URE
nr DRR-4321-6(2)/2014/MKo4 z dnia 29 września 2014 r.
• Kartą aktualizacji nr 3/B/1/2014 zatwierdzoną decyzją Prezesa URE
nr DRR-4321-7(5)/2014/MKo4 z dnia 25 listopada 2014 r.
nr DRR-4321-10(2)/2014/MKo4 z dnia 24 grudnia 2014 r.
nr DRR-4321-2(4)/2015/MKo4 z dnia 26 czerwca 2015 r.
• Kartą aktualizacji nr 8/P/2/2015 zatwierdzoną decyzją Prezesa URE
nr DRR-4321-12(2)/2015/MKo4 z dnia 27 listopada 2015 r.
nr DRR-4321-8(10)/2015/2016/AKa1 z dnia 13 stycznia 2016 r.
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej
02.09.2016 r.
Strona 1 z 275
SPIS TREŚCI
Warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci
I. KORZYSTANIE Z SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO............................................................................... 6
I.1. POSTANOWIENIA OGÓLNE .......................................................................................................................... 6
I.2. CHARAKTERYSTYKA KORZYSTANIA Z SIECI DYSTRYBUCYJNEJ .................................................................... 12
I.3. CHARAKTERYSTYKA, ZAKRES ORAZ WARUNKI FORMALNO-PRAWNE USŁUG DYSTRYBUCJI
ŚWIADCZONYCH PRZEZ INNOGY STOEN OPERATOR .......................................................................................... 12
I.4. OGÓLNE STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UŻYTKOWNIKÓW SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO .............. 14
II. PRZYŁĄCZANIE ORAZ PLANOWANIE ROZWOJU SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INNOGY STOEN OPERATOR ........ 16
II.1. ZASADY PRZYŁĄCZANIA............................................................................................................................. 16
II.2. ZASADY WZAJEMNEGO POŁĄCZENIA SIECI DYSTRYBUCYJNYCH RÓŻNYCH OPERATORÓW SYSTEMÓW
DYSTRYBUCYJNYCH ......................................................................................................................................... 25
II.3. ZASADY ODŁĄCZANIA, WSTRZYMYWANIA ORAZ WZNOWIENIA DOSTARCZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ
......................................................................................................................................................................... 26
II. 4. WYMAGANIA TECHNICZNE DLA URZĄDZEŃ WYTWÓRCZYCH, SIECI, URZĄDZEŃ ODBIORCÓW, POŁĄCZEŃ
MIĘDZYSTEMOWYCH, LINII BEZPOŚREDNICH ORAZ UKŁADÓW I SYSTEMÓW POMIAROWOROZLICZENIOWYCH ......................................................................................................................................... 31
II.5. DANE PRZEKAZYWANE DO INNOGY STOEN OPERATOR PRZEZ PODMIOTY PRZYŁĄCZONE I PRZYŁĄCZANE
DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ .............................................................................................................................. 61
II.6. ZASADY PLANOWANIA ROZWOJU I WSPÓŁPRACY W CELU SKOORDYNOWANIA ROZWOJU SIECI
DYSTRYBUCYJNEJ 110 KV Z SIECIĄ PRZESYŁOWĄ ............................................................................................. 66
III. EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI ......................................................................................... 69
III.1. PRZEPISY OGÓLNE .................................................................................................................................... 69
III.2. PRZYJMOWANIE URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI DO EKSPLOATACJI ........................................................ 70
III.3. PRZEKAZANIE URZĄDZEŃ DO REMONTU LUB WYCOFYWANIE Z EKSPLOATACJI...................................... 71
III.4. UZGADNIANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH Z OPERATOREM SYSTEMU PRZESYŁOWEGO I OPERATORAMI
SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH ...................................................................................................................... 71
III.5. DOKUMENTACJA TECHNICZNA I PRAWNA ............................................................................................... 71
III.6. REZERWA URZĄDZEŃ I CZĘŚCI ZAPASOWYCH .......................................................................................... 73
III.7. WYMIANA INFORMACJI EKSPLOATACYJNYCH ......................................................................................... 73
III.8. OCHRONA ŚRODOWISKA NATURALNEGO ............................................................................................... 74
III.9. OCHRONA PRZECIWPOŻAROWA ............................................................................................................. 74
III.10. PLANOWANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH ............................................................................................. 74
III.11. WARUNKI BEZPIECZNEGO WYKONYWANIA PRAC ................................................................................. 75
IV. BEZPIECZEŃSTWO FUNKCJONOWANIA SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO ........................................ 76
IV.1. BEZPIECZEŃSTWO DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ, AWARIA SIECIOWA I AWARIA W SYSTEMIE ......... 76
IV.2. BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ ................................................................................... 78
IV.3. WPROWADZANIE PRZERW ORAZ OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU I POBORZE ENERGII ELEKTRYCZNEJ 78
V. WSPÓŁPRACA INNOGY STOEN OPERATOR Z INNYMI OPERATORAMI I PRZEKAZYWANIE INFORMACJI
POMIĘDZY OPERATORAMI ORAZ OPERATORAMI A UŻYTKOWNIKAMI SYSTEMU .......................................... 85
VI. PROWADZENIE RUCHU SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INNOGY STOEN OPERATOR ............................................. 87
02.09.2016 r.
Strona 2 z 275
VI.1. OBOWIĄZKI INNOGY STOEN OPERATOR .................................................................................................... 87
VI.2. STRUKTURA I PODZIAŁ KOMPETENCJI SŁUŻB DYSPOZYTORSKICH OPERATORA SYSTEMU
DYSTRYBUCYJNEGO ......................................................................................................................................... 88
VI.3. PLANOWANIE PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ ................................................................................. 90
VI.4. PROGNOZOWANIE ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ .......................................... 91
VI.5. UKŁADY NORMALNE PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ ............................................................................... 92
VI.6. PLANY WYŁĄCZEŃ ELEMENTÓW SIECI DYSTRYBUCYJNEJ ........................................................................ 92
VI.7. PROGRAMY ŁĄCZENIOWE ....................................................................................................................... 94
VI.8. ZASADY DYSPONOWANIA MOCĄ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI
DYSTRYBUCYJNEJ ............................................................................................................................................. 95
VI.9. DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ PODMIOTY DO OSDP ................................................................................ 96
VII. STANDARDY TECHNICZNE I BEZPIECZEŃSTWA PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ INNOGY STOEN OPERATOR
98
VIII. PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ, WSKAŹNIKI JAKOŚCI I NIEZAWODNOŚCI DOSTAW
ENERGII ELEKTRYCZNEJ ORAZ STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UŻYTKOWNIKÓW SYSTEMU ................. 100
VIII.1. PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ ............................................................................. 100
VIII.2. WSKAŹNIKI JAKOŚCI I NIEZAWODNOŚCI DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ......................................... 102
VIII.3. DOPUSZCZALNE POZIOMY ZABURZEŃ PARAMETRÓW JAKOŚCIOWYCH ENERGII ELEKTRYCZNEJ ....... 103
VIII.4. STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UŻYTKOWNIKÓW SYSTEMU ....................................................... 106
Bilansowanie Systemu
i Zarządzanie Ograniczeniami Systemowymi
A. POSTANOWIENIA WSTĘPNE ................................................................................................................... 110
A.1. UWARUNKOWANIA FORMALNO-PRAWNE ............................................................................................ 110
A.2. ZAKRES PRZEDMIOTOWY I PODMIOTOWY ............................................................................................. 111
A.3. OGÓLNE ZASADY FUNKCJONOWANIA RYNKU BILANSUJĄCEGO I DETALICZNEGO ................................. 112
A.4. WARUNKI REALIZACJI UMÓW SPRZEDAŻY ORAZ UMÓW KOMPLEKSOWYCH I UCZESTNICTWA W
PROCESIE BILANSOWANIA............................................................................................................................. 114
A.5. ZASADY KONFIGURACJI PODMIOTOWEJ I OBIEKTOWEJ RYNKU DETALICZNEGO ORAZ NADAWANIA
KODÓW IDENTYFIKACYJNYCH ....................................................................................................................... 118
A.6. ZASADY WSPÓŁPRACY OSDN Z INNOGY STOEN OPERATOR W ZAKRESIE PRZEKAZYWANIA DANYCH
POMIAROWYCH DLA POTRZEB ROZLICZEŃ NA RYNKU BILANSUJĄCYM ........................................................ 122
A.7. ZASADY ŚWIADCZENIA REZERWOWEJ USŁUGI KOMPLEKSOWEJ DLA URD W GOSPODARSTWACH
DOMOWYCH KTÓRZY MAJĄ ZAWARTE UMOWY KOMPLEKSOWE ................................................................ 124
A.8. ZASADY REZERWOWEJ SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ DLA URD KTÓRZY MAJĄ ZAWARTE UMOWY
DYSTRYBUCJI ................................................................................................................................................. 127
A.9. ZASADY WYMIANY INFORMACJI ............................................................................................................. 129
B. ZASADY ZAWIERANIA UMÓW DYSTRYBUCJI Z URD ................................................................................ 130
C. ZASADY WYZNACZANIA, PRZEKAZYWANIA I UDOSTĘPNIANIA DANYCH POMIAROWYCH ........................ 133
C.1. WYZNACZANIE ORAZ PRZEKAZYWANIE DANYCH POMIAROWYCH I POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH.
....................................................................................................................................................................... 133
C.2. ZASADY WYZNACZANIA, PRZEKAZYWANIA I UDOSTĘPNIANIA DANYCH DLA MDD URBSD (METODA
DOBOWA) ...................................................................................................................................................... 138
02.09.2016 r.
Strona 3 z 275
D. PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY ORAZ ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW . 144
D.1. WYMAGANIA OGÓLNE ........................................................................................................................... 144
D.2. PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY PRZEZ ODBIORCĘ .......................................................................... 145
D.3. ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW ................................................................... 147
E. ZASADY BILANSOWANIA HANDLOWEGO W OBSZARZE RYNKU DETALICZNEGO ..................................... 149
F. PROCEDURA POWIADAMIANIA O ZAWARTYCH UMOWACH SPRZEDAŻY ORAZ UMOWACH
KOMPLEKSOWYCH ....................................................................................................................................... 152
F.1. OGÓLNE ZASADY POWIADAMIANIA ....................................................................................................... 152
F.2. WERYFIKACJA POWIADOMIEŃ................................................................................................................ 153
G. ZASADY WYZNACZANIA, PRZYDZIELANIA I WERYFIKACJI STANDARDOWYCH PROFILI ZUŻYCIA ............... 154
H. POSTĘPOWANIE REKLAMACYJNE I OBOWIĄZKI INFORMACYJNE ............................................................ 195
I. ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI .................................................................................... 199
SŁOWNIK SKRÓTÓW I DEFINICJI
I. OZNACZENIA SKRÓTÓW ......................................................................................................................... 203
II. POJĘCIA I DEFINICJE ................................................................................................................................ 207
Załącznik nr 1
Załącznik nr 2
Załącznik nr 3
Załącznik nr 4
Załącznik nr 5
Załącznik nr 6
Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych przyłączanych
i przyłączonych do sieci dystrybucyjnej.
Formularz powiadomienia OSDp przez sprzedawcę o zawartej umowie
sprzedaży lub umowie kompleksowej.
Lista kodów, którymi innogy Stoen Operator informuje sprzedawcę o wyniku
przeprowadzonej weryfikacji zgłoszonych umów sprzedaży oraz umów
kompleksowych.
Zmiany IRIESD w momencie uruchomienia CSWI.
Szczegółowe
terminy
wysyłania
i
przyjmowania
komunikatów
za pośrednictwem CSWI.
Karta aktualizacji.
02.09.2016 r.
Strona 4 z 275
Warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci
02.09.2016 r.
Strona 5 z 275
I.
KORZYSTANIE Z SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO
I.1. POSTANOWIENIA OGÓLNE
I.1.1.
innogy Stoen Operator Sp. z o.o. (zwana dalej innogy Stoen Operator) jako
operator systemu dystrybucyjnego wprowadza niniejszą Instrukcję Ruchu i
Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (zwaną dalej IRiESD), na podstawie zapisów
ustawy Prawo energetyczne.
I.1.2.
innogy Stoen Operator jako operator systemu dystrybucyjnego posiadającego
bezpośrednie połączenie z sieciami przesyłowymi (operator sytemu
dystrybucyjnego typu OSDp) prowadzi ruch, eksploatację i planowanie rozwoju
sieci, a także bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami
systemowymi w sieci, na której został wyznaczony operatorem systemu
dystrybucyjnego (zwaną dalej „siecią dystrybucyjną innogy Stoen Operator”),
zgodnie z niniejszą IRiESD.
I.1.3.
Niniejsza IRiESD spełnia w szczególności wymagania:
a) ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne – zwanej dalej Ustawą,
(Dz. U. z 2012 r., poz. 1059 z późn. zm.) oraz wydanymi na jej podstawie
aktami wykonawczymi,
b) ustawy Kodeks Pracy (Dz. U. z 1998r., nr 21, poz. 94 z późn. zm.),
c) koncesji na prowadzenie działalności gospodarczej w zakresie dystrybucji
energii elektrycznej, udzielonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki
decyzją DEE/41/13824/W/2/2007/BT, wydanej przez Prezesa Urzędu
Regulacji Energetyki (URE) w dniu 29 maja 2007 r.,
d) określone w opracowanej przez operatora systemu przesyłowego (zwanego
dalej OSP) Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (zwaną dalej
IRiESP), zatwierdzonej decyzją Prezesa URE,
e) ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (tj. Dz. U. z 2010r. nr 243, poz.
1623 z późn. zm.),
f) decyzji Prezesa URE nr DPE-47-30(8)/13824/2007/BT z dnia 29 czerwca 2007
r. wyznaczającej innogy Stoen Operator Operatorem Systemu
Dystrybucyjnego na obszarze objętym koncesją,
g) Aktualnej Taryfy innogy Stoen Operator.
I.1.4.
Uwzględniając warunki określone w niniejszej IRiESD - innogy Stoen Operator
w celu realizacji ustawowych zadań przyjmuje do stosowania instrukcje
eksploatacji obiektów i urządzeń, instrukcje ruchowe oraz instrukcje organizacji
bezpiecznej pracy.
I.1.5.
Niniejsza IRiESD określa szczegółowe warunki korzystania z sieci
dystrybucyjnych innogy Stoen Operator przez jej użytkowników oraz warunki
02.09.2016 r.
Strona 6 z 275
i sposób prowadzenia ruchu, eksploatacji, planowania rozwoju tych sieci, a także
bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami
systemowymi w sieci innogy Stoen Operator, w szczególności dotyczące:
1) przyłączania urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych, urządzeń
odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych
oraz
linii
bezpośrednich,
2) wymagań technicznych dla urządzeń, instalacji i sieci wraz z niezbędną
infrastrukturą pomocniczą,
3) kryteriów bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
w tym uzgadniania planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia
awarii o znacznych rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz
odbudowy tego systemu po wystąpieniu awarii,
4) współpracy między operatorami systemów elektroenergetycznych, w tym
w zakresie koordynowanej sieci 110 kV i niezbędnego układu połączeń sieci
oraz zakresu, sposobu i harmonogramu przekazywania informacji,
5) przekazywania informacji pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi oraz
pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi a odbiorcami,
6) parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych
obsługi użytkowników systemu,
7) wymagań w zakresie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej
i warunków, jakie muszą zostać spełnione dla jego utrzymania,
8) wskaźników charakteryzujących jakość i niezawodność dostaw energii
elektrycznej oraz bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej,
9) zasad bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami
systemowymi.
I.1.6.
W zakresie procedur i zasad wykonywania czynności związanych z ruchem
sieciowym i eksploatacją sieci, postanowienia IRiESD dotyczą stacji
i rozdzielni elektroenergetycznych, linii napowietrznych i kablowych za których
ruch sieciowy jest odpowiedzialny innogy Stoen Operator, niezależnie od praw
własności tych urządzeń.
I.1.7.
Postanowienia IRiESD obowiązują następujące podmioty:
1) operatora systemu dystrybucyjnego - innogy Stoen Operator,
2) wytwórców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator,
3) odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator,
4) przedsiębiorstwa obrotu,
5) sprzedawców,
6) podmioty ubiegające się o przyłączenie (przyłączane) do sieci dystrybucyjnej
02.09.2016 r.
Strona 7 z 275
innogy Stoen Operator,
7) operatorów handlowych i handlowo-technicznych działających w imieniu
podmiotów wymienionych w powyższych podpunktach od 1) do 6).
Dodatkowo poniższe podmioty obowiązują również postanowienia IRiESP:
1) operatorzy systemów dystrybucyjnych,
2) podmioty korzystające z usług świadczonych przez OSP,
3) podmioty, do których sieci o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym
przyłączone są urządzenia, instalacje lub sieci użytkowników systemu
i odbiorców;
4) podmioty określające warunki przyłączenia i dokonujące przyłączenia do sieci
o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym;
5) wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze, za których dysponowanie mocą,
zgodnie z postanowieniami ustawy Prawo energetyczne, odpowiada OSP.
I.1.8.
Zgodnie z przepisami ustawy Prawo energetyczne oraz aktów wykonawczych do
niej, operator systemu dystrybucyjnego jest odpowiedzialny za:
1) prowadzenie ruchu sieciowego w sieci dystrybucyjnej w sposób efektywny,
z zachowaniem wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej
i jakości jej dostarczania oraz we współpracy z operatorem systemu
przesyłowego, w obszarze koordynowanej sieci 110 kV,
2) eksploatację, konserwację i remonty sieci dystrybucyjnej w sposób
gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu dystrybucyjnego,
3) zapewnienie rozbudowy sieci dystrybucyjnej, a tam gdzie ma to zastosowanie,
rozbudowy połączeń międzysystemowych w obszarze swego działania,
4) współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub
przedsiębiorstwami energetycznymi w celu zapewnienia spójności działania
systemów elektroenergetycznych i skoordynowania ich rozwoju, a także
niezawodnego oraz efektywnego funkcjonowania tych systemów,
5) dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej, z wyłączeniem jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej
równej 50 MW lub wyższej, przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV,
6) bilansowanie systemu, z wyjątkiem równoważenia bieżącego zapotrzebowania
na energię elektryczną z dostawami tej energii, oraz zarządzanie
ograniczeniami systemowymi,
7) zarządzanie przepływami energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej oraz
współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego
w zakresie zarządzania przepływami energii elektrycznej w koordynowanej
sieci 110 kV,
02.09.2016 r.
Strona 8 z 275
8) zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci
dystrybucyjnej podczas dystrybucji energii elektrycznej tą siecią oraz
stosowanie przejrzystych i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy
zakupie tej energii,
9) dostarczanie użytkownikom sieci i operatorom innych systemów
elektroenergetycznych, z którymi system jest połączony, informacji
o warunkach świadczenia usług dystrybucji energii elektrycznej oraz
zarządzaniu siecią, niezbędnych do uzyskania dostępu do sieci dystrybucyjnej
i korzystania z tej sieci,
10) umożliwienie realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez
odbiorców przyłączonych do sieci poprzez:
a) budowę i eksploatację infrastruktury technicznej i informatycznej służącej
pozyskiwaniu i transmisji danych pomiarowych oraz zarządzaniu nimi,
zapewniającej
efektywną
współpracę
z
innymi
operatorami
i przedsiębiorstwami energetycznymi,
b) pozyskiwanie,
przechowywanie,
przetwarzanie
i
udostępnianie,
w uzgodnionej pomiędzy uczestnikami rynku energii formie, danych
pomiarowych dla energii elektrycznej pobranej przez odbiorców wybranym
przez nich sprzedawcom i podmiotom odpowiedzialnym za bilansowanie
handlowe oraz operatorowi systemu przesyłowego,
c) opracowywanie, aktualizację i udostępnianie odbiorcom oraz ich
sprzedawcom ich standardowych profili zużycia, a także uwzględnianie
zasad ich stosowania w IRiESD,
d) udostępnianie danych dotyczących planowanego i rzeczywistego zużycia
energii elektrycznej wyznaczonych na podstawie standardowych profili
zużycia dla uzgodnionych okresów rozliczeniowych,
e) wdrażanie warunków i trybu zmiany sprzedawcy energii elektrycznej oraz
ich uwzględnianie w IRiESD,
f) zamieszczanie
na
swoich
stronach
internetowych
www.innogystoenoperator.pl oraz udostępnianie do publicznego wglądu w
swoich siedzibach:
(i) aktualnej listy sprzedawców energii elektrycznej, z którymi innogy
Stoen Operator zawarł umowy o świadczenie usług dystrybucji energii
elektrycznej,
(ii) informacji o sprzedawcy z urzędu energii elektrycznej działającym
na obszarze działania innogy Stoen Operator,
(iii) wzorców umów zawieranych
z
użytkownikami
systemu,
w szczególności wzorców umów zawieranych z odbiorcami
końcowymi oraz ze sprzedawcami energii elektrycznej,
11) współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego przy
opracowywaniu planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia awarii
o znacznych rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy
02.09.2016 r.
Strona 9 z 275
tego systemu po wystąpieniu awarii,
12) planowanie rozwoju sieci dystrybucyjnej z uwzględnieniem przedsięwzięć
związanych z efektywnością energetyczną, zarządzaniem popytem na energię
elektryczną lub rozwojem mocy wytwórczych przyłączanych do sieci
dystrybucyjnej,
13) stosowanie się do warunków współpracy z operatorem systemu przesyłowego
elektroenergetycznego w zakresie funkcjonowania koordynowanej sieci
110 kV,
14) opracowywanie
normalnego
układu
pracy
sieci
dystrybucyjnej
w porozumieniu z sąsiednimi operatorami systemów dystrybucyjnych oraz
współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego przy
opracowywaniu normalnego układu pracy sieci dla koordynowanej
sieci 110 kV,
15) utrzymanie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy sieci
dystrybucyjnej elektroenergetycznej oraz współpracę z operatorem systemu
przesyłowego
elektroenergetycznego
lub
systemu
połączonego
elektroenergetycznego w utrzymaniu odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa
pracy koordynowanej sieci 110 kV.
I.1.9.
Koordynowanie prowadzenia ruchu sieciowego w koordynowanej sieci 110 kV
oraz dysponowanie mocą przyłączonych do niej jednostek wytwórczych o mocy
osiągalnej równej 50 MW lub wyższej jest realizowane przez operatora systemu
przesyłowego.
I.1.10.
Wykaz jednostek wytwórczych oraz elementów koordynowanej sieci 110 kV,
o których mowa w pkt I.1.9 jest zamieszczony w umowie przesyłowej zawartej
między innogy Stoen Operator i OSP.
I.1.11.
IRiESD przestaje obowiązywać
następujących dwóch warunków:
podmioty
z
datą
łącznego
spełnienia
1) odłączenie podmiotu od sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator,
2) rozwiązanie z innogy Stoen Operator umowy o świadczenie usług dystrybucji
lub umowy kompleksowej zawartej ze sprzedawcą posiadającym zawartą
GUD-K z innogy Stoen Operator.
I.1.12.
innogy Stoen Operator udostępnia do wglądu IRiESD w swojej siedzibie oraz
zamieszcza ją na swoich stronach internetowych.
I.1.13.
IRiESD jak również wszelkie zmiany IRiESD podlegają zatwierdzeniu, w drodze
decyzji, przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
I.1.14.
IRiESD oraz wszelkie jej zmiany wchodzą w życie z datą określoną przez Prezesa
Urzędu Regulacji Energetyki, w decyzji zatwierdzającej IRiESD lub jej zmiany.
I.1.15.
Data wejścia w życie IRiESD lub jej zmian jest wpisywana na jej stronie tytułowej
lub na stronie tytułowej Karty aktualizacji.
02.09.2016 r.
Strona 10 z 275
I.1.16.
W zależności od potrzeb, innogy Stoen Operator przeprowadza aktualizację
IRiESD. W szczególności aktualizacja jest dokonywana przy zmianie wymogów
prawa.
I.1.17.
Zmiana IRiESD przeprowadzana jest poprzez wydanie nowej IRiESD albo
poprzez wydanie Karty aktualizacji obowiązującej IRiESD.
I.1.18.
Każda zmiana IRiESD jest poprzedzona procesem konsultacji z użytkownikami
systemu.
I.1.19.
Karta aktualizacji zawiera w szczególności:
a) przyczynę aktualizacji IRiESD,
b) zakres aktualizacji IRiESD,
c) nowe brzmienie zmienianych zapisów IRiESD lub tekst uzupełniający
dotychczasowe zapisy.
W przypadku rozbieżności pomiędzy dotychczasowymi postanowieniami IRiESD,
a zapisami Karty aktualizacji, rozstrzygające są postanowienia zawarte w Karcie
aktualizacji.
Karty aktualizacji stanowią Załączniki do IRiESD.
I.1.20.
Proces wprowadzania zmian IRiESD jest przeprowadzany według następującego
trybu:
a) innogy Stoen Operator opracowuje projekt nowej IRiESD albo projekt Karty
aktualizacji i publikuje go na swojej stronie internetowej,
b) wraz z projektem nowej IRiESD albo projektem Karty aktualizacji, innogy
Stoen Operator publikuje na swojej stronie internetowej komunikat,
informujący o rozpoczęciu procesu konsultacji zmian IRiESD, miejscu
i sposobie nadsyłania uwag oraz okresie przewidzianym na konsultacje.
I.1.21.
Okres przewidziany na konsultacje nie może być krótszy niż 14 dni
kalendarzowych od daty opublikowania projektu nowej IRiESD albo projektu
Karty aktualizacji.
I.1.22.
Po zakończeniu okresu przewidzianego na konsultacje, innogy Stoen Operator:
a) dokonuje analizy otrzymanych uwag,
b) w opracowywanej nowej wersji IRiESD albo Karty aktualizacji, uwzględnia
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 do zatwierdzenia IRiESD albo Kartę aktualizacji
wraz z Raportem z procesu konsultacji.
I.1.23.
IRiESD albo Kartę aktualizacji przedłożoną do zatwierdzenia przez Prezesa URE
02.09.2016 r.
Strona 11 z 275
oraz Raport z procesu konsultacji, zawierający zestawienie otrzymanych uwag
oraz informacje o sposobie ich uwzględnienia, innogy Stoen Operator publikuje na
swojej stronie internetowej.
Zatwierdzoną przez Prezesa URE IRiESD albo Kartę aktualizacji wraz
z informacją o dacie wejścia w życie wprowadzanych zmian IRiESD, innogy
Stoen Operator publikuje na swojej stronie internetowej oraz udostępnia do
publicznego wglądu w swojej siedzibie.
I.1.24.
Użytkownicy systemu, w tym odbiorcy, których urządzenia, instalacje lub sieci są
przyłączone do sieci innogy Stoen Operator lub korzystający z usług
świadczonych przez innogy Stoen Operator, są obowiązani stosować się do
warunków i wymagań oraz procedur postępowania i wymiany informacji
określonych w niniejszej IRiESD zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji
Energetyki i ogłoszonej w Biuletynie Urzędu Regulacji Energetyki. IRiESD
stanowi część umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub
umowy kompleksowej.
I.2. CHARAKTERYSTYKA KORZYSTANIA Z SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
I.2.1.
Korzystanie z sieci dystrybucyjnej umożliwia realizację dostaw energii
elektrycznej w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących
parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi
użytkowników systemu określonych w umowie o świadczenie usług dystrybucji
lub w umowie kompleksowej.
I.2.2.
innogy Stoen Operator na zasadzie równoprawnego traktowania oraz na zasadach
i w zakresie wynikającym z obowiązujących przepisów i IRiESD, świadczy usługi
dystrybucji, zapewniając wszystkim użytkownikom systemu, zaspokojenie
uzasadnionych potrzeb w zakresie dostarczania energii elektrycznej.
I.2.3.
Świadczenie usługi dystrybucji odbywa się na podstawie umowy o świadczenie
usług dystrybucji energii elektrycznej albo na podstawie umowy kompleksowej
na zasadach i warunkach określonych w ustawie Prawo Energetyczne, aktach
wykonawczych do tej ustawy, IRiESD oraz taryfie innogy Stoen Operator
zatwierdzonej przez Prezesa URE.
I.3. CHARAKTERYSTYKA, ZAKRES ORAZ WARUNKI FORMALNO-PRAWNE
USŁUG DYSTRYBUCJI ŚWIADCZONYCH PRZEZ innogy STOEN OPERATOR
I.3.1.
Usługa dystrybucji energii elektrycznej obejmująca korzystanie z krajowego
systemu elektroenergetycznego polega na utrzymywaniu:
a) ciągłości dostarczania i odbioru energii elektrycznej w krajowym systemie
elektroenergetycznym oraz niezawodności jej dostarczania,
02.09.2016 r.
Strona 12 z 275
b) parametrów jakościowych energii elektrycznej.
I.3.2.
innogy Stoen Operator świadcząc usługę dystrybucji energii elektrycznej:
a) dostarcza energię elektryczną zgodnie z obowiązującymi parametrami
jakościowymi i na warunkach określonych w umowie o świadczenie usług
dystrybucji energii elektrycznej albo na podstawie umowy kompleksowej,
b) instaluje, na własny koszt, układ pomiarowo-rozliczeniowy w miejscu
przygotowanym przez odbiorcę oraz system pomiarowo-rozliczeniowy,
w przypadku podmiotów zaliczonych do grup przyłączeniowych IV-VI,
zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV,
z wyłączeniem wytwórców (wyłączenie nie dotyczy mikroinstalacji),
c) powiadamia odbiorców o terminach i czasie planowanych przerw
w dostarczaniu energii elektrycznej w wymaganej przepisami prawa formie,
d) niezwłocznie przystępuje do likwidacji awarii i usuwania zakłóceń
w dostarczaniu energii elektrycznej,
e) przekazuje dane pomiarowe odbiorcy, sprzedawcy oraz podmiotowi
odpowiedzialnemu za bilansowanie handlowe energii elektrycznej
dostarczonej i pobranej z systemu,
f) umożliwia wgląd do wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego oraz
dokumentów stanowiących podstawę do rozliczeń za dostarczoną energię
elektryczną, a także do wyników kontroli prawidłowości wskazań tych
układów,
g) opracowuje, aktualizuje i udostępnia odbiorcom ich standardowe profile
zużycia energii elektrycznej,
h) wdraża procedury zmiany sprzedawcy oraz je uwzględnia w IRiESD.
I.3.3.
Przyłączenie podmiotu do sieci następuje na podstawie umowy o przyłączenie do
sieci i po spełnieniu warunków przyłączenia do sieci.
I.3.4.
innogy Stoen Operator ustala oraz udostępnia wzór wniosku o określenie
warunków przyłączenia; we wzorze wniosku dla podmiotu zaliczanego do II grupy
przyłączeniowej powinien być określony co najmniej taki zakres informacji, jaki
zawiera wzór wniosku ustalony przez OSP.
I.3.5.
Wymagania techniczne w zakresie przyłączania do sieci urządzeń wytwórczych,
sieci innych operatorów elektroenergetycznych oraz urządzeń odbiorców
określone są w dalszej części instrukcji.
I.3.6.
Przepisy związane z przyłączeniem stosuje się odpowiednio w przypadku
zwiększenia, przez podmiot przyłączony do sieci, zapotrzebowania na moc
przyłączeniową lub zmiany dotychczasowych warunków i parametrów
technicznych pracy urządzeń, instalacji i sieci przyłączonego podmiotu oraz
ponownego przyłączenia odłączonego podmiotu.
02.09.2016 r.
Strona 13 z 275
I.3.7.
Warunki przyłączenia są przekazywane wnioskodawcy wraz z projektem umowy
o przyłączenie do sieci.
I.3.8.
Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich doręczenia. W okresie
ważności warunki przyłączenia stanowią warunkowe zobowiązanie innogy Stoen
Operator do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej.
I.4. OGÓLNE STANDARDY JAKOŚCIOWE
SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO
OBSŁUGI
UŻYTKOWNIKÓW
I.4.1.
innogy Stoen Operator świadczy usługi dystrybucji na zasadzie równoprawnego
traktowania wszystkich użytkowników systemu.
I.4.2.
W celu realizacji powyższego obowiązku innogy Stoen Operator opracowuje
i udostępnia wzory wniosków i standardy umów o świadczenie usług dystrybucji
zgodnie z punktem V.7. niniejszej instrukcji.
I.4.3.
innogy Stoen Operator opracowuje i zapewnia realizację programu określającego
przedsięwzięcia jakie należy podjąć w celu zapewnienia niedyskryminacyjnego
traktowania użytkowników systemu, w tym szczegółowe obowiązki pracowników
wynikające z tego programu, zwanego Programem Zgodności.
I.4.4.
innogy Stoen Operator stosuje standardy jakościowe obsługi użytkowników
systemu określone w obowiązujących przepisach. W szczególności innogy Stoen
Operator stosuje następujące standardy jakościowe obsługi odbiorców:
a) przyjmuje od odbiorców przez całą dobę zgłoszenia i reklamacje dotyczące
dostarczania energii elektrycznej z sieci dystrybucyjnej,
b) bezzwłocznie przystępuje do usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii
elektrycznej spowodowanych nieprawidłową pracą sieci dystrybucyjnej,
c) udziela odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie
wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii
w sieci dystrybucyjnej,
d) powiadamia ze zgodnym z obowiązującymi przepisami wyprzedzeniem,
o terminach, czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej
oraz zmianach warunków funkcjonowania sieci odbiorców zasilanych z sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator,
e) odpłatnie podejmuje stosowne czynności w sieci dystrybucyjnej w celu
umożliwienia bezpiecznego wykonania, przez odbiorcę lub inny podmiot, prac
w obszarze oddziaływania tej sieci,
f) nieodpłatnie udziela informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz taryfy innogy
Stoen Operator,
g) rozpatruje wnioski lub reklamacje odbiorcy w sprawie rozliczeń i udziela
odpowiedzi nie później niż w terminie 14 dni od dnia złożenia wniosku lub
zgłoszenia reklamacji, chyba że w umowie między stronami określono inny
termin,
02.09.2016 r.
Strona 14 z 275
h) na wniosek odbiorcy, w miarę możliwości technicznych i organizacyjnych,
dokonuje sprawdzenia dotrzymania parametrów jakościowych energii
elektrycznej dostarczanej z sieci, poprzez wykonanie odpowiednich pomiarów,
i) na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu i uznaniu jego zasadności,
udziela bonifikaty w wysokości określonej w taryfie za niedotrzymanie
parametrów jakościowych energii elektrycznej, o których mowa w aktach
wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne lub w umowie lub w niniejszej
IRiESD.
02.09.2016 r.
Strona 15 z 275
II.
PRZYŁĄCZANIE
ORAZ
PLANOWANIE
DYSTRYBUCYJNEJ innogy STOEN OPERATOR
ROZWOJU
SIECI
II.1. ZASADY PRZYŁĄCZANIA
II.1.1.
Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator następuje na podstawie
umowy o przyłączenie i po spełnieniu warunków przyłączenia, określonych przez
innogy Stoen Operator.
II.1.2.
Procedura przyłączenia do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator obejmuje:
1) pozyskanie przez podmiot od innogy Stoen Operator, wzoru wniosku
o określenie warunków przyłączenia,
2) złożenie przez podmiot u innogy Stoen Operator, wniosku o określenie
warunków przyłączenia wraz z wymaganymi załącznikami, zgodnego
ze wzorem określonym przez innogy Stoen Operator,
3) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii
elektrycznej do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym
niż 1 kV, z wyłączeniem przypadków określonych w Ustawie, wpłacenie
na rachunek bankowy, wskazany przez innogy Stoen Operator, zaliczki na
poczet opłaty za przyłączenie do sieci. Zaliczkę wnosi się w ciągu 14 dni od
dnia złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia, pod rygorem
pozostawienia wniosku bez rozpatrzenia,
4) innogy Stoen Operator dokonuje weryfikacji wniosku w terminie 14 dni
roboczych od daty jego otrzymania,
5) w przypadku, gdy wniosek o określenie warunków przyłączenia nie zawiera
wszelkich niezbędnych informacji do określenia warunków przyłączenia lub nie
zawiera wymaganych załączników innogy Stoen Operator informuje podmiot
o konieczności jego uzupełnienia. Termin na wydanie warunków przyłączenia
rozpoczyna się z dniem złożenia wniosku spełniającego wymagania określone
w punktach II.1.3 – II.1.6. niniejszej instrukcji,
6) w przypadku wniesienia zaliczki na poczet opłaty za przyłączenie przed dniem
złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia, innogy Stoen Operator
niezwłocznie zwraca zaliczkę,
7) innogy Stoen Operator potwierdza pisemnie złożenie przez podmiot wniosku
o określenie warunków przyłączenia zgodnie z art. 7. ust 8h) Ustawy, określając
w szczególności datę złożenia wniosku oraz, w przypadku przyłączenia źródeł
do sieci powyżej 1 kV, wysokość zaliczki, która powinna być uiszczona przez
wnioskodawcę na podstawie art. 7 ust 8a). Datą złożenia wniosku jest data
otrzymania przez innogy Stoen Operator dokumentów spełniających
wymagania zgodnie z art. 7. ust 3b) ustawy Prawo energetyczne. Potwierdzenie
pisemne innogy Stoen Operator przesyła pocztą na adres wskazany we wniosku
02.09.2016 r.
Strona 16 z 275
o określenie warunków przyłączenia,
8) w przypadku urządzeń, instalacji lub sieci przyłączanych bezpośrednio do sieci
o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, zapewnienie przez innogy Stoen
Operator wykonania ekspertyzy wpływu tych urządzeń, instalacji lub sieci
na system elektroenergetyczny, z wyjątkiem przyłączanych jednostek
wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 2 MW, lub
urządzeń odbiorcy końcowego o łącznej mocy przyłączeniowej nie większej niż
5 MW, koszty wykonania ekspertyzy uwzględnia się w nakładach o których
mowa w art. 7 ust 8 pkt 1 i 3.
9) wydanie przez innogy Stoen Operator warunków przyłączenia oraz przekazanie
ich podmiotowi wraz z projektem umowy o przyłączenie,
10) zawarcie umowy o przyłączenie,
11) realizację przyłączenia tj. realizację przyłącza(-y) oraz
zmian/dostosowania w sieci i prac dla realizacji przyłączenia,
niezbędnych
12) przeprowadzenie prób i odbiorów częściowych oraz prób końcowych
i ostatecznego odbioru rozbudowywanej sieci i przyłącza. innogy Stoen
Operator zastrzega sobie prawo dokonania sprawdzenia przyłączanych
instalacji, urządzeń i sieci,
13) zawarcie przez podmiot umowy o świadczenie usług dystrybucji albo umowy
kompleksowej,
14) przyjęcie zgłoszenia przyłączenia mikroinstalacji w przypadku gdy podmiot
ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej innogy
Stoen Operator jest przyłączony do sieci jako odbiorca końcowy, a moc
zainstalowana mikroinstalacji, o przyłączenie której ubiega się ten podmiot, nie
jest większa niż określona w wydanych warunkach przyłączenia,
II.1.3.
1) Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen
Operator urządzeń wytwórczych, sieci, urządzeń lub/i instalacji odbiorców
końcowych, połączeń międzysystemowych lub linii bezpośrednich składa
wniosek o określenie warunków przyłączenia,
2) W przypadku gdy podmiot ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do
sieci dystrybucyjnej jest przyłączony do sieci jako odbiorca końcowy, a moc
zainstalowana mikroinstalacji, o przyłączenie której ubiega się ten podmiot, nie
jest większa niż określona w wydanych warunkach przyłączenia, przyłączenie
do sieci odbywa się na podstawie zgłoszenia przyłączenia mikroinstalacji,
złożonego w innogy Stoen Operator, do sieci którego ma być ona przyłączona,
po zainstalowaniu odpowiednich układów zabezpieczających i układu
pomiarowo-rozliczeniowego. W innym przypadku przyłączenie mikroinstalacji
do sieci dystrybucyjnej odbywa się na podstawie wymagań określonych w
punkcie II.1.3 pkt 1) niniejszej instrukcji.
II.1.4.
Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia oraz zgłoszenia przyłączenia
02.09.2016 r.
Strona 17 z 275
mikroinstalacji określa oraz udostępnia innogy Stoen Operator. Wniosek i
zgłoszenie dostępne są: na stronie internetowej www.innogystoenoperator.pl, w
Centrum Obsługi Klienta innogy Stoen Operator przy ul. Rudzkiej 18 w
Warszawie.
II.1.5.
Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia mogą być zróżnicowane dla
poszczególnych grup przyłączeniowych oraz w zależności od rodzaju
przyłączanego obiektu, instalacji lub sieci.
Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia do sieci urządzeń, instalacji
i sieci podmiotów zaliczanych do II grupy przyłączeniowej określają co najmniej
taki zakres informacji, jaki zawiera wzór wniosku ustalony przez OSP.
II.1.6.
Do wniosku, o którym mowa w pkt II.1.3 należy załączyć:
a) dokument potwierdzający tytuł prawny podmiotu do korzystania
z nieruchomości, obiektu lub lokalu, w którym będą używane przyłączane
urządzenia, instalacje lub sieci,
b) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny określający usytuowanie obiektu, w którym
będą używane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci względem istniejącej
sieci oraz sąsiednich obiektów,
c) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii
elektrycznej do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym
niż 1 kV innych niż mikroinstalacje:
-
wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego,
a w przypadku braku takiego planu, decyzję o warunkach zabudowy
i zagospodarowania terenu dla nieruchomości określonej we wniosku,
jeżeli jest ona wymagana na podstawie przepisów o planowaniu
i zagospodarowaniu przestrzennym albo
-
decyzję o ustaleniu lokalizacji inwestycji w zakresie budowy obiektu
energetyki jądrowej wydaną zgodnie z przepisami ustawy z dnia 13
maja 2011 r. o przygotowaniu i realizacji inwestycji w zakresie
obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji towarzyszących (Dz. U.
Nr 135, poz. 789 oraz z 2012 r. poz. 951), w przypadku budowy obiektu
energetyki jądrowej, albo
-
pozwolenie na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp,
konstrukcji i urządzeń w polskich obszarach morskich wydane zgodnie
z przepisami ustawy z dnia 21 marca 1991 r. o obszarach morskich
Rzeczypospolitej Polskiej i administracji morskiej (Dz. U. z 2003 r. Nr
153, poz. 1502, z późn. zm.10)), w przypadku budowy źródła w polskim
obszarze morskim;
-
dokument potwierdzający tytuł prawny podmiotu do korzystania
z nieruchomości, na której jest planowana inwestycja określona we
wniosku z wyłączeniem źródeł lokalizowanych w polskim obszarze
02.09.2016 r.
Strona 18 z 275
morskim.
Wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, decyzja
o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu, decyzja o ustaleniu lokalizacji
inwestycji w zakresie budowy obiektu energetyki jądrowej lub pozwolenie na
wznoszenie i wykorzystanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń w polskich
obszarach morskich powinny potwierdzać dopuszczalność lokalizacji danego źródła
na terenie objętym planowaną inwestycją.
d) w przypadku podmiotów przyłączonych, schemat układu zasilania lub instalacji
wnioskodawcy oraz krótki opis zainstalowanych w obiekcie/przewidzianych do
zainstalowania urządzeń,
e) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii
elektrycznej, parametry techniczne jednostki wytwórczej. Parametry należy
przedstawić zgodnie z załączonym do wniosku szablonem,
f) w przypadku składania wniosku przez podmioty prawne: wypis z Krajowego
Rejestru Sądowego, innego rejestru lub zaświadczenie o wpisie do ewidencji
działalności gospodarczej.
II.1.7.
Zakres i warunki wykonania ekspertyzy wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji
i sieci określa innogy Stoen Operator. W przypadku przyłączenia urządzeń,
instalacji lub sieci podmiotów zaliczanych do II grupy przyłączeniowej oraz
połączeń krajowych i międzynarodowych na napięciu 110 kV zakres i warunki
wykonania ekspertyzy podlegają uzgodnieniu z OSP.
Koszty wykonania ekspertyzy uwzględnia się w opłacie za przyłączenie.
II.1.8.
Warunki przyłączenia, w zależności od danych zawartych we wniosku o którym
mowa w pkt II.1.3., zawierają w szczególności:
1) miejsce przyłączenia, rozumiane jako punkt w sieci, w którym przyłącze łączy
się z siecią,
2) miejsce dostarczania energii elektrycznej,
3) moc przyłączeniową,
4) rodzaj przyłącza,
5) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,
6) dane znamionowe urządzeń, instalacji i sieci oraz dopuszczalne, graniczne
parametry ich pracy,
7) dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych i jakościowych
energii elektrycznej,
8) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego,
9) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego współpracy
02.09.2016 r.
Strona 19 z 275
z systemem pomiarowo-rozliczeniowym,
10) rodzaj i usytuowanie zabezpieczeń, dane znamionowe, warunki współpracy oraz
inne niezbędne wymagania w zakresie elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej i systemowej,
11) dane umożliwiające określenie w miejscu przyłączenia:
a) wartości prądów zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączenia,
b) prądów zwarcia doziemnego i czasów ich wyłączeń lub ich trwania;
12) wymagany stopień skompensowania mocy biernej,
13) wymagania w zakresie:
a) dostosowania przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci do systemów
sterowania dyspozytorskiego,
b) przystosowania układu pomiarowo-rozliczeniowego do systemów
zdalnego odczytu danych pomiarowych,
c) zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami elektrycznymi, powodowanymi
przez instalacje lub sieci wnioskodawcy,
d) wyposażenia, instalacji lub sieci, niezbędnego do współpracy z siecią, do
której instalacje lub sieci są przyłączane,
e) ochrony przeciwporażeniowej i przepięciowej przyłączanych sieci lub
instalacji.
14) możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od
standardowych,
15) dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu ochrony od
porażeń w instalacji lub sieci przyłączanego podmiotu,
16) ustalone, dla poszczególnych grup przyłączeniowych, dopuszczalne poziomy
zaburzeń parametrów technicznych i jakościowych energii elektrycznej nie
powodujących pogorszenia parametrów określonych w aktach wykonawczych
do ustawy Prawo energetyczne albo ustalonych w umowie o świadczenie usługi
przesyłowej albo dystrybucyjnej lub umowie kompleksowej.
II.1.9.
Miejsce dostarczania energii elektrycznej dla podmiotów przyłączanych określa
innogy Stoen Operator w warunkach przyłączenia do sieci.
II.1.10.
innogy Stoen Operator wydaje warunki przyłączenia w następujących terminach:
1) 30 dni od dnia złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia przez
wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
niż 1 kV,
2) 150 dni od dnia złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia przez
wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż
1 kV, a w przypadku przyłączania źródła – od dnia wniesienia zaliczki.
02.09.2016 r.
Strona 20 z 275
II.1.11.
Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich doręczenia. W okresie
ważności warunki przyłączenia stanowią warunkowe zobowiązanie innogy Stoen
Operator do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej.
II.1.12.
Wraz z określonymi przez innogy Stoen Operator warunkami przyłączenia
wnioskodawca otrzymuje projekt umowy o przyłączenie do sieci.
II.1.13.
W przypadkach, gdy przyłączenie do sieci innogy Stoen Operator, na podstawie
opracowanej ekspertyzy, wpłynie na warunki pracy sieci sąsiedniego operatora
systemu dystrybucyjnego, innogy Stoen Operator występuje do tego OSD
z wnioskiem o ustalenie czy zakres przebudowy sieci elektroenergetycznych
sąsiedniego OSD, wynikający z ekspertyzy został ujęty w planie rozwoju tego OSD
lub czy OSD planuje realizację tych inwestycji. innogy Stoen Operator oczekuje na
odpowiedź sąsiedniego OSD min. 14 dni kalendarzowych od daty wysłania
wniosku.
II.1.14.
innogy Stoen Operator wydając warunki przyłączenia jest odpowiedzialny za
dokonanie uzgodnień pomiędzy operatorami, o których mowa w pkt II.1.13.
II.1.15.
Warunki przyłączenia dla urządzeń, instalacji i sieci należących do podmiotów
zaliczanych do I i II grupy przyłączeniowej, połączeń sieci krajowych
i międzynarodowych o napięciu znamionowym 110 kV, wymagają uzgodnienia
z OSP.
Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie lub dystrybucję
energii elektrycznej nie będące operatorem oraz operatorzy systemów
dystrybucyjnych których sieci nie posiadają połączenia z sieciami przesyłowymi
(zwanymi dalej „OSDn”), przed określeniem warunków przyłączenia dla
podmiotów zaliczanych do I i II grupy przyłączeniowej, uzgadniają je z operatorem
systemu dystrybucyjnego, do którego sieci są przyłączeni.
Jeżeli warunki przyłączenia, określane przez przedsiębiorstwo energetyczne,
posiadające koncesję na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej nie będące
operatorem, wymagają zgodnie z ww. postanowieniami uzgodnienia z OSP,
uzgodnień dokonuje OSD.
II.1.16.
Uzgodnienie, o którym mowa w pkt. II.1.15 obejmuje:
1) uzgodnienie zakresu oraz przekazanie wykonanej ekspertyzy wpływu
przyłączanych instalacji lub sieci na KSE,
2) uzgodnienie technicznych ustaleń zawartych w warunkach przyłączenia.
W zakresie uzgodnień z OSP mają zastosowanie odpowiednie zapisy IRiESP.
II.1.17.
Uzgodnienie, o którym mowa w pkt II.1.15 jest realizowane po przekazaniu przez
innogy Stoen Operator do operatora systemu przesyłowego, projektu warunków
przyłączenia wraz z dokumentami:
1) kopią wniosku podmiotu do innogy Stoen Operator o określenie warunków
przyłączenia,
02.09.2016 r.
Strona 21 z 275
2) ekspertyzą wpływu przyłączanych instalacji lub sieci na KSE.
Dopuszcza się przesłanie ekspertyzy w wersji elektronicznej na nośniku danych.
Kopię wystąpienia, innogy Stoen Operator przesyła również spółce obszarowej
OSP, właściwej ze względu na miejsce przyłączenia oraz dodatkowo za
pośrednictwem poczty elektronicznej na adres wskazany przez OSP.
W zakresie uzgodnień z OSP mają zastosowanie odpowiednie zapisy IRiESP.
II.1.18.
W przypadku gdy innogy Stoen Operator odmówi przyłączenia do sieci
odnawialnego źródła energii z powodu braku technicznych warunków przyłączenia
wynikających z braku niezbędnych zdolności przesyłowych sieci w terminie
proponowanym przez podmiot ubiegający się o przyłączenie odnawialnego źródła
energii, innogy Stoen Operator określa planowany termin oraz warunki wykonania
niezbędnej rozbudowy lub modernizacji sieci, a także określa termin przyłączenia.
II.1.19.
W przypadku braku technicznych lub ekonomicznych warunków przyłączenia
w zakresie mocy przyłączeniowej określonej we wniosku o określenie warunków
przyłączenia odnawialnego źródła energii, innogy Stoen Operator powiadamia
podmiot ubiegający się o przyłączenie o wielkości dostępnej mocy przyłączeniowej,
dla jakiej mogą być spełnione te warunki. Jeżeli podmiot ten, w terminie 30 dni
kalendarzowych od dnia otrzymania powiadomienia:
1) wyraził zgodę na taką wielkość mocy przyłączeniowej, innogy Stoen Operator
wydaje warunki przyłączenia;
2) nie wyraził zgody na taką wielkość mocy przyłączeniowej, innogy Stoen
Operator odmawia wydania warunków przyłączenia.
Bieg terminu, o którym mowa w pkt. II.1.10., ulega zawieszeniu do czasu
otrzymania zgody od podmiotu ubiegającego się o przyłączenie.
II.1.20.
W przypadku gdy podmiot ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator jest przyłączony do sieci jako odbiorca
końcowy, a moc zainstalowana mikroinstalacji, o przyłączenie której ubiega się ten
podmiot, nie jest większa niż określona w wydanych warunkach przyłączenia,
przyłączenie do sieci odbywa się na podstawie zgłoszenia przyłączenia
mikroinstalacji, złożonego do innogy Stoen Operator, po zainstalowaniu
odpowiednich układów zabezpieczających i układu pomiarowo-rozliczeniowego.
innogy Stoen Operator potwierdza złożenie zgłoszenia przyłączenia mikroinstalacji,
odnotowując datę jego złożenia. W innym przypadku przyłączenie mikroinstalacji
do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator odbywa się na podstawie umowy
o przyłączenie do sieci. Koszt instalacji układu zabezpieczającego i układu
pomiarowo-rozliczeniowego ponosi innogy Stoen Operator.
innogy Stoen Operator publikuje na swojej stronie internetowej oraz udostępnia
w swojej siedzibie oraz punktach obsługi klienta wzór zgłoszenia przyłączenia
mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator.
02.09.2016 r.
Strona 22 z 275
II.1.21.
Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia przez innogy Stoen
Operator realizacji prac projektowych i budowlano-montażowych na zasadach
określonych w tej umowie.
II.1.22.
Umowa o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator powinna
zawierać co najmniej:
1) strony zawierające umowę,
2) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia,
3) termin realizacji przyłączenia,
4) wysokość opłaty za przyłączenie oraz sposób jej regulowania,
5) miejsce rozgraniczenia własności sieci innogy Stoen Operator i instalacji
podmiotu przyłączanego,
6) zakres robót niezbędnych przy realizacji przyłączenia,
7) wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego
parametrów,
8) harmonogram przyłączenia
9) warunki udostępnienia innogy Stoen Operator nieruchomości należącej do
podmiotu przyłączanego w celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej do
realizacji przyłączenia,
10) przewidywany termin zawarcia umowy, na podstawie której nastąpi
dostarczanie lub pobieranie energii,
11) planowane ilości energii elektrycznej wprowadzanej do i/lub pobieranej z sieci,
13) w uzasadnionych przypadkach ustalenia dotyczące opracowania dokumentu
regulującego zasady współpracy ruchowej z innogy Stoen Operator,
14) odpowiedzialność
stron
za
niedotrzymanie
warunków
umowy,
a w szczególności za opóźnienie terminu realizacji prac w stosunku do
ustalonego w umowie,
15) okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania.
II.1.23.
innogy Stoen Operator w zakresie przyłączanych oraz przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej urządzeń, instalacji, sieci ma prawo do kontroli legalności
pobierania energii elektrycznej, kontroli układów pomiarowo – rozliczeniowych,
dotrzymania zawartych umów oraz prawidłowości rozliczeń.
II.1.24.
Szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, o których mowa w pkt II.1.23,
reguluje Ustawa oraz rozporządzenia wykonawcze do niej.
II.1.25.
Zagadnienia związane z połączeniem zagranicznej sieci dystrybucyjnej
z siecią dystrybucyjną innogy Stoen Operator są regulowane postanowieniami
02.09.2016 r.
Strona 23 z 275
umów. Połączenia międzysystemowe na napięciu 110 kV są realizowane zgodnie z
IRiESP wyłącznie w układach wydzielonych, poprzez wyodrębnienie jednostek
wytwórczych lub obszarów sieci dystrybucyjnej. Współpraca na tych połączeniach
odbywa się według zasad uzgodnionych pomiędzy właściwymi operatorami
systemu.
II.1.26.
Szczegółowe warunki techniczne jakie powinny spełniać przyłączane do sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator urządzenia, instalacje i sieci, w tym jednostki
wytwórcze, określają pkt II.2. i II.4. oraz załączniki do niniejszej IRiESD.
II.1.27.
Podmioty zaliczone do I, II, III i VI grupy przyłączeniowej, przyłączane do sieci
o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV oraz wytwórcy niezależnie od
poziomu napięcia sieci, z wyłączeniem mikroinstalacji, opracowują instrukcję
o której mowa w pktVI.2.11. podlegającą uzgodnieniu z innogy Stoen Operator
przed przyłączeniem podmiotu do sieci.
II.1.28.
Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen
Operator urządzeń, instalacji i sieci są zobowiązane do projektowania obiektów,
urządzeń, instalacji i sieci zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami oraz
w oparciu o otrzymane warunki przyłączenia.
II.1.29.
W celu umożliwienia wykonania analiz stanu i rozwoju sieci dystrybucyjnej innogy
Stoen Operator, wskazane przez innogy Stoen Operator podmioty ubiegające się
o przyłączenie oraz przyłączone do sieci dystrybucyjnej przekazują innogy Stoen
Operator dane określone w rozdziale II.5.
II.1.30.
Wytwórcy posiadający JWCD, JWCK oraz farmy wiatrowe o mocy osiągalnej
50MW i wyższej, przyłączani do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, są
zobowiązani do dokonania zgłoszenia do centralnego rejestru jednostek
wytwórczych, prowadzonego przez operatora systemu przesyłowego, zgodnie
z zapisami IRiESP. Kopie zgłoszeń przesyłane są do innogy Stoen Operator.
II.1.31.
Wytwórcy oraz farmy wiatrowe o mocy osiągalnej poniżej 50MW, przyłączani do
sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, dokonują zgłoszenia nowych jednostek
wytwórczych oraz zmian w zakresie zarejestrowanych danych do OSP za
pośrednictwem innogy Stoen Operator.
II.1.32.
1) Do zgłoszenia, o którym mowa w punkcie II.1.3 pkt. 2) niniejszej instrukcji,
podmiot ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej
jest obowiązany dołączyć oświadczenie następującej treści: „Świadomy
odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej
z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. – Kodeks karny oświadczam, że
posiadam tytuł prawny do nieruchomości na której jest planowana inwestycja
oraz do mikroinstalacji określonej w zgłoszeniu.”. Klauzula ta zastępuję
pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych zeznań.
2) innogy Stoen Operator zajmujące się dystrybucją energii elektrycznej
potwierdza złożenie zgłoszenia o którym mowa w punkcie II.1.3 pkt. 2),
odnotowując datę jego złożenia.
02.09.2016 r.
Strona 24 z 275
II.1.33.
Przyłączane mikroinstalacje muszą spełniać wymagania techniczne i eksploatacyjne
określone w art. 7a ust. 1 Ustawy. Szczegółowe warunki przyłączenia, wymagania
techniczne
oraz
warunki
współpracy
mikroinstalacji
z
systemem
elektroenergetycznym określają przepisy wydane na podstawie art. 9 ust. 3. Ustawy.
II.1.34.
Osoba dokonująca instalacji mikroinstalacji lub małych instalacji powinna posiadać
ważny certyfikat, wydany przez Prezesa Urzędu Dozoru Technicznego, o którym
mowa w art. 20 h Ustawy.
II.2. ZASADY WZAJEMNEGO POŁĄCZENIA SIECI DYSTRYBUCYJNYCH
RÓŻNYCH OPERATORÓW SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH
II.2.1.
Zasady wzajemnego połączenia sieci dystrybucyjnych różnych OSD są regulowane
umowami i uzgadniane z operatorem systemu przesyłowego w zakresie dotyczącym
koordynowanej sieci 110 kV.
II.2.2.
Umowa, o której mowa w pkt II.2.1, w zakresie połączenia sieci różnych OSD
powinna określać w szczególności:
1) strony zawierające umowę,
2) przedmiot umowy wynikający z warunków połączenia,
3) termin realizacji połączenia,
4) wysokość opłaty za połączenie i zasady rozliczeń,
5) zakres oraz sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji połączenia,
6) zakres robót niezbędnych przy realizacji połączenia,
7) wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego
parametrów,
8) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony,
9) terminy przeprowadzania prób, odbiorów częściowych, prób końcowych
i ostatecznego odbioru połączenia,
10) miejsce rozgraniczenia praw własności łączonych sieci,
11) wykaz osób lub komórek organizacyjnych upoważnionych przez strony do
koordynacji prac wynikających z umowy,
12) odpowiedzialność
stron
za
niedotrzymanie
warunków
umowy,
a w szczególności za opóźnienie terminu realizacji prac w stosunku do
ustalonego w umowie,
13) okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania.
II.2.3.
Warunki połączenia określają w szczególności:
02.09.2016 r.
Strona 25 z 275
2) miejsca połączenia sieci różnych operatorów systemów dystrybucyjnych,
3) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z połączeniem,
4) miejsce zainstalowania i rodzaj układów pomiarowo-rozliczeniowych,
5) wartości prądów zwarć wielofazowych i jednofazowych doziemnych oraz
czasów ich wyłączania w punktach połączenia sieci u obydwu operatorów,
6) miejsce zainstalowania i warunki współpracy EAZ,
7) wymagania w zakresie telemechaniki i łączności, w tym transmisji danych
pomiarowych,
8) miejsce zainstalowania, parametry aparatury oraz warunki współpracy
systemów sterowania dyspozytorskiego,
9) podział kompetencji w zakresie nadzoru dyspozytorskiego.
II.2.4.
Informacje, o których mowa w pkt II.2.2. ppkt 5), dotyczą w szczególności wpływu
łączonych sieci lub zmiany warunków połączenia na pracę sieci innych OSD.
Związane to jest ze zmianą:
1) przepływów energii elektrycznej na transformatorach i liniach łączących sieci
różnych operatorów,
2) poziomu mocy i prądów zwarciowych,
3) pewności dostaw energii elektrycznej,
4) sposobu likwidacji przerw i zakłóceń w dostawie energii elektrycznej.
II.2.5.
Określone w umowie, o której mowa w pkt II.2.1., próby i odbiory częściowe oraz
odbiór końcowy zrealizowanego połączenia przeprowadzane są przy udziale
upoważnionych przedstawicieli stron, które zawarły umowę.
II.2.6.
Wyniki prób i odbiorów, o których mowa w pkt II.2.5., są potwierdzane przez
strony w protokołach z przeprowadzenia prób i odbiorów.
II.3. ZASADY ODŁĄCZANIA, WSTRZYMYWANIA
DOSTARCZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ
ORAZ
WZNOWIENIA
II.3.1.
Zasady odłączania.
II.3.1.1.
Zasady odłączania podmiotów od sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator,
określone w niniejszym rozdziale obowiązują innogy Stoen Operator, sprzedawców
oraz podmioty odłączane.
II.3.1.2.
innogy Stoen Operator może odłączyć podmioty od sieci dystrybucyjnej innogy
02.09.2016 r.
Strona 26 z 275
Stoen Operator w przypadku:
a) złożenia przez podmiot wniosku o odłączenie od sieci dystrybucyjnej,
b) rozwiązania lub wygaśnięcia umowy o świadczenie usług dystrybucji lub
umowy kompleksowej.
II.3.1.3.
Wniosek o odłączenie od sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator składany
przez podmiot zawiera w szczególności:
a) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których dotyczy odłączenie,
b) przyczynę odłączenia,
c) proponowany termin odłączenia.
II.3.1.4.
innogy Stoen Operator ustala termin odłączenia podmiotu od sieci dystrybucyjnej
innogy Stoen Operator uwzględniający techniczne możliwości realizacji procesu
odłączenia podmiotu. Odłączany podmiot jest zawiadamiany przez innogy Stoen
Operator o dacie odłączenia, w terminie nie krótszym niż 14 dni kalendarzowych od
daty planowanego odłączenia. W ww. zawiadomieniu innogy Stoen Operator
informuje podmiot o zasadach ponownego przyłączenia do sieci o których mowa
w pkt II.3.1.9.
II.3.1.5.
innogy Stoen Operator dokonuje zmian w układzie sieci dystrybucyjnej
umożliwiających odłączenie podmiotu od sieci. Podmiot odłączany od sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, uzgadnia z innogy Stoen Operator tryb,
terminy oraz warunki niezbędnej przebudowy lub likwidacji majątku sieciowego
będącego własnością podmiotu, wynikające z odłączenia od sieci dystrybucyjnej.
II.3.1.6.
innogy Stoen Operator uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego i sąsiednimi
OSD tryb odłączenia podmiotu, w zakresie w jakim odłączenie podmiotu od sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator ma wpływ na warunki pracy sieci innych
operatorów.
II.3.1.7.
innogy Stoen Operator uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego odłączenie
podmiotów o których mowa w pkt II.1.15.
II.3.1.8.
W uzasadnionych przypadkach innogy Stoen Operator zapewnia sporządzenie
i zatwierdza zgłoszenie obiektu elektroenergetycznego do odłączenia od sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, określające w szczególności:
a) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, których dotyczy
odłączenie,
b) termin odłączenia,
c) dane osoby odpowiedzialnej ze strony innogy Stoen Operator za prawidłowe
odłączenie podmiotu,
d) sposób odłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, obejmujący: zakres
prac niezbędnych do wykonania przed odłączeniem podmiotu, położenie
łączników niezbędnych do wykonania planowanego odłączenia podmiotu oraz
02.09.2016 r.
Strona 27 z 275
harmonogram czynności
elektroenergetycznych,
łączeniowych
w
poszczególnych
stacjach
e) aktualny schemat sieci dystrybucyjnej obejmujący stacje elektroenergetyczne
oraz linie, w otoczeniu urządzeń, instalacji i sieci odłączanego podmiotu.
II.3.1.9.
Ponowne przyłączenie podmiotu do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator
odbywa się na zasadach określonych w pkt II.1.
II.3.2.
Zasady wstrzymywania oraz wznowienia dostarczania energii elektrycznej.
II.3.2.1.
innogy Stoen Operator może wstrzymać, z zastrzeżeniem pkt. II.3.2.7 – II.3.2.9.,
dostarczanie energii elektrycznej podmiotom przyłączonym do sieci dystrybucyjnej
innogy Stoen Operator, jeżeli:
a) odbiorca nie wyraził zgody na zainstalowanie przedpłatowego układu
pomiarowo-rozliczeniowego w przypadkach określonych w Ustawie,
b) w wyniku przeprowadzonej kontroli stwierdzono, że nastąpiło nielegalne
pobieranie energii elektrycznej,
c) odbiorca zwleka z zapłatą za świadczone usługi, co najmniej przez okres 30 dni
kalendarzowych po upływie terminu płatności.
II.3.2.2.
innogy Stoen Operator na żądanie sprzedawcy energii elektrycznej wstrzymuje,
z zastrzeżeniem pkt. II.3.2.7 – II.3.2.9., dostarczanie energii elektrycznej, jeżeli
według oświadczenia sprzedawcy, odbiorca zwleka z zapłatą za świadczone usługi
lub za pobraną energię, co najmniej przez okres 30 dni kalendarzowych po upływie
terminu płatności.
II.3.2.3.
Przedsiębiorstwo energetyczne, któremu odbiorca zwleka z zapłatą za świadczone
usługi lub za pobraną energię elektryczną, powiadamia na piśmie odbiorcę energii
elektrycznej w gospodarstwie domowym o zamiarze wstrzymania dostarczania
energii elektrycznej, jeżeli odbiorca ten nie ureguluje zaległych i bieżących
należności w okresie 14 dni od dnia otrzymania tego powiadomienia.
II.3.2.4.
innogy Stoen Operator wstrzymuje dostarczanie energii elektrycznej, jeżeli w
wyniku przeprowadzonej kontroli stwierdzono, że instalacja znajdująca się u
odbiorcy stwarza bezpośrednie zagrożenie życia, zdrowia lub środowiska.
II.3.2.5.
innogy Stoen Operator jest obowiązany niezwłocznie wznowić dostarczanie energii
elektrycznej wstrzymanej z powodów, o których mowa w pkt. II.3.2.1, II.3.2.2.
i II.3.2.4, jeżeli ustaną przyczyny uzasadniające wstrzymanie jej dostarczania.
innogy Stoen Operator wznawia dostarczanie energii elektrycznej niezwłocznie po
otrzymaniu od sprzedawcy wniosku o wznowienie, jeżeli wstrzymanie nastąpiło na
żądanie sprzedawcy.
II.3.2.6.
Przepisów pkt. II.3.2.1.c) i pkt. II.3.2.2. nie stosuje się do obiektów służących
obronności państwa.
02.09.2016 r.
Strona 28 z 275
Ponadto realizacja przez innogy Stoen Operator postanowień o których mowa
w pkt. II.3.2.1.a) lub II.3.2.2. może ulec opóźnieniu bez ponoszenia przez innogy
Stoen Operator odpowiedzialności z tego tytułu, w przypadku otrzymania przez
innogy Stoen Operator informacji, że wstrzymanie dostarczania energii elektrycznej
do odbiorcy może spowodować bezpośrednie zagrożenie życia, zdrowia lub
środowiska (a w szczególności uniemożliwi pracę aparatury wspomagającej funkcje
życiowe lub pracę urządzeń zapobiegających przed wystąpieniem niekontrolowanej
reakcji chemicznej) - innogy Stoen Operator może opóźnić wstrzymanie
dostarczania energii do czasu wykonania przez odbiorcę czynności usuwających
powyższe zagrożenie. W takiej sytuacji, w przypadku gdy wstrzymanie miało
nastąpić na wniosek sprzedawcy, innogy Stoen Operator zawiadamia niezwłocznie o
powyższym sprzedawcę, wraz z podaniem przyczyny.
II.3.2.7.
W przypadku, gdy odbiorca energii elektrycznej w gospodarstwie domowym złoży
do przedsiębiorstwa energetycznego, o którym mowa w pkt. II.3.2.3, reklamację
dotyczącą dostarczania energii, nie później niż w terminie 14 dni od dnia otrzymania
powiadomienia, o którym mowa w pkt. II.3.2.3, dostarczania energii nie wstrzymuje
się do czasu rozpatrzenia reklamacji.
II.3.2.8.
Przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w pkt. II.3.2.3., jest obowiązane
rozpatrzyć reklamację o której mowa w pkt. II.3.2.7., w terminie 14 dni od dnia jej
złożenia. Jeżeli reklamacja nie została rozpatrzona w tym terminie, uważa się, że
została uwzględniona.
II.3.2.9.
Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w pkt. II.3.2.3., nie
uwzględniło reklamacji, a odbiorca energii elektrycznej w gospodarstwie
domowym, w terminie 14 dni od dnia otrzymania powiadomienia
o nieuwzględnieniu reklamacji, wystąpił do stałego polubownego sądu
konsumenckiego, o którym mowa w art. 37 ustawy z dnia 15 grudnia 2000 r.
o Inspekcji Handlowej (Dz. U. z 2009 r. Nr 151, poz. 1219, z późn. zm.9), zwanego
dalej „sądem polubownym”, z wnioskiem o rozpatrzenie sporu w tym zakresie,
dostarczania energii nie wstrzymuje się do czasu wydania wyroku przez ten sąd.
II.3.2.10.
Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne wstrzymało dostarczanie energii odbiorcy
energii elektrycznej w gospodarstwie domowym, a odbiorca ten złożył reklamację
na wstrzymanie dostarczania energii, przedsiębiorstwo energetyczne jest
obowiązane wznowić dostarczanie energii w terminie 3 dni od dnia otrzymania
reklamacji i kontynuować dostarczanie energii do czasu jej rozpatrzenia.
Jeżeli innogy Stoen Operator na żądanie sprzedawcy wstrzymał dostarczanie energii
elektrycznej do odbiorcy w gospodarstwie domowym, z przyczyn określonych
w pkt. II.3.2.1. a) lub II.3.2.2., i taki odbiorca złożył do sprzedawcy reklamację na
wstrzymanie dostarczania energii, sprzedawca jest zobowiązany złożyć do innogy
Stoen Operator niezwłocznie, jednak nie później niż do godz. 11.00 dnia następnego
po otrzymaniu reklamacji tego odbiorcy, wniosek o wznowienie dostarczania energii
elektrycznej, a innogy Stoen Operator wznawia i kontynuuje dostarczanie energii
elektrycznej do czasu rozpatrzenia reklamacji przez sprzedawcę. Łączny czas
02.09.2016 r.
Strona 29 z 275
liczony od otrzymania przez sprzedawcę reklamacji odbiorcy w gospodarstwie
domowym, do wznowienia przez innogy Stoen Operator dostarczania energii
elektrycznej, nie może być dłuższy niż 3 dni.
II.3.2.11.
W przypadku gdy reklamacja, o której mowa w pkt. II.3.2.10., nie została
pozytywnie rozpatrzona przez przedsiębiorstwo energetyczne i odbiorca
wymieniony w pkt. II.3.2.10., wystąpił do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki
o rozpatrzenie sporu w tym zakresie, przedsiębiorstwo, o którym mowa
w pkt. II.3.2.10., jest obowiązane kontynuować dostarczanie energii elektrycznej do
czasu wydania decyzji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki.
II.3.2.12.
Przepisów pkt. II.3.2.10. oraz II.3.2.11. nie stosuje się w przypadku, gdy
wstrzymanie dostarczania energii nastąpiło z przyczyn, o których mowa w II.3.2.4.
albo wydania przez sąd polubowny wyroku na niekorzyść odbiorcy.
II.3.2.13.
W przypadku wystąpienia przez odbiorcę, o którym mowa w pkt. II.3.2.7.,
z wnioskiem o rozpatrzenia sporu przez sąd polubowny albo z wnioskiem
o rozstrzygnięcie sporu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki,
przedsiębiorstwo energetyczne, o którym mowa w pkt. II.3.2.1., może zainstalować
przedpłatowy układ pomiarowo-rozliczeniowy temu odbiorcy. Koszt zainstalowania
tego układu ponosi przedsiębiorstwo energetyczne.
II.3.2.14
W przypadku, o którym mowa w pkt. II.3.2.2., innogy Stoen Operator bez zbędnej
zwłoki wstrzymuje dostarczanie energii elektrycznej, jednak nie później niż
w terminie do czterech dni roboczych od dnia otrzymania żądania wstrzymania od
sprzedawcy. Sprzedawca ma prawo anulowania żądania wstrzymania dostarczania
energii, poprzez złożenie do innogy Stoen Operator wniosku o wznowienie
dostarczania energii. W takim przypadku innogy Stoen Operator podejmie kroki
w celu niedopuszczenia do wstrzymania dostarczania energii elektrycznej, jednak
nie ponosi odpowiedzialności w sytuacji, w której anulowanie wniosku
o wstrzymanie nie było możliwe.
II.3.2.15
W przypadku wystąpienia :
a) masowych awarii sieci elektroenergetycznych,
b) przerw
katastrofalnych
i organizacyjne,
powodujących
ograniczenia
techniczne
c) konieczności wykonania wyłączeń planowych,
d) braku technicznych możliwości wstrzymania dostarczania energii,
termin, o którym w pkt. II.3.2.14. może ulec wydłużeniu.
II.3.2.16
innogy Stoen Operator powiadamia sprzedawcę o wstrzymaniu lub wznowieniu
dostarczania energii elektrycznej, w terminie do trzech dni roboczych od dokonania
wstrzymania lub wznowienia dostarczania energii elektrycznej.
II.3.2.17
Jeżeli nie doszło do wstrzymania lub wznowienia dostarczania energii elektrycznej
na żądanie lub wniosek sprzedawcy, w terminach o których mowa w pkt. II.3.2.,
02.09.2016 r.
Strona 30 z 275
w tym z przyczyn niezależnych od innogy Stoen Operator, innogy Stoen Operator
w terminie do trzech dni roboczych po upływie tych terminów, powiadomi o tym
fakcie sprzedawcę, wskazując przyczyny uniemożliwiające wstrzymanie lub
wznowienie dostarczania energii elektrycznej.
II.3.2.18
Wymiana informacji o których mowa w pkt. II.3.2., między innogy Stoen Operator
i sprzedawcą odbywa się za pośrednictwem systemów informatycznych, o których
mowa w pkt. A.9.1. albo A.9.2. W przypadku wystąpienia trudności technicznych
w funkcjonowaniu systemu informatycznego o którym mowa w pkt. A.9.1.,
uniemożliwiających przekazywanie informacji o których mowa w pkt. II.3.2.,
dopuszcza się wymianę tych informacji za pośrednictwem dedykowanego adresu
poczty elektronicznej.
II. 4. WYMAGANIA TECHNICZNE DLA URZĄDZEŃ WYTWÓRCZYCH, SIECI,
URZĄDZEŃ
ODBIORCÓW,
POŁĄCZEŃ
MIĘDZYSTEMOWYCH,
LINII
BEZPOŚREDNICH
ORAZ
UKŁADÓW
I
SYSTEMÓW
POMIAROWOROZLICZENIOWYCH
II.4.1.
Wymagania ogólne
II.4.1.1.
Przyłączane do sieci dystrybucyjnych innogy Stoen Operator urządzenia, instalacje
i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie, muszą spełniać wymagania
techniczne i eksploatacyjne zapewniające:
1) bezpieczeństwo funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
2) zabezpieczenie systemu elektroenergetycznego przed uszkodzeniami
spowodowanymi niewłaściwą pracą przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci,
3) zabezpieczenie przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci przed uszkodzeniami
w przypadku awarii lub wprowadzenia ograniczeń w poborze lub dostarczaniu
energii,
4) dotrzymanie w miejscu przyłączenia urządzeń, instalacji i sieci parametrów
jakościowych energii,
5) spełnianie wymagań w zakresie ochrony środowiska, określonych w odrębnych
przepisach,
6) możliwość dokonywania pomiarów wielkości i parametrów niezbędnych do
prowadzenia ruchu sieci oraz rozliczeń.
II.4.1.2.
Urządzenia, instalacje i sieci, o których mowa w pkt II.4.1.1., muszą spełniać także
wymagania określone w odrębnych przepisach, w szczególności przepisach: prawa
budowlanego, o ochronie przeciwporażeniowej, o ochronie przeciwprzepięciowej,
o ochronie przeciwpożarowej, o systemie oceny zgodności oraz w przepisach
dotyczących technologii wytwarzania energii.
II.4.1.3.
Budowa linii bezpośredniej wymaga, przed wydaniem decyzji o pozwoleniu na
02.09.2016 r.
Strona 31 z 275
budowę w rozumieniu przepisów prawa budowlanego, uzyskania zgody Prezesa
Urzędu Regulacji Energetyki; zgoda jest udzielana w drodze decyzji.
II.4.1.4.
Urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie oraz
podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator nie mogą
wprowadzać do sieci zaburzeń parametrów technicznych energii elektrycznej
powyżej dopuszczalnych poziomów określonych w warunkach przyłączenia i/lub
pkt VIII.3., powodujących pogorszenie parametrów jakościowych energii
elektrycznej określonych odpowiednio w rozporządzeniu wydanym na podstawie
delegacji zawartej w ustawie Prawo energetyczne lub w umowie o świadczenie
usług dystrybucji lub umowie kompleksowej lub zawartych w pkt VIII.1. niniejszej
IRiESD.
II.4.1.5.
Jeżeli w dacie wejścia w życie niniejszej IRiESD urządzenia, instalacje lub sieci
przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator nie spełniają wymagań
technicznych, o których mowa w niniejszej IRiESD, wówczas wymagania
techniczne stawiane tym urządzeniom, instalacjom lub sieciom, muszą zostać
spełnione po przeprowadzonej modernizacji, której zakres obejmuje również
urządzenia, instalacje lub sieci nie spełniające wymagań.
II.4.1.6.
Jeżeli ograniczenia techniczne, w tym zastosowana technologia urządzeń, instalacji
lub sieci, pomimo planowanej do przeprowadzenia modernizacji, uniemożliwia
spełnienie wymagań technicznych, o których mowa w niniejszej IRiESD, wówczas
podmiot posiadający ww. urządzenia, instalacje lub sieci, na etapie opracowywania
założeń do planowanej modernizacji przekazuje innogy Stoen Operator opinię
o braku możliwości spełniania tych wymagań. Jeżeli innogy Stoen Operator zgłosi
uzasadnione wątpliwości dotyczące ww. opinii, wówczas podmiot przedkładający
tę opinię ma obowiązek przedłożyć innogy Stoen Operator opinię w tym zakresie
sporządzoną przez niezależną firmę ekspercką.
II.4.1.7.
Zapisy pkt II.4.1.5. oraz II.4.1.6. nie dotyczą układów pomiarowo-rozliczeniowych
energii elektrycznej.
II.4.2.
Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci odbiorców
II.4.2.1.
Urządzenia, instalacje i sieci przyłączone do sieci 110 kV, SN i nN muszą być
przystosowane do warunków zwarciowych w miejscu ich przyłączenia do sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator.
II.4.2.2.
innogy Stoen Operator określa warunki stosowania elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej przez podmioty przyłączone do sieci 110 kV, SN i
nN, przy czym dla zapewnienia bezpiecznej pracy sieci przesyłowej i
dystrybucyjnej nastawienia elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej w
koordynowanej sieci 110 kV są obliczane przez operatora systemu przesyłowego
lub innogy Stoen Operator w uzgodnieniu z OSP.
II.4.3.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych
02.09.2016 r.
Strona 32 z 275
II.4.3.1.
Wymagania techniczne oraz zalecenia dla jednostek wytwórczych o mocy
osiągalnej równej 50 MW lub wyższej przyłączonych do koordynowanej sieci
110 kV są określone przez operatora systemu przesyłowego w IRiESP.
II.4.3.2.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych innych niż określone
w pkt II.4.3.1 są ustalane indywidualnie pomiędzy wytwórcą, a innogy Stoen
Operator, z uwzględnieniem szczegółowych wymagań technicznych dla jednostek
wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej określonych w niniejszym
rozdziale oraz Załączniku nr 1 do IRiESD.
II.4.3.3.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych o których mowa w pkt II.4.3.2
obejmują, w zależności od potrzeb, wymagania w zakresie:
a) układów wzbudzenia,
b) układów regulacji napięcia,
c) sposobów wykorzystania układów grupowej regulacji napięć jednostek
wytwórczych (ARNE),
d) systemów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,
e) urządzeń regulacji pierwotnej,
f) czasów rozruchu i minimalnej liczby rozruchów w ciągu roku,
g) ograniczników maksymalnych prądów stojana i wirnika,
h) możliwości synchronizacji jednostki wytwórczej z siecią,
i) wytwarzanych mocy czynnych i biernych,
j) wyposażenia linii blokowych w układy automatyki.
II.4.4.
Wymagania techniczne
bezpośrednich
dla
połączeń
II.4.4.1.
Warunkiem przystąpienia do budowy linii bezpośrednich jest wcześniejsze
spełnienie wymagań zawartych w ustawie Prawo energetyczne.
II.4.4.2.
Budowa i przyłączanie linii bezpośrednich winny odbywać się z zachowaniem
zasad dotyczących przyłączania określonych w pkt II.1.
II.4.4.3.
innogy Stoen Operator może podjąć decyzję o odstąpieniu od konieczności
realizacji części lub całości zasad, o których mowa w pkt II.4.4.2.
II.4.4.4.
Linie bezpośrednie oraz łączone za ich pośrednictwem urządzenia, instalacje, sieci
oraz jednostki wytwórcze, winny spełniać wymagania techniczne określone w pkt
II.4.2 oraz II.4.3.
II.4.4.5.
Połączenia międzysystemowe, linie bezpośrednie należy wyposażać w układy
i systemy pomiarowo-rozliczeniowe zgodnie z zapisami pkt II.4.7.
międzysystemowych
oraz
linii
02.09.2016 r.
Strona 33 z 275
II.4.4.6.
W uzasadnionych przypadkach innogy Stoen Operator może określić w warunkach
przyłączenia dodatkowe wymagania techniczne związane z przyłączaniem linii
bezpośrednich oraz połączeń międzysystemowych.
II.4.4.7.
innogy Stoen Operator może zdecydować o czasowym wyłączeniu lub załączeniu
linii bezpośrednich w tym także do pracy w układach innych niż normalny, jeżeli
jest
to
podyktowane
względami
bezpieczeństwa
pracy
systemu
elektroenergetycznego. Czasowe wyłączenie lub załączenie linii odbywa się na
zasadach określonych w instrukcji współpracy lub umowie o świadczenie usług
dystrybucji.
II.4.4.8.
Przyłączanie i praca linii bezpośrednich nie może powodować negatywnych
skutków dla pozostałych użytkowników sieci dystrybucyjnej np. spowodować
pogorszenia parametrów jakościowych energii elektrycznej, pogorszenia
niezawodności pracy sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator.
II.4.5.
Wymagania techniczne dla układów elektroenergetycznej
zabezpieczeniowej i urządzeń współpracujących.
automatyki
II.4.5.1.
Wymagania ogólne.
II.4.5.1.1.
Wymagania zawarte w niniejszym rozdziale dotyczą urządzeń i układów EAZ
w obiektach nowobudowanych i modernizowanych.
Jeżeli w dacie wejścia w życie IRiESD czynne urządzenia i układy EAZ nie
spełniają wymagań, o których mowa w IRiESD, wówczas wymagania te muszą
zostać spełnione po przeprowadzonej modernizacji, której zakres obejmował
będzie również urządzenia i układy EAZ nie spełniające tych wymagań.
Jeżeli ograniczenia techniczne, w tym zastosowana technologia czynnych
urządzeń i układów EAZ, pomimo planowanej do przeprowadzenia modernizacji,
uniemożliwia spełnienie wymagań określonych w IRiESD, wówczas podmiot
będący właścicielem tych urządzeń i układów EAZ, na etapie opracowywania
założeń do planowanej modernizacji, przekazuje do innogy Stoen Operator
opinię o braku możliwości spełnienia tych wymagań. Jeżeli innogy Stoen
Operator zgłosi uzasadnione wątpliwości dotyczące ww. opinii, wówczas
podmiot przedkładający opinię ma obowiązek przedłożyć innogy Stoen Operator
opinię w tym zakresie sporządzoną przez niezależną firmę ekspercką.
II.4.5.1.2.
Układy i urządzenia EAZ powinny spełniać szczegółowe wymagania określone
przez innogy Stoen Operator. Układy i urządzenia EAZ powinny być na etapie
projektów wstępnych techniczno-montażowych uzgadniane i zatwierdzane przez
Urządzenia i elementy stosowane w EAZ oraz urządzenia i układy
współpracujące z EAZ powinny być wykonane zgodnie z aktualnymi normami,
a jeśli w danym zakresie brak norm, należy korzystać z aktualnej wiedzy
technicznej. Zgodność ta powinna być potwierdzona odpowiednimi
02.09.2016 r.
Strona 34 z 275
dokumentami.
II.4.5.1.3.
Czasy działania układów EAZ muszą spełniać wymagania aktualnego
rozporządzenia dotyczącego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
II.4.5.1.4.
Warunki przyłączenia wydawane podmiotom przyłączanym do sieci powinny
zawierać rodzaj i usytuowanie zabezpieczeń, dane znamionowe, warunki
współpracy oraz inne niezbędne wymagania w zakresie elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej i systemowej.
II.4.5.1.5.
innogy Stoen Operator określa warunki stosowania EAZ przez podmioty
przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator.
II.4.5.1.6.
innogy Stoen Operator dokonuje koordynacji nastawień zabezpieczeń w stacjach
podmiotów przyłączanych i przyłączonych, w tym OSDn. Podmioty te
zobowiązane są do aktualizacji danych o wyposażeniu w układy EAZ w trakcie
eksploatacji przyłączonego obiektu w przypadku każdorazowej ich zmiany.
II.4.5.1.7.
EAZ powinna zapewniać odpowiednią szybkość działania, czułość
w wykrywaniu zakłóceń, wybiórczość, selektywność oraz niezawodność.
II.4.5.1.8.
Nastawy czasowe EAZ należy dobierać w taki sposób, aby były możliwie jak
najkrótsze, przy zapewnieniu odpowiedniej wybiorczości i selektywności
wyłączeń oraz aby ograniczały czasy trwania zakłóceń. Zabrania się wydłużania
czasów działania zabezpieczeń działających na wyłączenie ponad wartości
wynikające z potrzeb selektywności, wybiorczości i odstrojenia od stanów
nieustalonych lub innych zjawisk grożących zbędnymi zadziałaniami. W celu
zapewnienia selektywności zaleca się stopniowanie nastaw czasowych
zabezpieczeń co 0,3 – 0,5 s. Przy stosowaniu zabezpieczeń cyfrowych zaleca się
wartość 0,3 s.
II.4.5.1.9.
Należy tak dobierać zabezpieczenia i ich nastawy, aby każde zabezpieczenie było
rezerwowane przez zabezpieczenia sąsiednich elementów systemu
elektroenergetycznego. Wymaganie obowiązuje także wówczas, gdy w danym
punkcie jest zainstalowane zabezpieczenie podstawowe i rezerwowe.
II.4.5.1.10. Zabezpieczenia podstawowe i rezerwowe powinny współpracować
z oddzielnymi: obwodami pomiarowymi prądowymi i napięciowymi, obwodami
napięcia pomocniczego, sterowniczymi oraz obwodami wyłączającymi (cewkami
wyłączającymi). Jeżeli w IRiESD mowa jest o zabezpieczeniu podstawowym
i rezerwowym to rozumie się przez to dwa oddzielne i niezależne urządzenia.
II.4.5.1.11. Źródła napięcia pomocniczego (baterie akumulatorów) w obiektach
wyposażonych w EAZ powinny przy braku innego zasilania zapewniać ich pracę
w czasie nie krótszym niż 8 godzin.
II.4.5.1.12. Jeśli w niniejszym rozdziale wskazano, że zabezpieczenie działa na wyłączenie,
należy rozumieć wyłączenie wszystkich trzech faz wyłącznika. Wyjątek stanowi
współpraca EAZ z automatyką SPZ-u 1-fazowego w sieci 110 kV.
II.4.5.1.13. Należy
stosować
urządzenia
realizujące
funkcje
ciągłej
kontroli
02.09.2016 r.
Strona 35 z 275
i samotestowania.
II.4.5.1.14. Zaleca się wyposażenie obwodów wyłączających w układy kontroli ciągłości
obwodów wyłączania.
II.4.5.1.15. W niniejszym rozdziale podano wymagania minimalne. W poszczególnych
urządzeniach lub polach można stosować dodatkowe zabezpieczenia działające
na wyłączenie lub sygnalizację, np. wynikające z konstrukcji rozdzielnicy lub
innych zabezpieczanych elementów.
II.4.5.1.16. Rejestratory zdarzeń i zakłóceń przeznaczone do wykonywania analiz przebiegu
zakłóceń i działania EAZ oraz łączników powinny być instalowane w stacjach
i rozdzielniach sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator zgodnie ze
znaczeniem stacji w systemie. W modernizowanych obiektach, w rejestratory
zakłóceń należy wyposażać każde pole o napięciu 110 kV. Zaleca się
wyposażenie w rejestratory zdarzeń i zakłóceń pól SN. Wymaga się wyposażania
w rejestratory zdarzeń i zakłóceń pól SN transformatorów zasilających, pól
transformatorów potrzeb własnych oraz pól linii współpracujących z lokalnymi
źródłami wytwórczymi. Rejestratory zakłóceń powinny rejestrować wielkości
przed wystąpieniem zakłócenia oraz po jego wystąpieniu aż do wyłączenia.
II.4.5.1.17. Stosuje się następujące sygnalizacje:
1) Al (alarm), która jest pobudzana przy zaniku i obniżeniu napięcia
pomocniczego lub uszkodzeniu układu EAZ,
2) Aw (awaria), która jest pobudzana po otwarciu wyłącznika w polu przez
dowolne zabezpieczenie. Jeśli w polu jest czynna automatyka SPZ,
pobudzenie powinno nastąpić dopiero po definitywnym wyłączeniu,
3) Up (uszkodzenie pola), która jest pobudzana przez różne zakłócenia
w działaniu urządzeń pola nie wymagającego natychmiastowego wyłączenia
wyłącznika.
II.4.5.1.18. Dla potrzeb elementów EAZ współpracujących współbieżnie lub realizacji
bezwarunkowych wyłączeń drugiego końca linii, wymaga się stosowania łączy
niezależnych. Czas przekazywania sygnałów nie powinien przekraczać 20 ms dla
sygnałów binarnych oraz 5 ms dla sygnałów analogowych.
II.4.5.2.
Wymagania dla sieci 110 kV
II.4.5.2.1.
Wymagania ogólne
II.4.5.2.1.1. Nastawienia EAZ w koordynowanej sieci 110 kV są koordynowane przez OSP.
II.4.5.2.1.2. Wszystkie zabezpieczenia linii 110 kV działają na wyłączenie.
II.4.5.2.1.3. W razie potrzeby dopuszcza się stosowanie automatyki SPZ-u 1-fazowego
w układach linii 110 kV.
II.4.5.2.2.
Wymagania szczegółowe dla linii 110 kV
02.09.2016 r.
Strona 36 z 275
II.4.5.2.2.1. Linie blokowe wyposaża się w:
1) dwa zabezpieczenia podstawowe, przy czym przynajmniej jedno z nich
powinno być zabezpieczeniem odległościowym dwukierunkowym,
2) zabezpieczenie reagujące na zwarcia z ziemią w linii blokowej i sieci
zewnętrznej,
3) elementy układów APKO, jeśli są wymagane,
4) układ bezwarunkowego wyłączenia wyłącznika blokowego od sygnału
przesłanego z nastawni blokowej.
Wszystkie zabezpieczenia linii blokowej powinny działać na 3-fazowe
wyłączenie wyłącznika blokowego.
II.4.5.2.2.2. Linie pracujące w układzie pierścieniowym wyposaża się w:
1) zabezpieczenie podstawowe odcinkowe lub odległościowe,
lub
ziemnozwarciowe.
2) zabezpieczenie
rezerwowe
odległościowe
W przypadku, gdy zabezpieczenie odcinkowe jest zabezpieczeniem
podstawowym, jako rezerwowe należy stosować zabezpieczenie
odległościowe,
3) automatykę 1- lub 3-fazowego SPZ-u (dla linii napowietrznych),
4) w uzasadnionych przypadkach w urządzenia synchronizacji np. w węzłach
sieci połączonych liniami 110 kV bezpośrednio z jednostkami wytwórczymi,
5) jeśli do stacji na jednym z krańców linii jest przyłączony GPO, to
zabezpieczenia odległościowe muszą pracować współbieżnie.
W liniach, w których pomiar impedancji nie zapewnia odpowiedniej czułości
zabezpieczeń odległościowych, jako podstawowe należy stosować
zabezpieczenia odcinkowe.
II.4.5.2.2.3. Linie pracujące w układzie promieniowym (przy czym jako linię promieniową
nie uważa się linii łączącej stację OSD z GPO) wyposaża się w:
1) zabezpieczenia podstawowe –
rezerwowe ziemnozwarciowe,
odległościowe
lub
nadprądowe
oraz
2) automatykę 3-fazowego SPZ-u (dla linii napowietrznych).
II.4.5.2.2.4. Linie łączące rozdzielnie KSE wyłącznie z GPO wyposaża się w:
1) zabezpieczenie podstawowe odcinkowe,
2) zabezpieczenie rezerwowe odległościowe uwspółbieżnione wyposażone
w dodatkową funkcję zabezpieczenia ziemnozwarciowego prądowego,
kierunkowego,
3) blokadę przed podaniem napięcia od strony jednostki wytwórczej,
02.09.2016 r.
Strona 37 z 275
4) zabezpieczenia odległościowe i ziemnozwarciowe należy wyposażyć
w funkcję echa lub inną umożliwiającą jednoczesne dwustronne wyłączenie
linii niezależnie od wartości mocy generowanej przez jednostkę wytwórczą.
Funkcja ta powinna realizować warunki:
a) odbiór sygnału z zabezpieczenia na drugim końcu linii,
b) brak pobudzenia członów pomiarowych w kierunku „do przodu” i „do
tyłu”,
napięcie składowej 3U0 powyżej wartości nastawionej,
5) układ przesyłania impulsów bezwarunkowego wyłączenia na przeciwległy
koniec linii z wykorzystaniem niezależnych łączy.
II.4.5.2.3.
Inne rozwiązania dotyczące EAZ po stronie 110 kV w GPO
II.4.5.2.3.1. Jeśli GPO sąsiaduje terenowo ze stacją innogy Stoen Operator dopuszcza się
potraktowanie ich połączenia jako wyprowadzenia z transformatora
i zastosowanie zabezpieczeń jak w pkt II.4.5.3.1.
II.4.5.2.3.2. Jeśli GPO jest podłączony w ten sposób, że przez linie utworzona została
gwiazda sieciowa, to w układzie takim jako podstawowe należy zastosować
wielostronne zabezpieczenia odcinkowe.
II.4.5.2.3.3. Jeśli w GPO po stronie 110 kV jest zainstalowany tylko jeden wyłącznik, to
należy zapewnić przekazywanie sygnału od LRW na przeciwległy koniec linii
lub innego połączenia z systemem elektroenergetycznym.
II.4.5.2.4.
Wymagania szczegółowe dla szyn zbiorczych
II.4.5.2.4.1. Szyny zbiorcze rozdzielni oraz stacji o górnym napięciu 110 kV należy
wyposażyć w jeden zespół zabezpieczenia szyn, zapewniający selektywne
wyłączenie systemów (sekcji) szyn zbiorczych, w tym także zwarć
zlokalizowanych między wyłącznikiem, a przekładnikiem prądowym w polach
łączników szyn.
II.4.5.2.4.2. W stacjach uproszczonych typu „H” , do których nie jest podłączony GPO,
dopuszcza się możliwość rozwiązania zabezpieczenia szyn w oparciu o wsteczne
strefy zabezpieczeń odległościowych pól liniowych.
II.4.5.2.5.
Wymagania szczegółowe dla Lokalnej Rezerwy Wyłącznikowej
II.4.5.2.5.1. Rozdzielnie 110 kV należy wyposażać w niezależne układy lokalnego
rezerwowania wyłączników (LRW). Dopuszcza się stosowanie układu
zabezpieczenia szyn zintegrowanego z układem lokalnej rezerwy wyłącznikowej.
II.4.5.2.5.2. Do kontroli wyłączenia się wyłącznika dla celów LRW należy stosować
kryterium prądowe i wyłącznikowe, przy wykorzystaniu dwóch styków
pomocniczych bezpośrednio z wyłącznika, a w uzasadnionych przypadkach tylko
jednego z ww. kryteriów.
II.4.5.2.5.3. Wyłączenie odpowiedniego systemu lub sekcji szyn, powinno być poprzedzone
dodatkowym impulsem wyłączającym z elementu układu LRW przypisanego
02.09.2016 r.
Strona 38 z 275
polu, w którym nastąpiło zawiedzenie wyłącznika.
II.4.5.2.6.
Wymagania szczegółowe dla łączników szyn
II.4.5.2.6.1. Łączniki szyn w stacjach systemowych 110 kV wyposażyć należy w następujące
zabezpieczenia działające na wyłączenie wyłącznika własnego pola:
1) rozcinające jako podstawowe,
2) komplet zabezpieczeń umożliwiających realizację wszystkich funkcji
zabezpieczeniowych niezbędnych do zastąpienia innego pola (rezerwacja pól
odpływowych, transformatorowych i blokowych) przy użyciu pola łącznika
szyn .
II.4.5.2.6.2. Łączniki szyn w innych stacjach niż systemowe, jeśli w skład ich wyposażenia
wchodzi wyłącznik, można wyposażać w EAZ stosownie do funkcji i ważności.
II.4.5.3.
Wymagania dla transformatorów
II.4.5.3.1.
Transformatory mocy dwu- i wielouzwojeniowe 110 kV/SN/SN powinny być
wyposażone w:
1) zabezpieczenia od skutków zwarć wewnętrznych w transformatorze i na
wyprowadzeniach (nadprądowe zwarciowe, a dla transformatorów o mocy
powyżej 5 MVA różnicowe),
2) zabezpieczenia od skutków zwarć zewnętrznych nadprądowe zwłoczne po
każdej stronie,
3) zabezpieczenia przeciążeniowe po każdej stronie (transformatory
dwuuzwojeniowe można zabezpieczać tylko po jednej stronie),
4) zabezpieczenia fabryczne transformatorów: dwustopniowe temperaturowe
i gazowo-przepływowe kadzi oraz gazowo-podmuchowe przełącznika
zaczepów.
W stosunku do zabezpieczenia różnicowego obowiązuje zapis punktu II.4.5.1.10.
Zabezpieczenia transformatora reagujące na zwarcia wewnętrzne powinny
działać na wyłączenie wszystkich stron transformatora. Wymaga się, aby na
wyłączenie działały również wybrane zabezpieczenia fabryczne. Zabezpieczenie
przeciążeniowe może działać na sygnalizację.
W sieciach z punktem neutralnym bezpośrednio uziemionym przez rezystor za
pomocą transformatora uziemiającego przyłączonego do układu szyn zbiorczych
SN, transformator mocy należy wyposażać w zerowoprądowe lub/i
zerowonapięciowe zabezpieczenie od skutków zwarć doziemnych działające na
wyłączenie wyłącznika własnego pola i z dodatkowym opóźnieniem na stronę
110 kV zabezpieczanego transformatora.
II.4.5.3.2.
Transformatory SN/SN i nN/SN o mocy większej niż 1000 kVA posiadające
02.09.2016 r.
Strona 39 z 275
wyłącznik przynajmniej po stronie wyższego napięcia wyposaża się w (zapisy nie
dotyczą transformatorów współpracujących z jednostkami wytwórczymi):
1) zabezpieczenia od skutków zwarć wewnętrznych w transformatorze i na
wyprowadzeniach (nadprądowe zwarciowe, a dla transformatorów o mocy
powyżej 5 MVA różnicowe),
2) zabezpieczenia od skutków zwarć zewnętrznych nadprądowe zwłoczne po
każdej stronie,
3) zabezpieczenia przeciążeniowe po każdej stronie (transformatory
dwuuzwojeniowe można zabezpieczać tylko po jednej stronie),
4) zabezpieczenia fabryczne transformatorów: dwustopniowe temperaturowe
i gazowo-przepływowe kadzi oraz gazowo-przepływowe przełącznika
zaczepów.
Zaleca się, aby na wyłączenie działały również wybrane zabezpieczenia
fabryczne. Zabezpieczenie przeciążeniowe może działać na sygnalizację.
II.4.5.4.
Wymagania dla sieci SN
II.4.5.4.1.
Wymagania ogólne
II.4.5.4.1.1. Jeśli w IRiESD nie określono inaczej, zabezpieczenia w sieci SN działają na
wyłączenie. Działanie na sygnalizację jest możliwe tylko w przypadku
zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sytuacjach określonych w pkt II.4.5.4.2.1.
oraz zabezpieczeń napięciowych w polu pomiaru napięcia.
II.4.5.4.1.2. Dopuszcza się stosowanie blokady zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych od
pewnych zjawisk w liniach, np. pojawienia się drugiej harmonicznej, wzrostu
prądu po zamknięciu wyłącznika. Zabrania się stosowania blokad do
zabezpieczenia nadprądowego zwarciowego, z wyjątkiem blokady kierunkowej.
II.4.5.4.1.3. Zaleca się stosowanie dla zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych od skutków
zwarć międzyfazowych następujących wartości współczynników czułości:
1) 1,5 dla zabezpieczeń podstawowych,
2) 1,2 dla zabezpieczeń rezerwowych.
II.4.5.4.1.4. Zaleca się następujące wartości współczynników czułości dla zabezpieczeń
ziemnozwarciowych w liniach SN:
1) 1,5 dla zabezpieczeń zerowoprądowych podczas zwarć bezoporowych, czyli
jeśli składowa zerowa napięcia jest równa napięciu fazowemu sieci,
2) 1,2 dla zabezpieczeń zerowoprądowych podczas zwarć oporowych, czyli jeśli
składowa zerowa napięcia wynosi 50 % napięcia fazowego,
3) 2,0 dla zabezpieczeń admitancyjnych i konduktancyjnych w sieciach
o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor,
02.09.2016 r.
Strona 40 z 275
4) 1,5 dla zabezpieczeń konduktancyjnych w sieciach skompensowanych
z AWSCz,
5) 1,2 dla zabezpieczeń admitancyjnych i susceptancyjnych w pozostałych
przypadkach.
II.4.5.4.1.5. Zaleca się stosowanie następujących wartości nastawczych zabezpieczeń
zerowonapięciowych działających samodzielnie lub jako człony rozruchowe
innych kryteriów i automatyk wyrażonych w stosunku do składowej zerowej
napięcia podczas zwarcia bezoporowego:
1) 5 - 10 % w sieciach o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor,
2) 5 - 15 % w sieciach o punkcie neutralnym izolowanym,
3) 10 - 20 % w sieciach skompensowanych.
Mniejsze wartości zaleca się stosować w sieciach z dużym udziałem linii
kablowych.
II.4.5.4.1.6. W celu ograniczenia skutków zakłóceń w pracy sieci, zaleca się stosowanie w jej
głębi automatyki EAZ.
II.4.5.4.1.7. Przyłączenie źródeł wytwórczych do sieci SN wymaga dostosowania automatyki
LRW, SZR i zabezpieczenia szyn rozdzielni SN zasilającą tę sieć SN do nowych
warunków pracy.
II.4.5.4.2.
Wymagania dla linii SN
II.4.5.4.2.1. Pola linii SN, do których nie są przyłączone jednostki wytwórcze powinny być
wyposażone w zabezpieczenia i automatyki:
1) od skutków zwarć międzyfazowych, zalecane są zabezpieczenia nadprądowe
zwłoczne i zwarciowe o charakterystykach niezależnych,
2) od skutków zwarć doziemnych działające na wyłączenie lub na sygnalizację.
Działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych na sygnalizację jest
dopuszczalne (z wyjątkiem sieci z punktem neutralnym uziemionym przez
rezystor) tylko w wypadku braku technicznej możliwości zapewnienia
selektywnego wyłączania pod warunkiem zachowania wymogów ochrony
przeciwporażeniowej w zasilanej sieci,
3) wielokrotnego SPZ z możliwością jej programowania i blokowania, jeśli
przyłączona linia jest napowietrzna lub napowietrzno – kablowa,
4) umożliwiające współpracę z zabezpieczeniem szyn zbiorczych i układem
lokalnej rezerwy wyłącznikowej, jeśli jest taka potrzeba,
5) umożliwiające współpracę ze stacyjną automatyką SCO lub być wyposażone
w zabezpieczenie podczęstotliwościowe,
6) SPZ/SCO lub posiadać inny układ realizujący tą funkcję - jeśli innogy Stoen
Operator tego wymaga.
02.09.2016 r.
Strona 41 z 275
II.4.5.4.2.2. Pola linii SN, w których przyłączone są jednocześnie jednostki wytwórcze
i odbiorcy powinny być wyposażone w:
1) zabezpieczenia od skutków zwarć międzyfazowych, zalecane są
zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne i zwarciowe o charakterystykach
niezależnych, każde z nich powinno mieć możliwość wprowadzenia blokady
kierunkowej. Zaleca się taki dobór nastaw, aby blokada kierunkowa
konieczna była tylko dla zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego,
2) zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych działające na wyłączenie lub
na sygnalizację. Działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych na sygnalizację
jest dopuszczalne (z wyjątkiem sieci z punktem neutralnym uziemionym
przez rezystor) w wypadku braku technicznej możliwości zapewnienia
selektywnego wyłączania pod warunkiem zachowania wymogów ochrony
3) układy automatyki wielokrotnego SPZ z możliwością jej programowania
i blokowania, jeśli przyłączona linia jest napowietrzna lub napowietrzno –
kablowa,
4) zabezpieczenia nad- i pod-częstotliwościowe, zalecane są zabezpieczenia
wyposażone w kryterium df/dt,
5) zabezpieczenia nad- i podnapięciowe zasilane z przekładników napięciowych
umieszczonych za wyłącznikiem,
6) blokadę załączenia w przypadku obecności napięcia w linii, jeśli istnieje
prawdopodobieństwo utrzymania się elektrowni lokalnej w pracy wyspowej,
każde ręczne, zdalne i automatyczne załączenie linii powinno być
poprzedzone kontrolą napięcia i ewentualną blokadą w przypadku istnienia
napięcia w linii, zabezpieczenie wymaga zainstalowania przekładników
napięciowych za wyłącznikiem pola
oraz powinny mieć możliwość współpracy z zabezpieczeniem szyn zbiorczych
i układem lokalnej rezerwy wyłącznikowej.
II.4.5.4.2.3. Pola linii współpracujące wyłącznie z jednostkami wytwórczymi powinny być
wyposażone w:
1) zabezpieczenia od skutków zwarć międzyfazowych, zalecane są
zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne i zwarciowe o charakterystykach
niezależnych, każde z nich powinno mieć możliwość wprowadzenia blokady
kierunkowej, zaleca się taki dobór nastaw, aby blokada kierunkowa
konieczna była tylko dla zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego,
2) zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych działające na wyłączenie lub
na sygnalizację. Działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych na sygnalizację
jest dopuszczalne (z wyjątkiem sieci z punktem neutralnym uziemionym
przez rezystor) w wypadku braku technicznej możliwości zapewnienia
selektywnego wyłączania pod warunkiem zachowania wymagań ochrony
02.09.2016 r.
Strona 42 z 275
3) zabezpieczenia nad- i podczęstotliwościowe, zalecane są zabezpieczenia
wyposażone w kryterium df/dt,
4) blokadę załączenia w przypadku obecności napięcia w linii, jeśli istnieje
możliwość utrzymania się elektrowni lokalnej w pracy wyspowej, każde
ręczne, zdalne i automatyczne załączenie linii powinno być poprzedzone
kontrolą napięcia i ewentualną blokadą w przypadku istnienia napięcia
w linii, zabezpieczenie wymaga zainstalowania przekładników napięciowych
za wyłącznikiem pola,
oraz powinny mieć możliwość współpracy z zabezpieczeniem szyn zbiorczych
i układem lokalnej rezerwy wyłącznikowej.
II.4.5.4.3.
Wymagania dla pól transformatorów potrzeb własnych i uziemiających
II.4.5.4.3.1. Pola potrzeb własnych powinny być wyposażone w następujące układy EAZ:
1) zabezpieczenie reagujące na zwarcia wewnętrzne w transformatorze i na
wyprowadzeniach,
2) zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne od skutków zwarć zewnętrznych,
3) zabezpieczenia fabryczne transformatora.
II.4.5.4.3.2. W sieciach skompensowanych zaleca się dla prawidłowego działania
zabezpieczeń ziemnozwarciowych w polach liniowych wprowadzenie
dodatkowego prądu doziemnego. Wartość i charakter tego prądu powinny być
dostosowane do zastosowanych zabezpieczeń.
II.4.5.4.3.3.
Jeśli w polu potrzeb własnych jest zainstalowany dławik do kompensacji prądów
ziemnozwarciowych, to należy wprowadzić możliwość blokady zabezpieczenia
nadprądowego zwłocznego od zabezpieczenia nadprądowego w punkcie
neutralnym oraz uwzględnić zabezpieczenia fabryczne dławika i ewentualnie
AWSCz lub innego układu wprowadzającego dodatkowy prąd doziemny.
II.4.5.4.3.4.
Jeśli w polu potrzeb własnych jest zainstalowany rezystor uziemiający, to
zabezpieczenie nadprądowe w punkcie neutralnym powinno mieć możliwość
blokady zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego oraz chronić rezystor przed
skutkami zbyt długiego przepływu prądu w czasie zwarcia doziemnego
niewyłączonego przez zabezpieczenia w innych polach. Sposób oddziaływania
tego zabezpieczenia na wyłączniki w stacji zależy od wymagań OSD, warunków
eksploatacji i może powodować:
1) dla transformatorów dwuzwojeniowych wyłączenie dwustronne (zalecane)
lub tylko po stronie SN,
2) dla transformatorów trójuzwojeniowych wyłączenie tylko po stronie SN
dotkniętej zakłóceniem lub ze wszystkich stron,
3) wyłączenie pola potrzeb własnych (rozwiązanie dopuszczalne, ale nie
02.09.2016 r.
Strona 43 z 275
zalecane),
4) wyłączenie rezystora uziemiającego (rozwiązanie dopuszczalne, ale nie
zalecane).
II.4.5.4.3.5. W przypadku sieci uziemionej przez rezystor, każde automatyczne wyłączenie
pola SN transformatora 110 kV/SN musi skutkować wyłączeniem wyłącznika
pola transformatora uziemiającego lub rezystora.
II.4.5.4.4.
Wymagania dla baterii kondensatorów do kompensacji mocy biernej
II.4.5.4.4.1. Pola baterii kondensatorów wyposaża się w:
1) zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne od skutków przeciążeń, zabezpieczenie
musi w kryterium działania korzystać z wartości skutecznej prądu lub w inny
sposób uwzględniać wpływ wyższych harmonicznych,
2) zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne,
3) zabezpieczenie od skutków zwarć wewnętrznych,
4) zabezpieczenia nadnapięciowe.
II.4.5.4.4.2. Każde wyłączenie pola SN transformatora 110 kV/SN musi skutkować
wyłączeniem wyłącznika pola baterii kondensatorów.
II.4.5.4.5.
Wymagania dla łączników szyn
II.4.5.4.5.1. Łączniki szyn SN wyposaża się w następujące zabezpieczenia działające na
wyłączenie własnego wyłącznika:
1) zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne,
2) zabezpieczenie nadprądowe zwarciowe działające przy załączeniu pola
łącznika szyn na zwarcie (zabezpieczenie powinno być aktywne do 10 s po
załączeniu wyłącznika),
3) w sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor wymagane jest
zabezpieczenie
ziemnozwarciowe
lub
odpowiednie
powiązanie
z zabezpieczeniem nadprądowym w punkcie neutralnym transformatora
uziemiającego.
II.4.5.4.6.
Wymagania dla pól pomiaru napięcia
II.4.5.4.6.1. Pola pomiaru napięcia w rozdzielniach SN w stacjach 110 kV/SN powinny być
wyposażone w działające na sygnalizację zabezpieczenia reagujące na:
1) zanik, obniżenie lub wzrost napięcia na szynach SN, kontrolowane powinny
być napięcia przewodowe, a zabezpieczenie powinno zadziałać, gdy nastąpi
wzrost lub obniżenie jednego z nich,
2) zwarcia doziemne w przyłączonej sieci SN,
Jeśli z tego pola wyprowadzane są sygnały SCO i SPZ/SCO, to należy je
wyposażyć w przynajmniej dwustopniowe zabezpieczenie podczęstotliwościowe
02.09.2016 r.
Strona 44 z 275
i zabezpieczenie nadczęstotliwościowe.
II.4.5.4.7.
Wymagania dla automatyk zabezpieczeniowych rozdzielni SN
II.4.5.4.7.1.
Rozdzielnie SN powinny być wyposażone w:
1) SCO umożliwiające realizację przynajmniej dwóch stopni w każdej sekcji,
przy czym automatyka może być zrealizowana w polu pomiaru napięcia
z rozprowadzeniem sygnału do pól odpływowych lub jako rozproszona w
postaci zabezpieczeń podczęstotliwościowych w poszczególnych polach.
Automatyki tej nie wolno instalować w rozdzielniach SN GPO. Automatyki
tej nie należy uruchamiać w liniach, do których przyłączone są jednostki
wytwórcze,
2) SPZ/SCO należy stosować w uzgodnieniu z innogy Stoen Operator,
3) LRW w celu rezerwowania wyłączników w polach liniowych, potrzeb
własnych i baterii kondensatorów. Automatyka ta powinna odłączać zasilanie
zwarcia ze wszystkich stron, czyli również wyłączać linie z przyłączonymi
elektrowniami lokalnymi,
4) zabezpieczenie szyn zbiorczych, które może być w wykonaniu różnicowym
poprzecznym lub nadprądowo-logicznym. Automatyka ta powinna odłączać
zasilanie zwarcia ze wszystkich stron, czyli również wyłączać linie
z przyłączonymi elektrowniami lokalnymi. Zabezpieczenie to powinno
działać z czasem nie dłuższym niż 0,3 s,
5) SZR, jeśli rozdzielnia SN w stacji 110 kV/SN posiada przynajmniej dwa
zasilania. Automatyki tej nie wolno stosować w rozdzielniach SN GPO.
II.4.5.4.7.2.
W rozdzielniach SN wyposażonych w automatykę SZR, do których przyłączone
są jednostki wytwórcze, należy zastosować jedno z rozwiązań:
1) urządzenia SZR z funkcją kontroli napięcia szczątkowego (zalecane),
2) przed załączeniem zasilania rezerwowego wyłączać linie, do których
przyłączone są jednostki wytwórcze.
II.4.5.5.
Wymagania dla jednostek wytwórczych w zakresie EAZ
II.4.5.5.1.
Zabrania się przyłączania jednostek wytwórczych wyposażonych wyłącznie
w aparaty instalacyjne np. bezpieczniki topikowe czy wyłączniki nadmiarowe
niezależnie od wartości mocy osiągalnej i miejsca przyłączenia.
II.4.5.5.2.
Wszystkie zabezpieczenia jednostek wytwórczych pracujących
trójfazowej powinny powodować ich trójfazowe wyłączenie.
II.4.5.5.3.
Jednostki wytwórcze, dla których miejscem przyłączenia jest sieć nN, powinny
być wyposażone w:
w sieci
1) zabezpieczenia nadprądowe,
02.09.2016 r.
Strona 45 z 275
2) zabezpieczenia pod- i nadnapięciowe,
3) zabezpieczenie skutków od pracy niepełnofazowej.
II.4.5.5.4.
innogy Stoen Operator decyduje o potrzebie wyposażenia
wytwórczych lub linii w zabezpieczenie od skutków mocy zwrotnej.
jednostek
II.4.5.5.5.
Nastawy EAZ jednostek wytwórczych powinny być uzgodnione z innogy Stoen
Operator lub przez niego ustalone. Nastawy zabezpieczeń podnapięciowych
powinny uwzględniać wymaganą krzywą t=f(U) podaną w Załączniku nr 1.
II.4.5.5.6.
Jednostki wytwórcze przyłączone poprzez transformatory nN/SN.
II.4.5.5.6.1. Jeśli w skład jednostki wytwórczej wchodzi transformator nN/SN niezależnie od
łącznika po stronie nN musi być zainstalowany wyłącznik po stronie SN.
II.4.5.5.6.2. Jednostki wytwórcze z generatorami synchronicznymi pracujące synchronicznie
z siecią muszą być wyposażone w synchronizatory lub inne urządzenie
umożliwiające właściwe łączenie z siecią.
II.4.5.5.6.3. Po chwilowym zaniku lub obniżeniu napięcia w sieci współpracującej
powodującym wyłączenie, jednostki wytwórcze o mocy większej od 100 kVA
powinny samoczynnie powrócić do pracy w czasie nie krótszym niż 30 s po
ustąpieniu zakłócenia.
II.4.5.5.6.4. Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej do 100 kVA powinny mieć następujące
zabezpieczenia:
1) nadprądowe zwłoczne,
2) nadprądowe zwarciowe,
3) nad- i pod-napięciowe,
4) od wzrostu prędkości obrotowej lub nadczęstotliwościowe,
5) ziemnozwarciowe zerowonapięciowe.
II.4.5.5.6.5. Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyżej 100 kVA powinny mieć
następujące zabezpieczenia:
1) nadprądowe od skutków zwarć międzyfazowych zwłoczne i/lub zwarciowe,
2) nad- i podnapięciowe,
3) nad- i podczęstotliwościowe,
4) ziemnozwarciowe.
II.4.5.5.6.6. Jednostki wytwórcze o mocy 25 MVA i większej należy wyposażać
w zabezpieczenia różnicowoprądowe, przy czym OSD może zdecydować
o potrzebie stosowania zabezpieczeń różnicowoprądowych dla poszczególnych
rodzajów jednostek wytwórczych o mocy mniejszej.
II.4.5.5.6.7. Zabezpieczenia do ochrony przed skutkami obniżenia lub wzrostu napięcia
02.09.2016 r.
Strona 46 z 275
muszą być wykonane trójfazowo. Jeśli zabezpieczenie jest zainstalowane po
stronie nN, to powinno zadziałać po wzroście lub obniżeniu jednego lub więcej
napięć fazowych. Jeśli jest zainstalowane po stronie SN, to powinno zadziałać po
wzroście lub obniżeniu jednego lub więcej napięć przewodowych.
II.4.5.5.6.8. Składowa zerowa napięcia dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych musi być
mierzona po stronie SN.
II.4.5.5.6.9. Jednostki wytwórcze współpracujące z falownikami, oprócz zabezpieczeń
wykonanych zgodnie z pkt od II.4.5.5.1. do II.4.5.5.3. oraz od II.4.5.5.6.1. do
II.4.5.5.6.8., powinny być wyposażone w urządzenia pozwalające na
kontrolowanie i utrzymywanie zadanych parametrów jakościowych energii
elektrycznej.
II.4.5.6.
Wybrane zagadnienia eksploatacji EAZ
II.4.5.6.1.
innogy Stoen Operator prowadzi eksploatację układów EAZ zgodnie z zasadami
określonymi w niniejszej IRiESD oraz w oparciu o szczegółowe instrukcje
eksploatacji sieci, instalacji, grup urządzeń lub poszczególnych urządzeń.
II.4.5.6.2.
Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator
zobowiązane są do eksploatowania urządzeń EAZ będących ich własnością w
sposób nie zagrażający bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego innogy Stoen
Operator, a tym samym utrzymywania tych elementów w należytym stanie
technicznym. W odniesieniu do EAZ bez uzgodnienia z innogy Stoen Operator w
szczególności podmiotom tym zabrania się:
1) odstawiania z pracy urządzeń lub ich części,
2) wymiany urządzeń na posiadające inne parametry i właściwości,
3) zmiany nastaw i sposobu działania.
II.4.5.6.3.
innogy Stoen Operator może zażądać od podmiotu przyłączonego do sieci
wglądu w dokumentację eksploatacyjną potwierdzającą terminowość i zakres
prowadzonych prac eksploatacyjnych EAZ, których stan techniczny może mieć
wpływ na pracę sieci dystrybucyjnej.
II.4.5.6.4.
Przyjęcie do eksploatacji urządzeń EAZ nowych i modernizowanych następuje
po przeprowadzeniu prób i pomiarów oraz stwierdzeniu spełnienia warunków
określonych w niniejszej instrukcji, w zawartych umowach, a także warunków
zawartych w dokumentacji projektowej i fabrycznej. Przyjmowane do
eksploatacji urządzenia, instalacje i sieci w zależności od potrzeb, powinny
posiadać wymaganą dokumentację prawną i techniczną.
II.4.5.6.5.
Podczas oględzin urządzeń sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator podlegają
im również urządzenia EAZ.
02.09.2016 r.
Strona 47 z 275
II.4.6.
Wymagania techniczne dla systemu nadzoru i telemechaniki.
II.4.6.1.
Wymagania i zalecenia dotyczące nadzoru stacji elektroenergetycznych
obowiązują innogy Stoen Operator oraz podmioty przyłączane do sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator., z zastrzeżeniem zapisów pkt II.4.1.5.
i II.4.1.6.
II.4.6.2.
Wszystkie bezobsługowe stacje o górnym napięciu 110 kV i wyższym powinny
być wyposażone w układy telesygnalizacji, telepomiarów i telesterowania
umożliwiające zdalne prowadzenie ruchu stacji przez właściwe dyspozycje.
II.4.6.3.
Ogólne wymagania stawiane stacyjnemu i dyspozytorskiemu systemowi nadzoru,
a podyktowane głównie względami optymalizacyjnymi i niezawodnościowymi są
następujące:
a) obiektowe systemy nadzoru muszą być kompatybilne z dyspozytorskimi
systemami w centrach nadzoru. Stacyjne systemy nadzoru muszą spełniać
wymagania stosowne do rodzaju obsługiwanych stacji z uwzględnieniem
wymogów jakościowych i konfiguracyjnych,
b) obiektowe systemy nadzoru powinny być połączone z centrami nadzoru
z wykorzystaniem niezawodnych i o właściwej przepływności łączy
transmisyjnych, aby zapewnić odpowiednią szybkość przepływu informacji
z/do centrów dyspozytorskich,
c) systemy nadzoru powinny zapewniać archiwizację danych na okres zgodny
z wymaganiami norm bezpieczeństwa informacji oraz umożliwić utrzymanie
ciągłości nadzoru dyspozytorskiego i dokonywania analiz pracy sieci,
d) połączenie systemów nadzoru w dyspozycjach winne być wykonane jako
redundantne. Zaleca się realizację z wykorzystaniem sieci komputerowej,
e) należy dążyć do tego, aby wszelkie informacje uzyskiwane dla systemów
dyspozytorskich posiadały znacznik czasu. Struktura sieci komunikacyjnych
sygnałów telemechaniki winna zapewnić niezawodność i optymalizację
przepływu informacji. Komunikacja winna być realizowana dwoma
redundantnymi kanałami łączności. Jako rezerwową drogę transmisji
dopuszcza się transmisje pakietowe,
f) protokół transmisji musi być dostosowany do systemu sterowania posiadanego
przez operatora systemu dystrybucyjnego,
g) należy dążyć do tego, aby czas reakcji całego systemu nadzoru (stacyjnego
i nadrzędnego) nie przekraczał kilku sekund, a rozdzielczość czasowa
przesyłanych sygnałów zawierała się w granicach 1–100 ms.
II.4.6.4.
Rozdzielnie 110
umożliwiającą:
kV
powinny
być
objęte
co
najmniej
telemechaniką
a) Telesterowanie:
02.09.2016 r.
Strona 48 z 275
•
sterowanie wyłącznikami,
•
sterowanie urządzeniami automatyk stacyjnych.
b) Telesygnalizację:
•
stanu położenia łączników,
•
stanu automatyk stacyjnych ,
•
sygnalizację awaryjną indywidualną z poszczególnych pól rozdzielni,
•
sygnalizację zadziałania poszczególnych zabezpieczeń,
•
sygnalizację awaryjną z potrzeb własnych prądu stałego dotyczącą
w szczególności: uszkodzenia prostownika, braku ciągłości obwodów
prądu stałego wraz z baterią oraz doziemienia w obwodach prądu stałego,
•
sygnalizację awaryjną z urządzeń zasilania bezprzerwowego,
•
sygnalizację alarmową, włamaniową i przeciwpożarową.
c) Telepomiar:
II.4.6.5.
•
pomiar mocy biernej i czynnej ( oddanie i pobór ),
•
pomiar prądu w poszczególnych polach,
•
pomiar napięcia na poszczególnych układach szyn.
Rozdzielnie 110 kV podmiotów zewnętrznych powinny retransmitować do
dyspozycji prowadzącej ruch sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator co
najmniej następujące informacje:
a) sygnalizację położenia wszystkich łączników na rozdzielni 110 kV,
b) zbiorczą sygnalizację awaryjną,
c) zbiorczą sygnalizację zadziałania zabezpieczeń,
d) pomiar mocy biernej i czynnej (oddanie i pobór) oraz prądu w poszczególnych
polach liniowych rozdzielni 110 kV, a także napięcia na poszczególnych
układach szyn.
II.4.6.6.
Rozdzielnie SN w stacjach 110/SN, a także ważne ruchowo rozdzielnie SN
wyposażone w wyłączniki powinny być objęte co najmniej telemechaniką
umożliwiającą:
a) Telesterowanie:
•
sterowanie wyłącznikami,
•
sterowanie urządzeniami automatyk stacyjnych.
b) Telesygnalizację:
•
stanu położenia wyłączników, odłączników szynowych i liniowych oraz
02.09.2016 r.
Strona 49 z 275
uziemników,
•
stanu automatyk stacyjnych,
•
sygnalizację awaryjną indywidualną z poszczególnych pól rozdzielni,
•
sygnalizację zadziałania poszczególnych zabezpieczeń,
•
sygnalizację awaryjną z potrzeb własnych prądu stałego dotyczącą
w szczególności: uszkodzenia prostownika, braku ciągłości obwodów
prądu stałego wraz z baterią oraz doziemienia w obwodach prądu stałego,
•
sygnalizację awaryjną z urządzeń zasilania bezprzerwowego,
•
sygnalizację włamaniową i przeciwpożarową.
c) Telepomiar:
•
pomiar prądu w poszczególnych polach,
•
pomiar napięcia na poszczególnych układach szyn.
II.4.6.7.
Urządzenia telemechaniki powinny być wyposażone w co najmniej dwa porty
transmisji danych.
II.4.6.8.
Urządzenia telemechaniki obiektowej oraz systemy nadzoru w dyspozycjach
powinny być zasilane z układu napięcia bezprzerwowego o czasie autonomii nie
krótszym niż 8 godz.
II.4.7.
Wymagania techniczne dla układów i systemów pomiarowo-rozliczeniowych.
II.4.7.1.
Wymagania ogólne
II.4.7.1.1.
Wymagania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz układów
pomiarowo-kontrolnych, zwanych dalej wspólnie również układami
pomiarowymi, określone w niniejszej IRiESD obowiązują z dniem jej wejścia
w życie w przypadkach:
a) układów pomiarowych budowanych i modernizowanych,
b) układów pomiarowych zainstalowanych u wytwórców lub odbiorców, którzy
po wejściu w życie niniejszej IRiESD skorzystają z prawa wyboru
sprzedawcy.
Obowiązek dostosowania układów pomiarowych do wymagań zawartych
w niniejszej IRiESD spoczywa na ich właścicielu.
Odbiorca, który jest właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego, chcący
skorzystać z prawa wyboru sprzedawcy dostosowuje układ pomiaroworozliczeniowy do wymagań określonych w rozporządzeniu Ministra Gospodarki
w sprawie
szczegółowych
warunków
funkcjonowania
systemu
elektroenergetycznego oraz w niniejszej IRiESD.
Powyższe wymagania nie dotyczą układów pomiarowo-rozliczeniowych
zainstalowanych u odbiorców o których mowa w pkt G.1. niniejszej IRiESD, dla
02.09.2016 r.
Strona 50 z 275
których innogy Stoen Operator może przydzielić standardowy profil zużycia
zgodnie z rozdziałem G.
II.4.7.1.2.
Urządzenia wchodzące w skład każdego układu pomiarowo-rozliczeniowego
muszą spełniać wymagania prawa, a w szczególności posiadać legalizację lub
certyfikat zgodności z wymaganiami zasadniczymi (MID) lub homologację,
zgodnie z wymaganiami określonymi dla danego urządzenia. W przypadku
urządzeń, dla których nie jest wymagana legalizacja lub homologacja, urządzenie
musi posiadać odpowiednie świadectwo potwierdzające poprawność pomiarów
(świadectwo wzorcowania). Powyższe badania powinny być wykonane przez
uprawnione laboratoria zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami. Okres
pomiędzy kolejnymi wzorcowaniami tych urządzeń (za wyjątkiem przekładników
pomiarowych prądowych i napięciowych) nie powinien przekraczać okresu
ważności cech legalizacyjnych lub zabezpieczających (MID) licznika energii
czynnej zainstalowanego w tym samym układzie pomiarowo-rozliczeniowym.
Przekładniki prądowe i napięciowe podlegają sprawdzeniu przed zainstalowaniem.
Dla urządzeń wcześniej użytkowanych, właściciel przekładników dostarcza
protokół ze sprawdzenia potwierdzający poprawność i zgodność danych
znamionowych oraz oznaczeń przekładnika ze stanem faktycznym, który wraz
z wcześniej wystawionym świadectwem legalizacji, protokołem lub świadectwem
badań kontrolnych przekazuje do innogy Stoen Operator. W przypadku braku
wcześniej wystawionych świadectw lub protokółów, wymagane jest ich uzyskanie
poprzez przeprowadzenie badań w uprawnionym laboratorium zgodnie
z obowiązującymi normami i przepisami. Powyższe urządzenia powinny posiadać
cechę zabezpieczającą potwierdzającą dokonanie badań przez uprawnione
laboratorium.
II.4.7.1.3.
Układy pomiarowe półpośrednie i pośrednie muszą być wyposażone
w przekładniki pomiarowe w każdej z trzech faz oraz w liczniki trójsystemowe.
II.4.7.1.4.
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 generatorów źródeł
wytwórczych, dla których wymagane jest potwierdzenie przez innogy Stoen
Operator ilości energii elektrycznej, niezbędne do uzyskania świadectw
pochodzenia w rozumieniu ustawy Prawo energetyczne.
II.4.7.1.5.
Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, 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.
02.09.2016 r.
Strona 51 z 275
II.4.7.1.6.
innogy Stoen Operator wraz z OSP uzgadniają wspólne protokoły pobierania oraz
przetwarzania danych pomiarowych z LSPR, z uwzględnieniem postanowień
IRiESP, dla potrzeb transmisji danych do Operatora Systemu Przesyłowego i ich
zabezpieczenia przed utratą danych.
II.4.7.1.7.
OSD uzgadniają protokół transmisji danych pomiarowych pomiędzy sobą oraz
określają standard protokołu transmisji obowiązujący wszystkie podmioty
przyłączone do sieci dystrybucyjnej.
II.4.7.1.8.
Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowych dzieli się na 10
kategorii:
a) kat. A1 - układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110 kV
i wyższym, dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej
urządzenia, instalacji lub sieci 30 MVA i wyższej,
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 niż 1 MVA,
d) kat. B1 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, o mocy
pobieranej nie mniejszej niż 30 MW lub rocznym zużyciu energii elektrycznej
nie mniejszym niż 200 GWh,
e) kat. B2 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
pobieranej nie mniejszej niż 5 MW i nie większej niż 30 MW (wyłącznie) lub
rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 30 GWh i nie
większym niż 200 GWh (wyłącznie),
f) kat. B3 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
pobieranej nie mniejszej niż 800 kW i nie większej niż 5 MW (wyłącznie) lub
rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 4 GWh i nie
g) kat. B4 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
pobieranej nie mniejszej niż 40 kW i nie większej niż 800 kW (wyłącznie) lub
rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 200 MWh i nie
h) kat. B5 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
pobieranej nie większej niż 40 kW (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii
elektrycznej nie większym niż 200 MWh (wyłącznie),
i) kat. C1 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie
wyższym niż 1 kV o mocy pobieranej nie większej niż 40 kW lub rocznym
02.09.2016 r.
Strona 52 z 275
zużyciu energii elektrycznej nie większym niż 200 MWh,
j) kat. C2 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie
wyższym niż 1 kV o mocy pobieranej większej niż 40 kW lub rocznym
zużyciu energii elektrycznej większym niż 200 MWh.
W przypadku układów pomiarowych kategorii B i C, kwalifikacja do
poszczególnych kategorii jest uwarunkowana przekroczeniem granicznej wartości
jednego z dwóch wymienionych kryteriów tj. mocy pobieranej lub rocznego
zużycia energii. Wartość mocy pobieranej ustalana jest z uwzględnieniem wartości
mocy umownej podmiotu, o ile ta moc jest znana innogy Stoen Operator.
W przeciwnym przypadku uwzględnia się moc przyłączeniową podmiotu.
Zakwalifikowanie do poszczególnych kategorii dokonywane jest w momencie
zaistnienia co najmniej jednego z przypadków o których mowa w pkt II.4.7.1.1. a)
i b).
II.4.7.1.9.
Liczniki energii elektrycznej powinny posiadać, co najmniej klasę dokładności
odpowiednią dla kategorii pomiaru oraz umożliwiać:
a) dwukierunkowy pomiar energii czynnej oraz biernej dla wytwórców
i odbiorców posiadających źródła wytwórcze mierzony w czterech
kwadrantach z rejestracją profili obciążenia,
b) jednokierunkowy pomiar energii czynnej i dwukierunkowy pomiar energii
biernej z rejestracją profili obciążenia dla odbiorców nie posiadających źródeł
wytwórczych oraz mocy przyłączeniowej nie mniejszej niż 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 obciążenia – dla
pomiaru na zaciskach generatora, w celu potwierdzania ilości wytworzonej
energii dla potrzeb wydawania świadectw pochodzenia.
II.4.7.1.10. Transmisja danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej do
LSPR powinna być realizowana za pośrednictwem:
a) wyjść komunikacyjnych w standardzie RS232, RS485, RS422, RS423,
b) wyjść cyfrowych rejestratorów (koncentratorów), które to rejestratory
(koncentratory) będą pozyskiwały dane za pomocą wyjść cyfrowych liczników
Wymagania co do szybkości i jakości transmisji
telekomunikacyjnymi określa innogy Stoen Operator.
danych
kanałami
II.4.7.1.11. Dla układów pomiarowych energii elektrycznej poszczególnych kategorii
wymagane jest:
a) dla kategorii: A1 i A2 – stosowanie dwóch równoważnych układów
pomiarowych – układu pomiarowo-rozliczeniowego podstawowego i układu
pomiarowo-rozliczeniowego rezerwowego,
02.09.2016 r.
Strona 53 z 275
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.
II.4.7.1.12. Miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego określa innogy Stoen
Operator, w warunkach przyłączenia. Dodatkowo miejsce zainstalowania układu
pomiarowo-rozliczeniowego może być określone w umowie dystrybucji lub
umowie kompleksowej.
II.4.7.1.13. Przekładniki prądowe powinny być tak dobrane, aby prąd pierwotny wynikający
z mocy umownej mieścił się w granicach 20-120% ich prądu znamionowego.
W szczególnie uzasadnionych przypadkach, za zgodą innogy Stoen Operator,
dopuszcza się stosowanie przekładników prądowych o przeciążalności do 200%
prądu znamionowego, przy zachowaniu dokładności pomiaru wymaganego
w danej klasie.
W przypadku źródeł, przekładniki prądowe powinny być tak dobrane, aby prąd
pierwotny wynikający z mocy umownej mieścił się w granicach:
a) 20-120% prądu znamionowego przekładników o klasie dokładności 0,5,
b) 5-120% prądu znamionowego przekładników o klasie dokładności 0,5S
i 0,2,
c) 1-120% prądu znamionowego przekładników o klasie dokładności 0,2S.
W przypadku zastosowania przekładników prądowych o klasie dokładności 0,5S
lub 0,2S ich prąd znamionowy wtórny winien wynosić 5A.
Przekładniki prądowe i napięciowe powinny być tak dobrane, aby obciążenie
strony wtórnej zawierało się miedzy 25%, a 100% wartości nominalnej mocy
uzwojeń/rdzeni przekładników. W przypadku wystąpienia konieczności
dociążenia rdzenia pomiarowego jako dociążenie należy zastosować atestowane
rezystory instalowane w obudowach przystosowanych do plombowania.
II.4.7.1.14. Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiarowych
nie można przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii elektrycznej
oraz w uzasadnionych przypadkach rezystorów dociążających.
II.4.7.1.15. Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych
w układach pomiarowych podstawowych i rezerwowych nowobudowanych
i modernizowanych powinien być ≤5. W przypadku modernizacji układów
pomiarowo-rozliczeniowych dopuszcza się pozostawienie dotychczasowych
przekładników prądowych o współczynniku FS > 5, o ile spełniają one pozostałe
wymagania IRiESD.
II.4.7.1.16. Wszystkie elementy członu zasilającego oraz osłony i urządzenia wchodzące
w skład układu pomiarowego energii elektrycznej muszą być przystosowane do
02.09.2016 r.
Strona 54 z 275
plombowania. Plombowanie musi umożliwiać zabezpieczenie przed: zmianą
parametrów lub nastaw urządzeń wchodzących w skład układu pomiarowego oraz
ingerencją powodującą zafałszowanie jego wskazań.
II.4.7.1.17. Zmiana kwalifikacji układu pomiarowego do kategorii określonej w pkt II.4.7.1.8.,
następuje na wniosek odbiorcy lub innogy Stoen Operator. Dostosowanie układu
do wymagań nowej kategorii spoczywa na właścicielu układu pomiarowego.
II.4.7.1.18. W przypadku zmiany charakteru odbioru, innogy Stoen Operator może nakazać
wprowadzenie zmian w istniejącym układzie pomiarowo-rozliczeniowym zgodnie
z wymaganiami określonymi w niniejszej IRiESD.
II.4.7.1.19. Wszelkie stwierdzone nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego lub
jego elementu winny być niezwłocznie zgłaszane przez odbiorcę, wytwórcę,
sprzedawcę lub innogy Stoen Operator.
II.4.7.1.20. W przypadku podejrzenia nieprawidłowości działania układu pomiarowego lub
jego elementu, odbiorca lub innogy Stoen Operator ma prawo żądać
laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowego lub
jego elementu.
II.4.7.1.21. W przypadku zgłoszenia żądania laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości
działania układu pomiarowego lub jego elementu, właściciel układu pomiarowego
zapewnia demontaż wskazanego elementu układu pomiarowego. Demontaż
następuje w obecności przedstawiciela odbiorcy lub wytwórcy i innogy Stoen
Operator.
II.4.7.1.22. innogy Stoen Operator przekazuje zdemontowany element układu pomiarowego
do laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania w terminie 14 dni od
dnia zgłoszenia żądania. Jeżeli właścicielem układu pomiarowego jest podmiot
inny niż innogy Stoen Operator, to podmiot ten ma obowiązek przekazać innogy
Stoen Operator zdemontowany element układu pomiarowego bezpośrednio po
jego demontażu.
II.4.7.1.23. Jeżeli laboratoryjne sprawdzenie nie wykaże błędów w działaniu
zdemontowanego elementu układu pomiarowego, to podmiot wnioskujący
o sprawdzenie ponosi koszty sprawdzenia oraz demontażu i montażu badanego
elementu.
II.4.7.1.24. innogy Stoen Operator przekazuje odbiorcy kopię wyniku laboratoryjnego
sprawdzenia, niezwłocznie po jego otrzymaniu.
II.4.7.1.25. Jeżeli innogy Stoen Operator nie jest właścicielem układu pomiarowego, innogy
Stoen Operator 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
żadna ze stron nie wystąpi z wnioskiem, o którym mowa w pkt II.4.7.1.26.
II.4.7.1.26. W ciągu 30-stu dni od dnia otrzymania kopii wyniku badania laboratoryjnego,
odbiorca lub innogy Stoen Operator może zlecić wykonanie dodatkowej
02.09.2016 r.
Strona 55 z 275
ekspertyzy badanego uprzednio zdemontowanego elementu układu pomiarowego.
innogy Stoen Operator umożliwia przeprowadzenie takiej ekspertyzy.
II.4.7.1.27. Koszt ekspertyzy, o której mowa w pkt II.4.7.1.26. pokrywa podmiot, który
wnioskuje o jej przeprowadzenie.
II.4.7.1.28. W okresie zdemontowania elementu układu pomiarowego, właściciel układu
pomiarowego zapewni zastępczy element układu pomiarowego, który będzie
spełniał wymagania techniczne określone w niniejszej IRiESD.
II.4.7.1.29. W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego,
z wyłączeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej, właściciel układu
pomiarowego zwraca koszty, o których mowa w pkt II.4.7.1.23. i II.4.7.1.27.,
a innogy Stoen Operator dokonuje korekty dostarczonej/odebranej energii
elektrycznej, na podstawie której dokonywane są korekty rozliczeń pomiędzy
podmiotami prowadzącymi rozliczenia tego podmiotu, o ile do rozliczeń nie
można było wykorzystać wskazań innego układu pomiarowego.
II.4.7.1.30
W przypadku stwierdzenia prawidłowości w działaniu układu pomiarowego
energii elektrycznej, strona wnioskująca o sprawdzenie układu pomiarowego
pokrywa uzasadnione koszty związane z demontażem, montażem
i wypożyczeniem zastępczego elementu układu pomiarowego.
II.4.7.1.31. W przypadku wymiany układu pomiarowego lub jego elementu w trakcie
dostarczania energii elektrycznej, a także po zakończeniu jej dostarczania, innogy
Stoen Operator wydaje odbiorcy lub wytwórcy dokument zawierający dane
identyfikujące układ pomiarowy i stan wskazań licznika w chwili demontażu.
II.4.7.1.32. Bez
względu
na
kategorię
układu
pomiarowo-rozliczeniowego
innogy Stoen Operator ma prawo zainstalować własny licznik komunikujący się
z LSPR w podstawowym układzie pomiarowym i/lub urządzenia służące
transmisji danych pomiarowych.
II.4.7.2.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kategorii A.
II.4.7.2.1.
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 niż
0,2 służące do pomiaru energii elektrycznej,
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowych powinny mieć klasę
dokładności nie gorszą niż 0,2 dla energii czynnej i nie gorszą niż
1 dla energii biernej,
c) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z LSPR innogy
Stoen Operator.
II.4.7.2.2.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe kategorii A2 powinny spełniać następujące
wymagania:
02.09.2016 r.
Strona 56 z 275
klasę dokładności nie gorszą niż 0,5,
dokładności
nie
gorszą
niż
0,5
dla
energii
czynnej
i nie gorszą niż 3 dla energii biernej,
Stoen Operator.
II.4.7.2.3.
Układy pomiarowo - rozliczeniowe kategorii A3 powinny spełniać następujące
wymagania:
klasę dokładności nie gorszą niż 0,5,
dokładności nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej,
Stoen Operator.
II.4.7.2.4.
Dla układów pomiarowych kategorii A1 i A2 wymaga się stosowania
układów
pomiarowych:
równoważnych
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
zainstalowanych w tym samym miejscu oraz oba układy spełniają wymagania
określone w pkt II.4.7.2.1.,
b) w układach pomiarowych kategorii A2 spełnione są wymagania określone
w pkt II.4.7.2.2.
II.4.7.2.5.
Układy pomiarowe kategorii A1, A2 i A3 powinny:
a) posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę
oraz układy podtrzymania zasilania źródłami zewnętrznymi,
b) umożliwiać automatyczne zamykanie okresu rozliczeniowego, rejestrację
i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej 15 minutowej przez
co najmniej 63 dni,
c) umożliwiać odczyt lokalny w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub
w celach kontrolnych.
II.4.7.2.6.
Układy pomiarowo - rozliczeniowe kategorii A1, A2 i A3 powinny zapewniać
współpracę z LSPR innogy Stoen Operator, w tym bieżący odczyt danych
pomiarowych.– za pośrednictwem wyjść cyfrowych liczników energii
elektrycznej.
II.4.7.2.7.
Kanały telekomunikacyjne do realizacji transmisji danych powinny posiadać
pełną, fizycznie niezależną rezerwację łączy telekomunikacyjnych.
II.4.7.3.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kategorii B.
II.4.7.3.1.
Dla układów pomiarowych kategorii B1, powinny być spełnione następujące
02.09.2016 r.
Strona 57 z 275
wymagania:
a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu pomiaroworozliczeniowego i układu pomiarowo-kontrolnego, zasilanych z oddzielnych
przekładników prądowych i napięciowych, przy czym dopuszcza się
stosowanie przekładników z dwoma uzwojeniami pomiarowymi na jednym
rdzeniu,
b) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych
powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie
gorszej niż 0,5 (zalecana klasa 0,2) służące do pomiaru energii elektrycznej,
c) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-kontrolnych
powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 0,5,
d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny
mieć klasę nie gorszą niż 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 dla energii
biernej,
e) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny
mieć klasę dokładności nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2
dla energii biernej,
f) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać rejestrowanie i
przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60
minut przez co najmniej 63 dni i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,
g) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny posiadać układy synchronizacji
czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania
źródłami zewnętrznymi,
h) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać transmisję danych do
LSPR innogy Stoen Operator nie częściej niż 4 razy na dobę,
i) dla układu pomiarowo-rozliczeniowego (podstawowego) wymagana jest
rezerwowa droga transmisji danych pomiarowych, przy czym dopuszcza się
wykorzystanie urządzeń teleinformatycznych odbiorcy (np. poprzez
wystawianie danych na seinnogyr ftp, dedykowane platformy wymiany
danych lub za pomocą poczty elektronicznej). Nie jest wymagane dostarczanie
danych o mocy pobieranej i energii biernej,
j) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego
w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
II.4.7.3.2.
wymagania:
a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu pomiaroworozliczeniowego i układu pomiarowo-kontrolnego; układy mogą być zasilane
z jednego uzwojenia przekładnika,
b) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych
gorszej niż 0,5 (zalecana klasa 0,2) służące do pomiaru energii czynnej,
c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny
biernej,
02.09.2016 r.
Strona 58 z 275
d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny
mieć klasę nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii
biernej,
e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać rejestrowanie
i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60
f) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny posiadać układy synchronizacji
czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania ze
źródeł zewnętrznych,
g) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych
pomiarowych do LSPR innogy Stoen Operator nie częściej niż raz na dobę pod
warunkiem kompletności danych pomiarowych. Nie jest wymagane
dostarczanie danych o mocy pobieranej i energii biernej,
h) powinien być możliwy lokalny, pełny odczyt układu pomiarowego
II.4.7.3.3.
wymagania:
a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych
gorszej niż 0,5 (zalecana klasa 0,2) służące do pomiaru energii czynnej,
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny
biernej,
c) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać rejestrowanie
d) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny posiadać układy synchronizacji
czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania ze
źródeł zewnętrznych,
e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych
warunkiem kompletności danych pomiarowych, nie jest wymagane
f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego
II.4.7.3.4.
wymagania:
a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych
gorszej niż 1 (zalecana klasa 0,5) służące do pomiaru energii czynnej,
biernej,
02.09.2016 r.
Strona 59 z 275
czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę,
warunkiem kompletności danych pomiarowych. Nie jest wymagane
f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego
II.4.7.3.5.
wymagania:
rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5
(zalecana klasa 0,2) służące do pomiaru energii elektrycznej,
biernej,
czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę,
warunkiem kompletności danych pomiarowych,
f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku
awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
II.4.7.4.
Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kategorii C.
II.4.7.4.1.
Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C1 są następujące:
a) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych
powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 2 dla energii czynnej;
b) innogy Stoen Operator w przypadkach zbierania danych pomiarowych ze
względów na potrzeby tworzenia standardowych profili zużycia,
wymaganych względami
technicznymi lub ekonomicznymi może
zadecydować o konieczności:
• realizowania przez układ pomiarowy rejestracji i przechowywania
w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co
najmniej 63 dni,
• realizowania przez układ pomiarowy transmisji danych pomiarowych do
LSPR innogy Stoen Operator,
02.09.2016 r.
Strona 60 z 275
•
II.4.7.4.2.
pomiaru mocy i energii biernej.
Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C2 są następujące:
rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5
służące do pomiaru energii elektrycznej,
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych
powinny mieć klasę nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla
energii biernej,
c) układy pomiarowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie
w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co
najmniej 63 dni i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,
d) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych
warunkiem kompletności danych pomiarowych,
e) powinien być możliwy lokalny odczyt układu pomiarowego w przypadku
awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
II.4.8.
Wymagania związane z systemami teletransmisyjnymi
II.4.8.1.
innogy
Stoen
Operator
odpowiada
za
utrzymanie
infrastruktury
telekomunikacyjnej i informatycznej niezbędnej do właściwego prowadzenia
ruchu sieci dla obszaru swojego działania.
II.4.8.2.
Infrastruktura telekomunikacyjna powinna umożliwiać współpracę z operatorami
sąsiednich systemów dystrybucyjnych, operatorem systemu przesyłowego oraz
podmiotami zakwalifikowanymi do I i II grupy przyłączeniowej, a w przypadkach
określonych przez innogy Stoen Operator również z podmiotami
zakwalifikowanymi do pozostałych grup przyłączeniowych.
II.4.8.3.
W zakresach, gdzie wymagane jest dostosowanie infrastruktury do potrzeb
wymienionych w pkt II.4.8.1. zainteresowane strony wzajemnie uzgadniają
między sobą zakres i szczegółowe wymagania, wraz z określeniem sposobów
sfinansowania niezbędnych działań, uwzględniając w szczególności
postanowienia IRiESP.
II.5. DANE PRZEKAZYWANE DO innogy STOEN OPERATOR PRZEZ PODMIOTY
PRZYŁĄCZONE I PRZYŁĄCZANE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
II.5.1.
Zakres danych
II.5.1.1.
Dane przekazywane do innogy Stoen Operator przez podmioty przyłączane
i przyłączone do sieci dystrybucyjnej obejmują:
a) dane opisujące stan istniejący,
02.09.2016 r.
Strona 61 z 275
b) dane prognozowane dla perspektywy określonej przez innogy Stoen Operator,
c) dane pomiarowe opisujące stan pracy sieci, inne niż pomiary energii
elektrycznej.
II.5.1.2.
Wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze oraz farmy wiatrowe przyłączone do
sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator o mocy osiągalnej równej 5 MW
i wyższej, przekazują dane do Centralnego rejestru jednostek wytwórczych
prowadzonego przez OSP zgodnie z zasadami opisanymi w IRiESP.
II.5.2.
Dane opisujące stan istniejący
II.5.2.1.
Wytwórcy przekazują do innogy Stoen Operator następujące dane opisujące stany
istniejące swoich instalacji i urządzeń:
a) nazwę węzła i napięcie przyłączenia,
b) moc osiągalną,
c) schematy, plany i konfigurację głównych układów elektrycznych,
d) dane jednostek wytwórczych,
e) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej.
II.5.2.2.
Odbiorcy przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez innogy Stoen Operator
odbiorcy przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do innogy Stoen Operator
następujące dane opisujące stan istniejący swoich instalacji i urządzeń:
a) dane o węzłach i ich wyposażeniu, liniach wraz ze schematami i planami,
transformatorach,
b) dane o ewentualnych jednostkach wytwórczych,
c) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej
automatyki zabezpieczeniowej.
II.5.2.3.
Dane o węzłach obejmują w szczególności:
a) nazwę węzła,
b) rodzaj i schemat stacji,
c) rodzaj pól i ich wyposażenie,
d) zapotrzebowanie na moc czynną i bierną w charakterystycznych godzinach
pomiarowych z uwzględnieniem i bez uwzględnienia mocy osiągalnych
jednostek wytwórczych,
e) roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną z uwzględnieniem i bez
uwzględnienia produkcji energii elektrycznej jednostek wytwórczych,
f) udział odbiorców przemysłowych w szczytowym obciążeniu stacji,
02.09.2016 r.
Strona 62 z 275
g) moc bierną kompensującą, kondensatory ze znakiem „+”, dławiki ze znakiem
„-”,
h) układ normalny pracy.
II.5.2.4.
Dane o liniach obejmują w szczególności:
a) nazwę węzła początkowego,
b) nazwę węzła końcowego,
c) rezystancję linii,
d) reaktancję dla składowej zgodnej,
e) ½ susceptancji poprzecznej pojemnościowej,
f) stosunek reaktancji dla składowej zerowej do reaktancji dla składowej zgodnej,
g) ½ konduktancji poprzecznej,
h) długość linii, typ i przekrój przewodów,
i) obciążalność termiczną linii w sezonie zimowym,
j) obciążalność termiczną linii w sezonie letnim,
k) seria słupów.
II.5.2.5.
Dane o transformatorach obejmują w szczególności:
a) nazwy węzłów, do których jest przyłączony transformator,
b) dane znamionowe,
c) model zwarciowy.
II.5.2.6.
Dane o jednostkach wytwórczych obejmują w szczególności:
a) nazwę węzła, do którego jednostka wytwórcza jest przyłączona,
b) sprawność przemiany energetycznej,
c) wskaźnik zużycia energii elektrycznej na potrzeby własne jednostek
wytwórczych,
d) produkcję energii elektrycznej,
e) wskaźniki odstawień awaryjnych,
f) parametry jakościowe paliwa (QAS) wraz z jego zużyciem,
g) emisje zanieczyszczeń SO2, NOX, pyły i CO2,
h) stosowane instalacje ochrony środowiska (wraz z ich sprawnością),
i) informacje o charakterze sensytywnym (dotyczy wytwórców posiadających
konwencjonalne jednostki wytwórcze przyłączone do sieci dystrybucyjnej
o napięciu 110 kV, z wyłączeniem wytwórców, których jednostki przyłączone
02.09.2016 r.
Strona 63 z 275
są jednocześnie do sieci dystrybucyjnej i przesyłowej, w tym wytwórców
wchodzących w skład grup kapitałowych, których jednostki przyłączone są
jednocześnie do sieci dystrybucyjnej i przesyłowej) tj.:
•
jednostkowe średnioroczne koszty stałe pracy jednostek wytwórczych,
•
jednostkowe średnioroczne koszty zmienne pozapaliwowe pracy jednostek
wytwórczych,
•
jednostkowe średnioroczne koszty paliwowe,
•
nakłady inwestycyjne (związane wyłącznie z budową nowych jednostek
wytwórczych, modernizacją lub rozbudową jednostek o instalacje
proekologiczne),
j) rezystancję i reaktancję gałęzi generator-transformator blokowy,
k) reaktancję zastępczą bloku z uwzględnieniem X’d generatora,
l) maksymalną wartość siły elektromotorycznej E’max podaną na poziomie
napięcia węzła, do którego przyłączona jest jednostka wytwórcza,
m) stosunek reaktancji dla składowej symetrycznej zerowej do reaktancji dla
składowej symetrycznej zgodnej dla gałęzi jednostka wytwórcza-transformator
blokowy,
n) znamionową moc pozorną jednostki wytwórczej,
o) napięcie znamionowe jednostki wytwórczej,
p) znamionowy współczynnik mocy jednostki wytwórczej,
q) reaktancję transformatora blokowego odniesioną do napięcia węzła, do którego
jest przyłączony transformator,
r) moduł przekładni transformatora blokowego w jednostkach względnych,
s) moc czynną potrzeb własnych,
t) współczynnik mocy potrzeb własnych,
u) maksymalną generowaną moc czynną,
v) minimalną generowaną moc czynną,
w) dla jednostek wytwórczych u wytwórców energii elektrycznej minimalną
i maksymalną generowaną moc czynną w sezonie letnim i zimowym,
x) statyzm turbiny,
y) reaktancję podprzejściową generatora w osi d w jednostkach względnych,
z) reaktancję zastępczą gałęzi jednostka wytwórcza-transformator blokowy
odniesioną do napięcia węzła, do którego jest przyłączona jednostka
wytwórcza.
II.5.2.7.
Formę przekazywanych danych, termin oraz sposób przekazania podmioty
02.09.2016 r.
Strona 64 z 275
uzgadniają z innogy Stoen Operator.
II.5.3.
Dane prognozowane dla perspektywy czasowej określonej przez innogy Stoen
Operator
II.5.3.1.
Dane prognozowane opisujące warunki pracy urządzeń, instalacji i sieci
podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator
obejmują dla każdego roku w zależności od potrzeb:
a) informacje o jednostkach wytwórczych,
b) informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną,
c) informacje o wymianie międzysystemowej,
d) informacje o projektach zarządzania popytem,
e) inne dane w zakresie uzgodnionym przez innogy Stoen Operator i podmiot
przyłączony do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator.
II.5.3.2.
Informacje o jednostkach wytwórczych, o których mowa w pkt II.5.3.1, obejmują
w zależności od potrzeb:
a) rodzaje jednostek wytwórczych, lokalizację i charakter ich pracy,
b) moce i przewidywane ograniczenia w produkcji energii elektrycznej,
c) przewidywaną elastyczność pracy,
d) liczbę dni remontów planowych,
e) techniczny i księgowy czas eksploatacji,
f) sprawności wytwarzania energii elektrycznej,
g) rodzaj paliwa, jego charakterystykę i możliwości pozyskania,
h) skuteczności instalacji oczyszczania spalin,
i) dane o ograniczeniach zawartych w posiadanych pozwoleniach związanych
z ochroną środowiska oraz czas ich obowiązywania,
j) dla jednostek wytwórczych pompowych sprawności
i wytwarzania oraz pojemność zbiornika górnego.
II.5.3.3.
pompowania
Odbiorcy przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez innogy Stoen Operator
odbiorcy przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do innogy Stoen Operator
następujące informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną, o których
mowa w pkt II.5.3.1:
a) zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną,
b) krzywe obciążeń w wybranych dobach reprezentatywnych,
c) miesięczne bilanse mocy i energii.
02.09.2016 r.
Strona 65 z 275
II.5.3.4.
Informacje o wymianie międzysystemowej, o których mowa w pkt II.5.3.1,
obejmują:
a) zakontraktowaną moc i energię elektryczną,
b) czas obowiązywania kontraktu.
II.5.3.5.
Informacje o projektach zarządzania popytem, o których mowa w pkt II.5.3.1,
obejmują:
a) opis i harmonogram projektu,
b) przewidywaną wielkość ograniczenia zapotrzebowania na moc i energię
elektryczną.
II.5.3.6.
Formę przekazywanych danych prognozowanych, termin oraz sposób przekazania
podmioty uzgadniają z innogy Stoen Operator.
II.5.4.
Dane pomiarowe opisujące stan pracy sieci, inne niż pomiary energii
elektrycznej.
II.5.4.1.
Wytwórcy i odbiorcy przyłączeni do sieci 110 kV innogy Stoen Operator, dla
wybranej doby letniej i doby zimowej, przeprowadzają rejestrację stanów pracy
sieci dystrybucyjnej 110 kV obejmującą:
a) bilanse mocy czynnej i biernej węzłów sieci,
b) napięcia w węzłach sieci,
c) rozpływy mocy czynnej i biernej.
II.5.4.2.
innogy Stoen Operator dokonuje wyboru dni oraz godzin rejestracji stanów pracy
sieci i zawiadamia o tym wytwórców oraz odbiorców przyłączonych do sieci 110
kV z co najmniej 14 dniowym (liczonym w dniach kalendarzowych)
wyprzedzeniem.
II.5.4.3.
Wytwórcy i odbiorcy przyłączeni do sieci 110 kV dostarczają innogy Stoen
Operator wyniki rejestracji stanów pracy sieci dystrybucyjnej 110 kV nie później
niż po upływie 14 dni kalendarzowych od dnia przeprowadzenia ewidencji.
II.5.4.4.
Formę przekazywanych danych pomiarowych oraz sposób przekazania podmioty
uzgadniają z innogy Stoen Operator.
II.6. ZASADY PLANOWANIA ROZWOJU I WSPÓŁPRACY W CELU
SKOORDYNOWANIA ROZWOJU SIECI DYSTRYBUCYJNEJ 110 kV Z SIECIĄ
PRZESYŁOWĄ
II.6.1.
Postanowienia ogólne
II.6.1.1.
innogy Stoen Operator opracowuje plan rozwoju w zakresie zaspokojenia
02.09.2016 r.
Strona 66 z 275
obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną oraz współpracuje
z OSP w celu skoordynowania rozwoju sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej
110 kV.
II.6.1.2.
Plan rozwoju obejmuje zakres określony w ustawie Prawo energetyczne.
II.6.1.3.
Projekt planu rozwoju podlega uzgodnieniu z Prezesem URE.
II.6.1.4.
innogy Stoen Operator współpracuje z innymi operatorami systemów
dystrybucyjnych
elektroenergetycznych,
pozostałymi
przedsiębiorstwami
energetycznymi, organami administracyjnymi i samorządów terytorialnych oraz
odbiorcami, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci
dystrybucyjnej elektroenergetycznej, w celu koordynacji planowania rozwoju tej
sieci.
II.6.1.5
Po pozytywnym zaopiniowaniu planu rozwoju przez organy administracji
państwowej innogy Stoen Operator może wystąpić z wnioskiem do tych organów
o wprowadzenie
zmian
do
miejscowych
planów
zagospodarowania
przestrzennego.
II.6.2.
Zakres pozyskiwania i aktualizacji danych i informacji.
II.6.2.1.
innogy Stoen Operator przekazuje do OSP dane i informacje dotyczące stanu
istniejącego, opisujące podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej, obejmujące:
a) schematy, plany i konfigurację sieci dystrybucyjnej 110 kV,
b) godzinowe wartości obciążeń dla obszaru działania innogy Stoen Operator,
c) zużycie energii elektrycznej w podziale na grupy odbiorców końcowych
i straty,
d) obciążenie szczytowe dla obszaru działania innogy Stoen Operator i straty,
e) kwartalne bilanse mocy dla obszaru działania innogy Stoen Operator,
f) dane dotyczące realizowanych programów zarządzania popytem,
g) dane konwencjonalnych jednostek wytwórczych, przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej 110 kV, zgodnie z IRiESP, z wyłączeniem wytwórców, których
jednostki przyłączone są jednocześnie do sieci dystrybucyjnej i przesyłowej,
w tym wytwórców wchodzących w skład grup kapitałowych, których jednostki
przyłączone są jednocześnie do sieci dystrybucyjnej i przesyłowej,
h) dane dotyczące wytwórców przemysłowych i rozproszonych, według
wykorzystywanych paliw, zgodnie z IRiESP,
i) dane dotyczące odnawialnych źródeł energii, według rodzaju źródeł, zgodnie
z IRiESP.
II.6.2.2.
innogy Stoen Operator przekazuje do OSP dane i informacje dotyczące stanu
prognozowanego, opisujące warunki pracy instalacji lub sieci podmiotów
02.09.2016 r.
Strona 67 z 275
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej 110 kV, dla każdego roku okresu
planistycznego, obejmujące:
a) zapotrzebowanie na energię elektryczną w podziale na grupy odbiorców
końcowych i straty,
b) zapotrzebowanie szczytowe na moc w podziale na grupy odbiorców
końcowych i straty,
c) krzywe obciążeń w wybranych dobach reprezentatywnych,
d) informacje o projektach programów zarządzania popytem, zgodnie z IRiESP,
e) dane konwencjonalnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej 110 kV zgodnie z IRiESP z wyłączeniem wytwórców, których
jednostki przyłączone są jednocześnie do sieci dystrybucyjnej i przesyłowej,
w tym wytwórców wchodzących w skład grup kapitałowych, których jednostki
przyłączone są jednocześnie do sieci dystrybucyjnej i przesyłowej,
f) dane dotyczące wytwórców przemysłowych i rozproszonych, według
wykorzystywanych paliw, zgodnie z IRiESP (dane opracowywane wyłącznie
dla roku 5, 10 i 15 okresu planowania w odniesieniu do ostatniego roku
statystycznego),
g) dane dotyczące odnawialnych źródeł energii, według rodzaju źródeł, zgodnie
z IRiESP (dane opracowywane wyłącznie dla roku 5, 10 i 15 okresu
planowania w odniesieniu do ostatniego roku statystycznego),
h) dane o stacjach elektroenergetycznych o napięciu 110 kV, zgodnie z IRiESP,
i) dane o liniach elektroenergetycznych o napięciu 110 kV, zgodnie z IRiESP,
j) wskazanie obszarów, w których jest uzasadnione zlokalizowanie nowych
jednostek wytwórczych, wraz z określeniem ich pożądanej mocy,
k) wskazanie obszarów, w których jest uzasadnione zlokalizowanie nowych
punktów przyłączenia do sieci przesyłowej.
02.09.2016 r.
Strona 68 z 275
III.
EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI
III.1. PRZEPISY OGÓLNE
III.1.1.
Urządzenia przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator muszą
spełniać warunki legalizacji, uzyskiwania homologacji i/lub certyfikatów, znaku
CE oraz innych wymagań określonych odrębnymi przepisami.
Projektowanie oraz eksploatacja urządzeń, instalacji i sieci powinny zapewniać
racjonalne i oszczędne zużycie paliw lub energii przy zachowaniu:
a) niezawodności współdziałania z siecią,
b) bezpieczeństwa obsługi i otoczenia po spełnieniu wymagań ochrony
środowiska,
c) zgodności z wymaganiami odrębnych przepisów, a w szczególności przepisów:
prawa budowlanego, o ochronie przeciwporażeniowej, o ochronie
przeciwpożarowej, o dozorze technicznym, Polskich Norm wprowadzonych do
obowiązkowego stosowania.
III.1.2.
Zasady i standardy techniczne eksploatacji sieci dystrybucyjnej innogy Stoen
Operator obejmują zagadnienia związane z:
a) przyjmowaniem urządzeń, instalacji i sieci do eksploatacji,
b) prowadzeniem zabiegów eksploatacyjnych,
c) przekazaniem urządzeń, instalacji i sieci do remontu lub wycofywaniem
z eksploatacji,
d) dokonywaniem uzgodnień z OSP i OSDp przy wykonywaniu prac
eksploatacyjnych,
e) prowadzeniem dokumentacji technicznej i prawnej.
III.1.3.
Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci odpowiada za ich należyty stan techniczny
w tym za prawidłowe ich utrzymanie oraz prowadzenie eksploatacji przy
zachowaniu należytej staranności poprzez m.in. wykonywanie oględzin,
przeglądów, konserwacji i remontów oraz badań, pomiarów i prób
eksploatacyjnych.
Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci może na podstawie umowy powierzyć
prowadzenie eksploatacji swoich urządzeń, instalacji lub sieci innemu
podmiotowi, z uwzględnieniem zasad określonych w niniejszej IRiESD.
III.1.4.
Dopuszcza się w umowie zawartej pomiędzy właścicielem urządzeń, instalacji lub
sieci oraz innogy Stoen Operator, uzgodnienie innych niż określone
w IRiESD standardów eksploatacji urządzeń, instalacji lub sieci.
III.1.5.
innogy Stoen Operator prowadzi eksploatację własnych urządzeń
elektroenergetycznych, zgodnie z zapisami niniejszej IRiESD oraz w oparciu
o zasady i instrukcje eksploatacji sieci, instalacji, grup urządzeń lub
02.09.2016 r.
Strona 69 z 275
poszczególnych urządzeń, w tym układów automatyki
pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych.
III.1.6.
i
zabezpieczeń,
Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator zobowiązane
są do eksploatowania sieci, urządzeń i instalacji będących ich własnością w sposób
nie zagrażający bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego. Granicę eksploatacji
sieci, urządzeń i instalacji (w tym układy automatyki zabezpieczeniowej,
telemechaniki i układy pomiarowo-rozliczeniowe) oraz obowiązki stron w zakresie
utrzymywania tych elementów w należytym stanie technicznym, reguluje umowa
o świadczenie usług dystrybucyjnych lub umowa kompleksowa.
innogy Stoen Operator może zażądać od podmiotu, któremu świadczy usługę
dystrybucji wglądu w dokumentację eksploatacyjną potwierdzającą terminowość
i zakres prowadzonych prac eksploatacyjnych sieci, urządzeń i instalacji, których
stan techniczny może mieć wpływ na pracę sieci dystrybucyjnej.
III.1.7.
Wykonywanie oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz konserwacji
i remontów urządzeń, instalacji oraz sieci dystrybucyjnych eksploatowanych przez
innogy Stoen Operator określają dokumenty wewnętrzne innogy Stoen Operator.
III.2. PRZYJMOWANIE URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI DO EKSPLOATACJI
III.2.1.
Przyjęcie do eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci: nowych, przebudowanych
i po remoncie - następuje po przeprowadzeniu prób i pomiarów oraz stwierdzeniu
spełnienia warunków określonych w niniejszej instrukcji, w zawartych umowach,
a także warunków zawartych w dokumentacji projektowej i fabrycznej oraz
spełnieniu wymagań, o których mowa w pkt VII.6. Przyjmowane do eksploatacji
urządzenia, instalacje i sieci w zależności od potrzeb, powinny posiadać
wymaganą dokumentację prawną i techniczną.
III.2.2.
Jednostki wytwórcze, transformatory 110 kV/SN, transformatory blokowe,
rozdzielnie o napięciu znamionowym 110 kV, linie kablowe o napięciu
znamionowym 110 kV oraz inne urządzenia określone przez innogy Stoen
Operator przyłączane lub przyłączone do sieci 110 kV, SN i nN, po dokonaniu
remontu lub przebudowy, przed przyjęciem do eksploatacji są poddawane
specjalnej procedurze przy wprowadzaniu do eksploatacji np. ruchowi próbnemu.
III.2.3.
Specjalne procedury o których mowa w pkt III.2.2. są uzgadniane pomiędzy
właścicielem lub podmiotem prowadzącym eksploatację urządzeń, innogy Stoen
Operator i wykonawcą prac, z uwzględnieniem wymagań producenta urządzeń.
III.2.4.
Właściciel urządzeń, instalacji i sieci (w porozumieniu z innogy Stoen Operator,
jeżeli właścicielem nie jest innogy Stoen Operator) dokonuje odbioru urządzeń,
instalacji i sieci oraz sporządza protokół stwierdzający spełnienie przez
przyjmowane do eksploatacji urządzenia, instalacje i sieci wymagań określonych
w niniejszej IRiESD.
innogy Stoen Operator, w przypadku gdy nie jest właścicielem uruchamianych
02.09.2016 r.
Strona 70 z 275
urządzeń, instalacji i sieci, zastrzega sobie prawo sprawdzenia urządzeń, instalacji
i sieci przyłączanych do sieci, której jest operatorem.
III.3. PRZEKAZANIE
Z EKSPLOATACJI
URZĄDZEŃ
DO
REMONTU
LUB
WYCOFYWANIE
III.3.1.
Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofanie z eksploatacji następuje na
podstawie decyzji właściciela urządzeń.
III.3.2.
Datę i sposób przekazania urządzeń do remontu lub wycofania z eksploatacji
należy uzgodnić z właściwym OSDp.
III.4. UZGADNIANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH Z OPERATOREM SYSTEMU
PRZESYŁOWEGO I OPERATORAMI SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH
III.4.1.
Wszystkie prace wykonywane w sieciach dystrybucyjnych innogy Stoen Operator
są prowadzone w uzgodnieniu z innogy Stoen Operator.
III.4.2.
W przypadku powierzenia prowadzenia eksploatacji urządzeń, instalacji lub sieci
innemu podmiotowi, szczegółowe zasady i terminy dokonywania uzgodnień prac
eksploatacyjnych z innogy Stoen Operator reguluje umowa.
III.4.3.
innogy Stoen Operator dokonuje niezbędnych uzgodnień z operatorem systemu
przesyłowego w zakresie terminów planowanych prac eksploatacyjnych
prowadzonych w koordynowanej sieci 110 kV, zgodnie z Instrukcją Ruchu
i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
III.4.4.
innogy Stoen Operator dokonuje niezbędnych uzgodnień planowanych prac
eksploatacyjnych w zakresie, w jakim mogą one mieć wpływ na pracę sieci, której
ruch prowadzą inni operatorzy.
III.4.5.
Likwidacja odcinków linii oraz stacji transformatorowo – rozdzielczych
w koordynowanej sieci 110 kV, może zostać rozpoczęta po uzyskaniu opinii
operatora systemu przesyłowego.
III.5. DOKUMENTACJA TECHNICZNA I PRAWNA
III.5.1.
Właściciel obiektu lub urządzenia elektroenergetycznego prowadzi i na bieżąco
aktualizuje następującą dokumentację:
a) dla obiektu elektroenergetycznego – dokumentację prawną i techniczną,
b) dla urządzeń – dokumentację techniczną.
Dopuszcza się prowadzenie oraz aktualizacje dokumentacji przez inny podmiot
działający na podstawie umowy zawartej z właścicielem. Rodzaj i zakres
prowadzonej dokumentacji określa umowa.
III.5.2.
Dokumentacja prawna
w szczególności:
obiektu
powinna
zawierać
02.09.2016 r.
Strona 71 z 275
a) decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu – jeżeli jest
wymagana,
b) dokumenty stwierdzające stan prawno-własnościowy nieruchomości,
c) pozwolenie na budowę wraz z załącznikami,
d) pozwolenie na użytkowanie – jeżeli jest wymagane.
III.5.3.
Dokumentacja techniczna w zależności od potrzeb, rodzaju obiektu, urządzenia lub
grupy urządzeń obejmuje m.in.:
a) dokumentację projektową i powykonawczą,
b) protokół zakwalifikowania pomieszczeń i ich stref lub przestrzeni
zewnętrznych do kategorii niebezpieczeństwa pożarowego i/lub zagrożenia
wybuchem,
c) dokumentację techniczno – ruchową urządzeń,
d) dokumentację związaną z ochroną środowiska naturalnego,
e) dokumentację eksploatacyjną i ruchową.
III.5.4.
Dokumentacja eksploatacyjna i ruchowa w zależności od potrzeb, rodzaju obiektu,
urządzenia lub grupy urządzeń obejmuje m.in.:
a) dokumenty przyjęcia do eksploatacji,
b) instrukcję eksploatacji wraz z niezbędnymi załącznikami,
c) dokumenty dotyczące oględzin, przeglądów, konserwacji, napraw
i remontów, w tym dokumenty dotyczące rodzaju i zakresu uszkodzeń
i napraw,
d) protokoły zawierające wyniki przeprowadzonych badań, prób i pomiarów,
e) wykaz niezbędnych części zamiennych,
f) dokumenty z przeprowadzonej oceny stanu technicznego,
g) dziennik operacyjny,
h) schemat elektryczny obiektu z zaznaczeniem granic własności,
i) wykaz nastawień zabezpieczeń i automatyki,
j) karty przełączeń,
k) ewidencję założonych uziemień,
l) programy łączeniowe,
m) wykaz personelu ruchowego.
III.5.5.
Instrukcja eksploatacji obiektu, urządzenia lub grupy urządzeń jest opracowywana
przez właściciela i w zależności od potrzeb oraz rodzaju obiektu, urządzenia lub
grupy urządzeń zawiera m.in.:
02.09.2016 r.
Strona 72 z 275
a) ogólną charakterystykę urządzenia,
b) niezbędne warunki eksploatacji urządzenia,
c) wymagania dotyczące kwalifikacji osób zajmujących się eksploatacją,
d) określenie czynności związanych z uruchomieniem, obsługą w czasie pracy
i wyłączeniem urządzenia w warunkach normalnej eksploatacji,
e) zakresy przeprowadzania oględzin, przeglądów oraz prób, pomiarów i badań,
f) wymagania w zakresie konserwacji i napraw,
g) zasady postępowania w razie awarii, pożaru i w przypadku innych zakłóceń
w pracy urządzenia,
h) wykaz niezbędnego sprzętu ochronnego,
i) informacje o środkach łączności,
j) wymagania związane z ochroną środowiska naturalnego,
k) zakresy wykonywania zapisów ruchowych, w tym wskazań aparatury
kontrolno-pomiarowej,
l) opis zastosowanych środków ochrony przed porażeniem, pożarem, wybuchem
oraz środków w zakresie bezpieczeństwa obsługi i otoczenia.
III.6. REZERWA URZĄDZEŃ I CZĘŚCI ZAPASOWYCH
III.6.1.
innogy Stoen Operator, w zakresie posiadanego majątku, zapewnia rezerwy
urządzeń i części zapasowych, niezbędne z punktu widzenia bezpiecznej pracy
systemu elektroenergetycznego.
III.6.2.
W przypadku powierzenia innogy Stoen Operator prowadzenia eksploatacji przez
właściciela urządzeń zawarta umowa powinna regulować zasady utrzymywania
niezbędnej rezerwy urządzeń i części zapasowych.
III.7. WYMIANA INFORMACJI EKSPLOATACYJNYCH
III.7.1.
Podmioty prowadzące eksploatację sieci dystrybucyjnej oraz urządzeń, instalacji
i sieci przyłączonych do sieci dystrybucyjnej wymieniają wzajemnie informacje
eksploatacyjne.
Odbiorcy i wytwórcy mogą uzyskać od innogy Stoen Operator informacje
eksploatacyjne o sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator w zakresie
związanym z bezpieczeństwem i niezawodnością pracy ich urządzeń i instalacji.
III.7.2.
Wymiana informacji eksploatacyjnych obejmuje w zależności od potrzeb:
a) informacje niezbędne do sporządzenia schematów sieci dystrybucyjnej,
b) wyniki oględzin, przeglądów i oceny stanu technicznego,
02.09.2016 r.
Strona 73 z 275
c) wyniki badań, pomiarów i prób eksploatacyjnych,
d) parametry obiektów, urządzeń i sieci zmienione w wyniku podjęcia działań
eksploatacyjnych,
e) informacje związane z elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową,
f) imienne wykazy osób, wraz z danymi teleadresowymi, odpowiedzialnych za
podejmowanie działań eksploatacyjnych.
III.7.3.
Informacje eksploatacyjne, o których mowa w pkt III.7.2, są aktualizowane
i przekazywane na bieżąco.
III.7.4.
Operator systemu przesyłowego, operatorzy systemów dystrybucyjnych oraz
podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator stosują
jednolite nazewnictwo i numerację swoich obiektów i urządzeń.
III.7.5.
Spory wynikające z proponowanego nazewnictwa i numeracji w zakresie sieci
dystrybucyjnej 110 kV rozstrzyga operator systemu przesyłowego, a w zakresie
pozostałej sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator spory rozstrzyga innogy
Stoen Operator.
III.7.6.
innogy Stoen Operator sporządza i aktualizuje schematy sieci dystrybucyjnej
III.8. OCHRONA ŚRODOWISKA NATURALNEGO
III.8.1.
innogy Stoen Operator oraz podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy
Stoen Operator są zobowiązane do przestrzegania zasad ochrony środowiska,
określonych obowiązującymi normami i przepisami prawnymi.
III.8.2.
innogy Stoen Operator stosuje środki techniczne i organizacyjne ograniczające
wpływ pracy urządzeń elektrycznych na środowisko naturalne.
III.8.3.
Dokumentacja projektowa obiektów i urządzeń sieci dystrybucyjnej jest
uzgadniana w zakresie wymogów ochrony środowiska z właściwymi organami
administracji, jeśli uzgodnienia takie są wymagane obowiązującymi przepisami
prawa.
III.9. OCHRONA PRZECIWPOŻAROWA
III.9.1.
Właściciel urządzeń, instalacji i sieci zapewnia ich ochronę przeciwpożarową
zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami prawnymi.
III.9.2.
innogy Stoen Operator zapewnia opracowanie instrukcji przeciwpożarowych dla
określonych obiektów, układów, urządzeń i instalacji eksploatowanej przez siebie
sieci dystrybucyjnej.
III.10. PLANOWANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH
02.09.2016 r.
Strona 74 z 275
III.10.1.
innogy Stoen Operator opracowuje roczne plany prac eksploatacyjnych dla
urządzeń, instalacji i sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator obejmujące
w szczególności:
a) oględziny, przeglądy oraz badania i pomiary,
b) remonty.
III.10.2.
Poza pracami przewidywanymi w rocznym planie prac eksploatacyjnych innogy
Stoen Operator zapewnia realizację doraźnych prac eksploatacyjnych, mających na
celu naprawę uszkodzeń zagrażających prawidłowemu funkcjonowaniu urządzeń,
instalacji i sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator lub stwarzających
zagrożenie dla bezpieczeństwa ludzi i środowiska naturalnego.
III.10.3.
Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator uzgadniają
z innogy Stoen Operator prace eksploatacyjne w zakresie, w jakim mogą mieć one
wpływ na ruch i eksploatację sieci dystrybucyjnej.
III.10.4.
Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń
elementów sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator są zobowiązane do
przestrzegania zasad i trybu planowania wyłączeń w sieci dystrybucyjnej innogy
Stoen Operator ustalonego w pkt VI.6.
III.10.5.
Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń
elementów sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator przekazują do innogy
Stoen Operator zgłoszenia wyłączeń elementów sieci. Zawartość i terminy
przekazywania zgłoszeń określono w pkt VI.6.
III.11. WARUNKI BEZPIECZNEGO WYKONYWANIA PRAC
III.11.1.
innogy Stoen Operator opracowuje instrukcję organizacji bezpiecznej pracy,
obowiązującą osoby eksploatujące jego urządzenia, instalacje i sieci.
III.11.2.
Pracownicy zatrudnieni przy eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci
elektroenergetycznych powinni posiadać odpowiednie kwalifikacje i spełniać
określone wymagania zdrowotne oraz być przeszkoleni do pracy na zajmowanych
stanowiskach.
02.09.2016 r.
Strona 75 z 275
IV. BEZPIECZEŃSTWO
FUNKCJONOWANIA
ELEKTROENERGETYCZNEGO
SYSTEMU
IV.1. BEZPIECZEŃSTWO DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ, AWARIA
SIECIOWA I AWARIA W SYSTEMIE
IV.1.1.
Operator systemu przesyłowego, zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci
Przesyłowej, na bieżąco kontroluje warunki pracy KSE. OSP może stwierdzić
zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i podać do publicznej
wiadomości komunikat o wystąpieniu zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej i podejmowanych działaniach.
IV.1.2.
Podstawowym stanem pracy KSE wymagającym działań inteinnogyncyjnych służb
dyspozytorskich i służb ruchowych jest zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej, w tym:
a) awaria w systemie,
b) awaria sieciowa.
Zagrożenie bezpieczeństwa dostaw
w szczególności w następstwie:
energii
elektrycznej
może
powstać
a) działań wynikających z wprowadzenia stanu nadzwyczajnego,
b) katastrofy naturalnej albo bezpośredniego zagrożenia wystąpienia awarii
technicznej,
c) wprowadzenia embarga, blokady, ograniczenia lub braku dostaw paliw lub
energii elektrycznej z innego kraju na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, lub
zakłóceń w funkcjonowaniu systemów elektroenergetycznych połączonych
z krajowym systemem elektroenergetycznym
d) strajku lub niepokojów społecznych,
e) obniżenia dostępnych rezerw zdolności wytwórczych poniżej niezbędnych
wielkości lub braku możliwości ich wykorzystania.
IV.1.3.
W przypadku ogłoszenia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
OSP może stosować procedury awaryjne bilansowania systemu i zarządzania
ograniczeniami systemowymi, nazywane również procedurami awaryjnymi.
Procedury awaryjne stosowane na rynku bilansującym określa Instrukcja Ruchu
i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
IV.1.4.
Operator Systemu Przesyłowego ma prawo stosować zgodnie z IRiESP Procedury
Awaryjne w przypadku wystąpienia każdej z poniższych sytuacji:
a) Zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w tym awarii
sieciowej lub awarii w systemie,
b) Awarii systemów teleinformatycznych o podstawowym znaczeniu dla realizacji
02.09.2016 r.
Strona 76 z 275
bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi, między
innymi takich jak WIRE, SOWE, system planowania pracy jednostek
wytwórczych lub systemy wspomagania dyspozytorskiego.
IV.1.5.
W przypadku stwierdzenia przez OSP zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej, JWCD i JWCK przyłączone do sieci dystrybucyjnej stosują się do
bezpośrednich poleceń operatora systemu przesyłowego. Pozostali wytwórcy oraz
odbiorcy przyłączeni do sieci dystrybucyjnej stosują się do poleceń innogy Stoen
Operator. W przypadkach awarii sieciowych i awarii w systemie nie
powodujących wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej, bezpośrednie polecenia właściwych operatorów realizują podmioty
bezpośrednio zaangażowane w proces usunięcia skutków awarii.
IV.1.6.
OSDp wraz z OSP podejmują, zgodnie z IRiESP, niezwłoczne działania
zmierzające do likwidacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
awarii sieciowej lub awarii w systemie.
IV.1.7.
OSDp w uzgodnieniu z OSP opracowuje i na bieżąco aktualizuje procedury
dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu dystrybucyjnego, którego
pracą kieruje.
IV.1.8.
Procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu dystrybucyjnego
obejmują w szczególności:
a) podział kompetencji służb dyspozytorskich,
b) awaryjne układy pracy sieci,
c) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach
odbudowy zasilania,
d) dane techniczne niezbędne do odbudowy zasilania, tryb i zasady wymiany
informacji i poleceń dyspozytorskich.
IV.1.9.
Jeżeli zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w tym awaria
sieciowa lub awaria w systemie, lub też przewidziana procedura likwidacji awarii
lub zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej stanowi zagrożenie dla
użytkowników systemu nie objętych awarią lub stanem zagrożenia, OSDp udziela
tym użytkownikom niezbędnych informacji o zagrożeniu i sposobach
przeciwdziałania rozszerzaniu się awarii lub stanu zagrożenia.
02.09.2016 r.
Strona 77 z 275
IV.2. BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
IV.2.1.
innogy Stoen Operator prowadzi ruch sieci dystrybucyjnej w sposób zapewniający
bezpieczeństwo realizacji dostaw energii elektrycznej siecią dystrybucyjną innogy
Stoen Operator.
IV.2.2.
innogy Stoen Operator dotrzymuje standardowych parametrów jakościowych
energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców.
IV.3. WPROWADZANIE PRZERW ORAZ OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU
I POBORZE ENERGII ELEKTRYCZNEJ
IV.3.1.
IV.3.1.1. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą być
wprowadzone przez OSP, na czas oznaczony, w przypadku wystąpienia zagrożenia
bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej lub w przypadku wprowadzenia przez
Radę Ministrów w drodze rozporządzenia, na podstawie art. 11 ust. 7 ustawy
Prawo energetyczne, ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej.
IV.3.1.2. W przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
w tym w przypadku wystąpienia awarii sieciowej lub awarii w systemie, OSP
i OSDp podejmuje we współpracy z użytkownikami systemu wszelkie możliwe
działania przy wykorzystaniu dostępnych środków mających na celu usunięcie
zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zapobieżenia jego
negatywnym skutkom.
innogy Stoen Operator na polecenie OSP podejmuje w szczególności następujące
działania:
a) wydaje polecenia uruchomienia, odstawienia, zmiany
odłączenia od sieci nJWCD,
obciążenia lub
b) wydaje polecenia zmniejszenia ilości pobieranej energii elektrycznej przez
odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na obszarze
działania innogy Stoen Operator lub przerywa zasilanie niezbędnej liczby
odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na tym obszarze.
IV.3.1.3. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się wg
następujących trybów:
a) tryb normalny, określony w pkt IV.3.2,
b) tryb normalny na polecenie OSP, określony w pkt IV.3.3,
c) tryb awaryjny, określony w pkt IV.3.4,
d) tryb automatyczny, określony w pkt IV.3.5,
e) tryb ograniczenia poziomu napięć, określony w pkt IV.3.6.
02.09.2016 r.
Strona 78 z 275
IV.3.2.
Tryb normalny
IV.3.2.1. Ograniczenia w trybie normalnym wprowadza Rada Ministrów, w drodze
rozporządzenia, wydanego na podstawie ustawy Prawo energetyczne, na wniosek
ministra właściwego do spraw gospodarki. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze
energii elektrycznej wprowadzane są na czas oznaczony, na terytorium
Rzeczypospolitej Polskiej lub jego części, w przypadku wystąpienia zagrożenia:
a) bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej polegającego na
długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo – energetycznym,
b) bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej,
c) bezpieczeństwa osób,
d) wystąpienia znacznych strat materialnych.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą być
wprowadzane po
wyczerpaniu, przez
operatorów we współpracy
z zainteresowanymi podmiotami, wszelkich dostępnych środków, o których mowa
w IRiESP, służących do zapewnienia prawidłowego funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego, przy dołożeniu należytej staranności.
IV.3.2.2. Wniosek, o którym mowa w pkt IV.3.2.1, sporządza minister właściwy dla spraw
gospodarki z własnej inicjatywy lub na podstawie zgłoszenia OSP.
IV.3.2.3. OSP we współpracy z OSDp opracowuje plany wprowadzania ograniczeń
w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na wypadek wystąpienia
okoliczności powołanych w pkt IV.3.2.1. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze
energii elektrycznej nie mogą powodować zagrożenia bezpieczeństwa osób oraz
uszkodzenia lub zniszczenia obiektów technologicznych, a także zakłóceń
w funkcjonowaniu obiektów przeznaczonych do wykonywania zadań w zakresie
bezpieczeństwa lub obronności państwa, opieki zdrowotnej, telekomunikacji,
edukacji, wydobywania paliw kopalnych ze złóż, ich przeróbki i dostarczania do
odbiorców, wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej oraz ciepła do
odbiorców oraz ochrony środowiska.
IV.3.2.4. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadzane w trybie
normalnym mogą dotyczyć odbiorców o mocy umownej wyższej niż 300 kW.
IV.3.2.5. Przyporządkowane odbiorcom, wymienionym w pkt IV.3.2.4, wielkości
dopuszczalnego maksymalnego ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej uwzględnia się w umowach zawartych z tymi odbiorcami.
IV.3.2.6. Plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
o których mowa w pkt IV.3.2.3 obowiązują dla okresu od dnia 1 września danego
roku do dnia 31 sierpnia roku następnego i wymagają:
a) uzgodnienia z Prezesem URE w przypadku planów opracowywanych przez
02.09.2016 r.
Strona 79 z 275
OSP,
b) uzgodnienia z OSP w przypadku planów opracowywanych przez OSDp,
c) uzgodnienia z OSDp, w przypadku planów opracowywanych przez OSDn,
d) corocznej aktualizacji w terminie do dnia 31 sierpnia.
IV.3.2.7. Procedura przygotowania planu wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu
i poborze energii elektrycznej w trybie normalnym obejmuje:
a) przygotowanie przez innogy Stoen Operator w terminie do 30 kwietnia,
wstępnego planu wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej w stosunku do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
na obszarze działania innogy Stoen Operator,
b) uzgodnienie planu wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej przygotowanego przez innogy Stoen Operator z operatorem
systemu przesyłowego,
c) powiadomienie odbiorców, w formie pisemnej lub w sposób określony
w umowach lub za pomocą innego środka komunikowania się w sposób
przyjęty zwyczajowo przez innogy Stoen Operator lub w formie elektronicznej
na stronie internetowej innogy Stoen Operator, o uzgodnionym planie
wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
w terminie do 4 tygodni od przekazania do innogy Stoen Operator przez OSP
uzgodnionego pomiędzy Prezesem URE, a operatorem systemu przesyłowego
tego planu, nie później jednak niż na 30 dni kalendarzowych przed dniem
obowiązywania ograniczeń.
W przypadku zmiany wielkości ograniczeń w poborze mocy i minimalnego
dobowego poboru energii elektrycznej, OSDn przyłączeni do sieci innogy Stoen
Operator są zobowiązani do powiadomienia o tym innogy Stoen Operator w
formie pisemnej w terminie 4 dni kalendarzowych od zaistniałej zmiany.
IV.3.2.8. Wielkości planowanych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej,
ujęte w planach wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej, poprzez ograniczenie poboru mocy, określa się w stopniach zasilania
od 11 do 20, przy czym:
a) 11 stopień zasilania określa, że odbiorca może pobierać moc do wysokości
mocy umownej,
b) stopnie zasilania od 12 do 19 powinny zapewniać równomierne obniżanie
mocy pobieranej przez odbiorcę,
c) 20 stopień zasilania określa, iż odbiorca może pobierać moc do wysokości
ustalonego minimum, niepowodującego:
i)
zagrożenia bezpieczeństwa osób oraz uszkodzenia lub zniszczenia
obiektów technologicznych,
02.09.2016 r.
Strona 80 z 275
ii)
zakłóceń w funkcjonowaniu obiektów przeznaczonych do wykonywania
zadań w zakresie: bezpieczeństwa lub obronności państwa określonych
w przepisach odrębnych, opieki zdrowotnej, telekomunikacji, edukacji,
wydobywania paliw kopalnych ze złóż, ich przeróbki i dostarczania do
odbiorców, wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej oraz ciepła
do odbiorców, ochrony środowiska.
IV.3.2.9. W trybie normalnym ograniczenia w poborze energii elektrycznej są realizowane
przez odbiorców, stosownie do komunikatów operatora systemu przesyłowego
o obowiązujących stopniach zasilania.
Komunikaty o stopniach zasilania wprowadzonych jako obowiązujące
w najbliższych 12 godzinach i przewidywanych na następne 12 godzin, są
ogłaszane w środkach masowego przekazu zgodnie z zasadami określonymi
w rozporządzeniu, o którym mowa w art. 11 ust. 6 Prawo energetyczne.
W przypadku zróżnicowania wprowadzonych ograniczeń w dostarczaniu i poborze
energii elektrycznej w stosunku do stopni zasilania ogłoszonych w komunikatach,
innogy Stoen Operator powiadamia odbiorców innogy Stoen Operator ujętych
w planach ograniczeń indywidualnie w formie pisemnej lub w sposób określony
w umowach lub za pomocą innego środka komunikowania się w sposób
zwyczajowo przyjęty w innogy Stoen Operator.
IV.3.2.10. Odbiorcy objęci planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej
realizują polecenia dyspozytorskie dotyczące ograniczeń.
IV.3.2.11. Odbiorcy objęci planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej
rejestrują w czasie trwania ograniczeń:
a) polecone stopnie zasilania,
b) wielkości poboru mocy w poszczególnych stopniach zasilania.
IV.3.3.
Tryb normalny na polecenie OSP
IV.3.3.1. W przypadku zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej OSP może
wprowadzić ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na
terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub jego części do czasu wejścia w życie
przepisów, o których mowa w pkt IV.3.2.1, lecz nie dłużej niż na okres 72 godzin.
IV.3.3.2. Plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej
oraz procedury związane z wprowadzaniem ograniczeń opracowane dla trybu
normalnego i opisane w pkt IV.3.2 mają zastosowanie w trybie normalnym na
polecenie OSP.
IV.3.3.3. W przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej w trybie normalnym na polecenie OSP, OSP przekazuje stosowne
komunikaty o ograniczeniach, w sposób analogiczny jak dla informacji
określonych w pkt IV.3.2.9. Wydanie
stosownych komunikatów za
02.09.2016 r.
Strona 81 z 275
pośrednictwem środków masowego przekazu zgodnie z zasadami określonymi
w rozporządzeniu, o którym mowa w art. 11 ust. 6 ustawy Prawo energetyczne,
następuje w możliwie najkrótszym terminie.
IV.3.4.
Tryb awaryjny.
IV.3.4.1. OSP może dokonać wyłączeń odbiorców w trybie awaryjnym w przypadku
zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej lub wystąpienia zagrożenia
bezpieczeństwa osób, jednak nie dłużej niż na okres 72 godzin.
IV.3.4.2. Wyłączenia odbiorców według trybu awaryjnego, realizuje się na polecenie OSP
jako wyłączenia awaryjne. W przypadku dokonania przez OSDp, wyłączeń
odbiorców, w szczególności w związku z zagrożeniem bezpieczeństwa osób,
OSDp jest zobowiązany niezwłocznie powiadomić o tym fakcie służby
dyspozytorskie OSP – ODM.
IV.3.4.3. Wyłączenia awaryjne odbiorców powinny być zrealizowane bez zbędnej zwłoki,
nie dłużej niż w czasie do 60 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego.
Zmniejszenie poboru mocy czynnej o 20% (wprowadzenie ograniczeń w stopniach
A1 i A2), powinno być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie dłużej niż w ciągu
15 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego.
Ograniczenia w stopniu A3 powinny być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie
dłużej niż w ciągu 30 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego.
Wyłączenia awaryjne odbiorców nie mogą powodować zagrożenia bezpieczeństwa
osób oraz zakłóceń w funkcjonowaniu obiektów wymienionych w pkt IV.3.2.8. c)
ii).
IV.3.4.4. Wyłączenia awaryjne odbiorców powinny być zrealizowane poprzez wyłączenia
linii o napięciu znamionowym 110 kV, transformatorów 110 kV/SN, linii i stacji
średnich napięć, zmniejszenie ilości pobieranej energii elektrycznej przez
odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, na obszarze
wskazanym przez służby dyspozytorskie wydające decyzję o wprowadzeniu
wyłączeń awaryjnych.
IV.3.4.5. OSP w porozumieniu z OSDp ustala corocznie dla każdego miesiąca, dla
prognozowanego zapotrzebowania na moc w dobowych szczytach tego
zapotrzebowania dla typowych warunków pogodowych, wartości obniżenia
poboru mocy czynnej w poszczególnych stopniach wyłączeń awaryjnych.
IV.3.4.6. Opracowuje się optymalne plany wyłączeń awaryjnych dla których przyjmuje się
pięciostopniową skalę wyłączeń: od Al do A5. Stopnie A1-A5 powinny zapewniać
02.09.2016 r.
Strona 82 z 275
równomierny spadek poboru mocy czynnej (każdy około 10%).
Wyłączenie awaryjne w stopniu A5 powinno zapewnić zmniejszenie poboru mocy
czynnej o 50% prognozowanego zapotrzebowania na moc w dobowych szczytach
tego zapotrzebowania dla typowych warunków pogodowych.
IV.3.4.7. Niezależnie od planów opracowywanych zgodnie z pkt IV.3.4.6, OSP może
polecić wprowadzenie ograniczeń awaryjnych poprzez wskazanie:
a) wartości mocy czynnej do wyłączenia przez OSDp
lub,
b) obszaru sieci dystrybucyjnej, na którym należy wprowadzić ograniczenia.
IV.3.4.8. Załączenia odbiorców wyłączonych w trybie awaryjnym odbywają się wyłącznie
za zgodą OSP.
IV.3.5.
Tryb automatyczny
IV.3.5.1. OSP określa zmiany wartości mocy czynnej wyłączanej przez automatykę SCO
z podziałem pomiędzy poszczególnych OSDp (dla każdego obszaru sieci
dystrybucyjnej, o którym mowa w IRiESP), w terminie do 31 marca każdego roku.
Wartości mocy są wyliczane dla poszczególnych stopni SCO w odniesieniu do
szczytowego obciążenia KSE. Poszczególne stopnie SCO są ustalane dla zakresu
częstotliwości między wartością górną 49 Hz i dolną 47,5 Hz. Urządzenia
i instalacje odbiorców przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym 6 kV lub
wyższym powinny mieć zainstalowaną automatykę SCO. OSDp powinien
zapewnić możliwość wyłączania przez automatykę SCO mocy w wysokości co
najmniej 50% zapotrzebowania szczytowego.
IV.3.5.2. OSDp realizuje wymagania pkt IV.3.5.1 do 30 września każdego roku, zgodnie
z zasadą możliwie równomiernego rozkładu mocy w sieci.
IV.3.5.3. OSDp w stosunku do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej o napięciu
znamionowym 6 kV lub wyższym opracowuje plany wyłączeń poprzez
automatykę SCO. Odbiorcy, przekazują do innogy Stoen Operator informacje
o zainstalowanej automatyce SCO i nastawach. OSDp przekazuje do OSP
informacje o zainstalowanej automatyce SCO i nastawach dla podległego mu
obszaru sieci dystrybucyjnej.
IV.3.5.4. OSDp w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
o napięciu znamionowym wyższym niż 6 kV może dokonywać kontroli stanu
realizacji wymagań dotyczących automatyki SCO, a w przypadku zadziałania
automatyki SCO, ustalenia przyczyny i zakresu.
IV.3.5.5. Załączenia odbiorców wyłączonych w trybie automatycznym odbywają się
wyłącznie za zgodą OSP.
IV.3.5.6. Postanowień pkt IV.3.5. nie stosuje się w odniesieniu do OSDp, do którego sieci
02.09.2016 r.
Strona 83 z 275
przyłączony jest odbiorca końcowy zużywający co najmniej 50% zapotrzebowania
na moc tego OSDp. W tym przypadku zmiany wartości mocy czynnej wyłączanej
przez automatykę SCO powyższy OSDp zobowiązany jest uzgodnić z OSP
indywidualnie, biorąc pod uwagę ograniczenia techniczne oraz zastosowane
technologie urządzeń, instalacji i sieci.
IV.3.6.
Tryb ograniczenia poziomu napięć
IV.3.6.1. W przypadku zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, OSP może
dokonać ograniczenia poziomu napięcia po stronie SN, jednak nie dłużej niż na
okres 72 godzin.
IV.3.6.2. Ograniczenie poziomu napięć na danym obszarze powinno być zrealizowane na
polecenie OSP poprzez:
a) zablokowanie automatycznej regulacji napięć transformatorów 110 kV/SN
i utrzymywaniu poleconej bądź aktualnej pozycji przełącznika zaczepów
transformatora 110 kV/SN, lub
b) obniżenie o 5% zadanego napięcia SN układów automatycznej regulacji
napięcia transformatorów 110 kV/SN.
IV.3.6.3. Ograniczenie poziomu napięć powinno być zrealizowane bez zbędnej zwłoki,
w czasie nie dłużej niż do 60 minut od wydania polecenia; zalecany czas
wprowadzenia nie powinien przekraczać 30 min.
IV.3.6.4. innogy Stoen Operator i odbiorcy przyłączeni do sieci dystrybucyjnej 110 kV po
wprowadzeniu trybu ograniczenia poziomu napięcia rejestrują w czasie trwania
ograniczeń:
a) poziom napięcia,
b) pozycje przełączników zaczepów transformatorów 110 kV/SN,
c) tryb pracy automatycznej regulacji napięć transformatorów 110 kV/SN.
02.09.2016 r.
Strona 84 z 275
V. WSPÓŁPRACA innogy STOEN OPERATOR Z INNYMI OPERATORAMI I
PRZEKAZYWANIE INFORMACJI POMIĘDZY OPERATORAMI ORAZ
OPERATORAMI A UŻYTKOWNIKAMI SYSTEMU
V.1.
innogy Stoen Operator współpracuje z następującymi operatorami:
a) operatorem systemu przesyłowego,
b) operatorami systemów dystrybucyjnych,
c) operatorami handlowo-technicznymi,
d) operatorami handlowymi,
e) operatorami pomiarów,
oraz innymi użytkownikami
i sprzedawcami.
systemu,
w
tym
odbiorcami,
wytwórcami
V.2.
Zasady i zakres współpracy innogy Stoen Operator z operatorem systemu
przesyłowego są określone w niniejszej IRiESD, IRiESP oraz umowie
o świadczenie usług przesyłania.
V.3.
Operator systemu dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada
bezpośrednich połączeń z siecią przesyłową (OSDn), realizuje określone w prawie
energetycznym, IRiESP oraz niniejszej IRiESD obowiązki w zakresie współpracy
z operatorem systemu przesyłowego lub systemu połączonego za pośrednictwem
operatora systemu dystrybucyjnego, z którego siecią jest połączony, który
jednocześnie posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową.
V.4.
Zasady i zakres współpracy innogy Stoen Operator z operatorem systemu
dystrybucyjnego którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośrednich połączeń
z siecią przesyłową (OSDn), są określone w niniejszej IRiESD i IRiESP oraz
instrukcjach współpracy ruchowej i w stosownych umowach zawartych pomiędzy
innogy Stoen Operator i OSDn.
V.5.
Szczegółowe
zasady
współpracy
pomiędzy
operatorami
systemów
dystrybucyjnych, oraz pomiędzy operatorami a użytkownikami systemu są
określone w rozdziałach II, III, IV i VI.
V.6.
Operatorzy handlowo-techniczni oraz operatorzy handlowi są zobowiązani do
zawarcia stosownej umowy z operatorem systemu przesyłowego oraz
z właściwymi operatorami systemu dystrybucyjnego, jeżeli ich działalność dotyczy
podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej.
V.7.
innogy Stoen Operator umożliwia realizację umów sprzedaży energii elektrycznej
lub umów kompleksowych zawartych przez odbiorców przyłączonych do sieci,
również poprzez zamieszczanie na swoich stronach internetowych oraz
udostępnianie do publicznego wglądu w swojej siedzibie:
a) aktualnej listy sprzedawców energii elektrycznej, z którymi innogy Stoen
02.09.2016 r.
Strona 85 z 275
Operator zawarł umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej,
b) aktualnej listy sprzedawców energii elektrycznej, z którymi innogy Stoen
Operator zawarł umowę o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej
umożliwiającą sprzedawcy zawieranie umów kompleksowych,
c) aktualną listę sprzedawców zawierających umowy sprzedaży rezerwowej,
z którymi innogy Stoen Operator zawarł umowy o świadczenie usług
dystrybucji energii elektrycznej,
d) aktualną listę sprzedawców świadczących rezerwową usługę kompleksową,
z którymi innogy Stoen Operator zawarł umowy o świadczenie usług
dystrybucji energii elektrycznej,
e) informacji o sprzedawcy z urzędu energii elektrycznej działającym na obszarze
działania innogy Stoen Operator,
f) wzorców umów zawieranych z użytkownikami systemu, w szczególności
wzorców umów zawieranych z odbiorcami końcowymi oraz ze sprzedawcami
02.09.2016 r.
Strona 86 z 275
VI. PROWADZENIE RUCHU SIECI DYSTRYBUCYJNEJ innogy STOEN
OPERATOR
VI.1. OBOWIĄZKI innogy STOEN OPERATOR
VI.1.1.
W zakresie prowadzenia ruchu innogy Stoen Operator na obszarze kierowanej
sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator w szczególności:
a) planuje pracę sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, w tym opracowuje:
układy normalne pracy sieci, plany wyłączeń oraz planuje i kieruje operacjami
łączeniowymi,
b) planuje i kieruje pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, innych niż JWCD oraz JWCK, w tym
planuje techniczne możliwości pokrycia zapotrzebowania w ramach
sporządzania koordynacyjnych planów produkcji energii elektrycznej,
c) monitoruje pracę sieci dystrybucyjnej oraz zapobiega wystąpieniu zagrożeniom
dostaw energii elektrycznej,
d) prowadzi działania sterownicze, o których mowa w pkt VI.2,
e) opracowuje bilanse mocy i energii elektrycznej uwzględniając zawarte umowy
sprzedaży energii elektrycznej, umowy o świadczenie usług dystrybucji lub
przesyłania oraz umowy kompleksowe,
f) zapewnia utrzymanie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy
i regulacyjnych usług systemowych, w celu dotrzymania standardowych
parametrów jakościowych energii elektrycznej, w zakresie wynikającym
z umowy zawartej z operatorem systemu przesyłowego,
g) wprowadza ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie
awaryjnym,
h) likwiduje występujące w sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator awarie
sieciowe, awarie w systemie i stany zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii
elektrycznej, samodzielnie oraz we współpracy z operatorem systemu
przesyłowego oraz innymi operatorami systemów dystrybucyjnych,
i) zbiera i przekazuje do operatora systemu przesyłowego dane oraz informacje
niezbędne dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa pracy KSE
zgodnie z IRiESP.
VI.1.2.
Planowanie pracy sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator odbywa się
w okresach dobowych, tygodniowych, miesięcznych, rocznych.
VI.1.3.
Działania innogy Stoen Operator w zakresie bilansowania i regulacji w obszarze
sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, jako części składowej KSE są ustalane
w drodze umowy z operatorem systemu przesyłowego oraz zawarte w części
IRiESD-Bilansowanie.
02.09.2016 r.
Strona 87 z 275
VI.1.4.
Operator systemu przesyłowego koordynuje prowadzenie ruchu sieciowego
w koordynowanej sieci 110 kV oraz dysponuje mocą przyłączonych do niej
jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej równej 50 MW lub wyższej.
VI.1.5.
innogy Stoen Operator na obszarze sieci dystrybucyjnej za której ruch odpowiada,
koordynuje nastawienia zabezpieczeń i automatyk sieciowych oraz uziemienia
punktów neutralnych transformatorów, przy czym dla zapewnienia bezpiecznej
pracy sieci przesyłowej i dystrybucyjnej dokonuje niezbędnych uzgodnień
z operatorem systemu przesyłowego. Dane niezbędne do określenia nastaw
automatyk w koordynowanej sieci 110 kV, innogy Stoen Operator otrzymuje od
operatora systemu przesyłowego.
VI.2. STRUKTURA I PODZIAŁ KOMPETENCJI SŁUŻB DYSPOZYTORSKICH
OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO
VI.2.1.
Dla realizacji zadań wymienionych w pkt VI.1., innogy Stoen Operator organizuje
służby dyspozytorskie i ustala zakres oraz tryb współdziałania tych służb.
VI.2.2.
Struktura zależności służb dyspozytorskich organizowanych przez innogy Stoen
Operator i inne podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen
Operator ma charakter hierarchiczny, służby dyspozytorskie niższego szczebla są
podporządkowane ruchowo służbom dyspozytorskim wyższego szczebla.
VI.2.3.
Organem koordynującym prace służb dyspozytorskich, o których mowa
w pkt VI.2.2 są właściwi operatorzy systemów dystrybucyjnych.
VI.2.4.
Służby dyspozytorskie innogy Stoen Operator działają za pośrednictwem własnego
personelu dyżurnego i/lub personelu dyżurnego innych podmiotów, na podstawie
umów oraz instrukcji, o których mowa w pkt VI.2.10.
VI.2.5.
innogy Stoen Operator przy pomocy służb dyspozytorskich, na obszarze sieci
dystrybucyjnej za której ruch odpowiada, operatywnie kieruje:
a) układami pracy sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator,
b) pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej innogy
Stoen Operator, innych niż JWCD,
c) urządzeniami sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator,
d) liniami wymiany z siecią dystrybucyjną, za której ruch odpowiadają inni OSDp,
na podstawie zawartych umów,
e) czynnościami łączeniowymi wg podziału kompetencji.
VI.2.6.
Służby dyspozytorskie o których mowa w pkt VI.2.5., sprawują operatywne
kierownictwo nad urządzeniami systemu dystrybucyjnego, polegające
w szczególności na:
a) monitorowaniu pracy urządzeń,
02.09.2016 r.
Strona 88 z 275
b) dokonywaniu operacji ruchowych, bądź wydawaniu poleceń dokonywania
operacji ruchowych – z tym że w koordynowanej sieci 110 kV po uzgodnieniu
z operatorem systemu przesyłowego, a dla elementów sieci innych podmiotów
na podstawie zawartych umów,
c) rejestrowaniu stanów pracy urządzeń,
d) prowadzeniu analiz z pracy urządzeń systemu dystrybucyjnego.
VI.2.7.
Służby dyspozytorskie innogy Stoen Operator na obszarze sieci dystrybucyjnej, za
której ruch odpowiada, sprawują operatywny nadzór nad:
a) układami pracy sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator operatywnie
kierowanymi przez podległe mu służby dyspozytorskie,
b) urządzeniami sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator operatywnie
kierowanymi przez podległe mu służby dyspozytorskie,
c) czynnościami łączeniowymi i regulacyjnymi wykonywanymi przez podległe
mu służby dyspozytorskie lub personel dyżurny wg podziału kompetencji,
d) źródłami energii elektrycznej czynnej i biernej operatywnie kierowanymi przez
podległe mu służby dyspozytorskie.
VI.2.8.
Służby dyspozytorskie o których mowa w pkt VI.2.7. sprawują operatywny nadzór
nad określonymi urządzeniami systemu dystrybucyjnego innogy Stoen Operator,
polegający w szczególności na:
a) bieżącym uzyskiwaniu informacji o stanie pracy urządzeń,
b) przejmowaniu w uzasadnionych przypadkach operatywnego kierownictwa nad
urządzeniami,
c) wydawaniu zgody na wykonanie czynności ruchowych.
VI.2.9.
Wszystkie rozmowy telefoniczne prowadzone przez służby dyspozytorskie innogy
Stoen Operator w ramach wykonywania funkcji określonych w pkt VI.2.5 do
VI.2.8. są rejestrowane na nośniku magnetycznym lub cyfrowym. innogy Stoen
Operator ustala okres ich przechowywania.
VI.2.10.
Zasady współpracy własnych służb dyspozytorskich ze służbami dyspozytorskimi
innych operatorów systemów dystrybucyjnych zawarte są w umowach i/lub
w instrukcjach współpracy.
VI.2.11.
Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator o napięciu
znamionowym wyższym niż 1 kV zaliczone do I, II, III i VI grupy
przyłączeniowej oraz wytwórcy niezależnie od poziomu napięcia sieci, a także
w uzasadnionych przypadkach inne podmioty wskazane przez innogy Stoen
Operator opracowują instrukcje współpracy, które powinny uwzględniać
wymagania określone w niniejszej IRiESD.
VI.2.12.
Przedmiotem instrukcji współpracy, o których mowa w pkt VI.2.10 oraz VI.2.11
02.09.2016 r.
Strona 89 z 275
jest w zależności od potrzeb:
a) podział kompetencji i odpowiedzialności w zakresie czynności łączeniowych
i regulacyjnych,
b) organizacja przerw i ograniczeń w dostawach energii elektrycznej,
c) określenie zasad i warunków związanych z wzajemnym wykorzystaniem
elementów sieci dystrybucyjnej,
d) szczegółowe ustalenia sposobów
wymienionych w pkt VI.1,
realizacji
poszczególnych
zadań
e) określenie zasad wzajemnego wykorzystywania służb dyspozytorskich,
f) koordynacja
i sieciowej,
pracy
elektroenergetycznej
automatyki
zabezpieczeniowej
g) wykazy osób upoważnionych do prowadzenia uzgodnień,
h) zakres i tryb obiegu informacji,
i) określenie zasad i odpowiedzialności związanej z usuwaniem zakłóceń i awarii
oraz koordynacja prac eksploatacyjnych.
VI.2.13.
Użytkownicy systemu zobowiązani są do wykonywania łączeń ruchowych oraz
prowadzenia rozmów ruchowych ze służbami dyspozytorskimi innogy Stoen
Operator, zgodnie z instrukcjami współpracy oraz niniejszą IRiESD.
VI.3. PLANOWANIE PRODUKCJI ENERGII ELEKTRYCZNEJ
VI.3.1.
innogy Stoen Operator sporządza i udostępnia koordynacyjne plany pracy
jednostek wytwórczych oraz utrzymywania wielkości mocy źródeł pozostających
w gotowości do wytwarzania energii elektrycznej, w tym plan sporządzany na
okres roku.
VI.3.2.
innogy Stoen Operator w uzgodnieniu z operatorem systemu przesyłowego
sporządza i udostępnia dobowe plany pracy jednostek wytwórczych przyłączonych
do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator.
VI.3.3.
Użytkownicy systemu przyłączeni do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator
uczestniczący w rynku bilansującym podlegają procesowi planowania
technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc i energię elektryczną,
w tym sporządzania dobowych planów pracy jednostek wytwórczych,
realizowanemu przez operatora systemu przesyłowego. Użytkowników systemu
obowiązują w tym zakresie zapisy Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci
Przesyłowej.
VI.3.4.
Analizy sieciowo-systemowe dla koordynowanej sieci 110 kV są realizowane,
zgodnie z IRiESP, przez operatora systemu przesyłowego.
02.09.2016 r.
Strona 90 z 275
VI.3.5.
Jednym z elementów analiz, o których mowa w pkt VI.3.4 jest określenie
jednostek wytwórczych o generacji wymuszonej. Jednostki wytwórcze o generacji
wymuszonej przyłączone do koordynowanej sieci 110 kV obowiązują w tym
zakresie zapisy IRiESP.
VI.3.6.
innogy Stoen Operator ustala sposób udostępniania planów o których mowa
w pkt VI.3.1. i VI.3.2. Natomiast dane do tworzenia planów, w zakresie oraz
terminach określonych w IRiESP, są przekazywane do operatora systemu
przesyłowego.
VI.3.7.
innogy Stoen Operator sporządza i udostępnia plany:
a) o których mowa w pkt VI.3.1. – do 15 grudnia każdego roku na okres
3 kolejnych lat,
b) o których mowa w pkt VI.3.2. – do godz. 16:00 doby n-1.
VI.3.8.
innogy Stoen Operator zatwierdza harmonogramy remontów jednostek
wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator,
innych niż JWCD oraz JWCK. Dla jednostek wytwórczych koordynowanych
przez operatora systemu przesyłowego, innogy Stoen Operator uzgadnia
harmonogramy remontów z operatorem systemu przesyłowego.
VI.3.9.
innogy Stoen Operator przesyła do wytwórców zatwierdzone harmonogramy
remontów w terminach:
a) plan roczny – do 30 listopada każdego roku na następne 3 lata kalendarzowe,
b) każdorazowo przy zmianie harmonogramu remontów w roku bieżącym.
VI.3.10.
innogy Stoen Operator, na podstawie wykonanych analiz technicznych, określa
ograniczenia sieciowe oraz ich zakres dla pracy jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, za wyjątkiem
jednostek wytwórczych przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV.
VI.4. PROGNOZOWANIE
ELEKTRYCZNĄ
ZAPOTRZEBOWANIA
NA
MOC
I
ENERGIĘ
VI.4.1.
innogy Stoen Operator sporządza prognozy zapotrzebowania na moc i energię
elektryczną w sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator.
VI.4.2.
innogy Stoen Operator planuje wymianę mocy i energii elektrycznej do innych
operatorów realizowaną poprzez sieć dystrybucyjną innogy Stoen Operator
w podziale na wymianę realizowaną siecią 110 kV oraz sieciami SN i nN łącznie.
VI.4.3.
Prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz plany wymiany
o których mowa w pkt VI.4.1. i VI.4.2., w zakresie oraz terminach określonych
w IRiESP, są przekazywane do operatora systemu przesyłowego.
VI.4.4.
Prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną sporządzone przez innogy
02.09.2016 r.
Strona 91 z 275
Stoen Operator uwzględniają
uczestniczące w rynku lokalnym.
prognozy
przygotowane
przez
podmioty
VI.5. UKŁADY NORMALNE PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
VI.5.1.
Ruch elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator o napięciu
znamionowym wyższym niż 1 kV jest prowadzony na podstawie układu
normalnego pracy sieci. Dla poszczególnych części elektroenergetycznej sieci
dystrybucyjnej mogą być opracowane odrębne układy normalne pracy.
VI.5.2.
innogy Stoen Operator określa przypadki, dla których występuje konieczność
opracowania układów normalnych pracy sieci o napięciu znamionowym niższym
niż 1 kV.
VI.5.3.
Układ normalny pracy sieci elektroenergetycznej, w zależności od potrzeb
obejmuje:
a) układy połączeń sieci dla ruchu w warunkach normalnych i w wybranych
stanach szczególnych,
b) wymagane poziomy napięcia,
c) wartości mocy zwarciowych,
d) rozpływy mocy czynnej i biernej w charakterystycznych stanach pracy sieci,
e) dopuszczalne obciążenia,
f) wykaz i warunki uruchomienia urządzeń rezerwowych i źródeł mocy biernej,
g) nastawienia zabezpieczeń oraz automatyki łączeniowej i regulacyjnej,
h) nastawienia zaczepów dławików gaszących,
i) ograniczenia poboru mocy elektrycznej,
j) miejsca uziemienia punktów gwiazdowych transformatorów,
k) harmonogram pracy transformatorów,
l) wykaz jednostek wytwórczych.
VI.5.4.
Układ normalny pracy elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej innogy Stoen
Operator o napięciu poniżej 110 kV jest aktualizowany nie rzadziej niż co 5 lat.
VI.5.5.
Układy normalne pracy sieci 110 kV są opracowywane przez innogy Stoen
Operator do dnia:
a) 30 października każdego roku – na okres jesienno-zimowy,
b) 30 kwietnia każdego roku – na okres wiosenno-letni.
VI.6. PLANY WYŁĄCZEŃ ELEMENTÓW SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
02.09.2016 r.
Strona 92 z 275
VI.6.1.
innogy Stoen Operator opracowuje roczny, miesięczny, tygodniowy i dobowy plan
wyłączeń elementów sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator.
VI.6.2.
innogy Stoen Operator opracowuje i zgłasza do uzgodnienia operatorowi systemu
przesyłowego w zakresie koordynowanej sieci 110 kV, następujące plany
wyłączeń elementów sieci dystrybucyjnej:
a) plan roczny do dnia 1 października roku poprzedzającego,
b) plan miesięczny do 10 dnia miesiąca poprzedzającego na kolejny miesiąc
kalendarzowy,
c) plan tygodniowy do wtorku tygodnia poprzedzającego na 1 tydzień liczony od
soboty,
d) plan dobowy do godz. 11:00 dnia poprzedzającego na 1 dobę lub kilka
kolejnych dni wolnych od pracy.
VI.6.3.
Użytkownicy systemu zgłaszają innogy Stoen Operator propozycję wyłączenia
elementu sieci dystrybucyjnej co najmniej na 14 dni kalendarzowych przed
planowaną datą wyłączenia, z zastrzeżeniem pkt VI.6.4.
VI.6.4.
Użytkownicy systemu opracowują i zgłaszają do uzgodnienia innogy Stoen
Operator w zakresie elementów koordynowanej sieci 110 kV, propozycje
wyłączeń elementów sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator:
a) do planu rocznego – w terminie do 15 sierpnia roku poprzedzającego,
b) do planu miesięcznego – w terminie do 5 dnia miesiąca poprzedzającego na
kolejny miesiąc kalendarzowy,
c) do planu tygodniowego – w terminie do poniedziałku do godziny 11:00
tygodnia poprzedzającego na 1 tydzień liczony od soboty,
d) do planu dobowego – do godz. 9:00 dnia poprzedzającego na 1 dobę lub kilka
kolejnych dni wolnych od pracy.
VI.6.5.
Użytkownicy systemu zgłaszający do innogy Stoen Operator propozycję
wyłączenia elementu sieci dystrybucyjnej określają:
a) nazwę elementu,
b) proponowany termin wyłączenia,
c) operatywną gotowość – rozumianą jako czas potrzebny użytkownikowi
systemu na przygotowanie urządzeń do podania napięcia po wydaniu polecenia
ruchowego na przerwanie/zakończenie prowadzonych prac,
d) typ wyłączenia (np.: trwałe, codzienne),
e) opis wykonywanych prac,
f) w zależności od potrzeb harmonogram prac i program łączeniowy.
02.09.2016 r.
Strona 93 z 275
VI.6.6.
Użytkownicy systemu zgłaszający do innogy Stoen Operator wyłączenie elementu
sieci dystrybucyjnej o czasie trwania powyżej 1 tygodnia, przedstawiają celem
uzgodnienia harmonogramu wykonywanych prac. innogy Stoen Operator ma
prawo zażądać od użytkownika systemu zgłaszającego wyłączenie szczegółowego
harmonogramu prac również w przypadku wyłączeń krótszych.
Harmonogramy te dostarczane są do innogy Stoen Operator w terminie co
najmniej 20 dni kalendarzowych dla elementów sieci koordynowanej 110 kV oraz
10 dni kalendarzowych dla pozostałych elementów sieci dystrybucyjnej innogy
Stoen Operator przed planowanym wyłączeniem.
OSP, innogy Stoen Operator i użytkownicy systemu współpracują ze sobą w celu
dotrzymywania terminów planowanych wyłączeń elementów sieci oraz
minimalizacji czasu trwania wyłączeń.
VI.6.7.
innogy Stoen Operator podejmuje decyzję zatwierdzającą lub odrzucającą
propozycję wyłączenia elementu sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator
w terminie do 5 dni kalendarzowych od daty dostarczenia propozycji wyłączenia,
z zastrzeżeniem pkt VI.6.8.
VI.6.8.
innogy Stoen Operator podejmuje decyzję zatwierdzającą lub odrzucającą
propozycję wyłączenia elementów koordynowanej sieci 110 kV w terminie:
a) do dnia 15 grudnia roku poprzedzającego – w ramach planu rocznego,
b) do 28 dnia miesiąca poprzedzającego – w ramach planu miesięcznego,
c) do piątku do godziny 12:00 tygodnia poprzedzającego – w ramach planu
tygodniowego,
d) do godz. 15:00 dnia poprzedzającego – w ramach planu dobowego.
VI.6.9.
innogy Stoen Operator jest odpowiedzialny za dokonanie uzgodnień z OSP
zgłoszonych przez użytkowników systemu propozycji wyłączeń w koordynowanej
sieci 110 kV.
VI.6.10.
Przyjmuje się ogólną zasadę, że terminy wyłączeń zatwierdzone w planach
o dłuższym horyzoncie czasowym mają priorytet w stosunku do propozycji
wyłączeń zgłaszanych do planów o krótszym horyzoncie czasowym.
VI.6.11.
Wszystkie rozmowy telefoniczne prowadzone przez służby dyspozytorskie innogy
Stoen Operator, w ramach wykonywania funkcji planowania wyłączeń elementów
systemu dystrybucyjnego innogy Stoen Operator, powinny być rejestrowane na
nośniku magnetycznym lub cyfrowym. OSD ustala okres ich przechowywania.
VI.7. PROGRAMY ŁĄCZENIOWE
VI.7.1.
Programy łączeniowe opracowuje się w przypadku konieczności prowadzenia
złożonych operacji łączeniowych w związku z wykonywanymi pracami
02.09.2016 r.
Strona 94 z 275
sieciowymi.
VI.7.2.
Za opracowanie programu łączeniowego odpowiedzialny jest właściciel danego
elementu sieci.
VI.7.3.
Programy łączeniowe zawierają co najmniej:
a) charakterystykę załączanego elementu sieci,
b) opis stanu łączników przed realizacją programu,
c) szczegółowy opis operacji
wykonywanych czynności,
łączeniowych
z
zachowaniem
kolejności
d) opisy stanów pracy i nastawień zabezpieczeń i automatyk w poszczególnych
fazach programu,
e) schematy ułatwiające ocenę stanu pracy sieci w poszczególnych fazach
programu,
f) czas rozpoczęcia i czas przewidywanego zakończenia realizacji programu,
g) osoby odpowiedzialne za realizację programu łączeniowego.
VI.7.4.
Propozycje programów łączeniowych dostarczane są do zatwierdzenia innogy
Stoen Operator w terminie co najmniej 20 dni kalendarzowych – dla elementów
sieci koordynowanej 110 kV oraz 10 dni kalendarzowych – dla pozostałych
elementów sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, przed planowanym
terminem realizacji programów łączeniowych.
VI.7.5.
innogy Stoen Operator może przedstawić uwagi do przekazanych propozycji
programów łączeniowych nie później niż 2 dni kalendarzowych przed
planowanym terminem realizacji programów łączeniowych.
VI.7.6.
innogy Stoen Operator zatwierdza programy łączeniowe nie później niż do
godz. 15.00 dnia poprzedzającego rozpoczęcie programu. W przypadku
przekazania przez innogy Stoen Operator uwag do propozycji programu, zgodnie
z pkt VI.7.5., warunkiem zatwierdzenia programu jest uwzględnienie w nim
wszystkich zgłoszonych przez innogy Stoen Operator uwag.
VI.7.7.
W przypadku, gdy programy łączeniowe dotyczą elementów koordynowanej sieci
110 kV lub jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, zgodnie z IRiESP,
innogy Stoen Operator uzgadnia programy łączeniowe z operatorem systemu
przesyłowego.
VI.7.8.
Terminy wymienione w pkt VI.7.4., VI.7.5. i VI.7.6. nie dotyczą programów
łączeniowych wymuszonych procesem likwidacji awarii sieciowej lub awarii
w systemie.
VI.8. ZASADY DYSPONOWANIA MOCĄ JEDNOSTEK
PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ
WYTWÓRCZYCH
02.09.2016 r.
Strona 95 z 275
VI.8.1.
Wytwórcy posiadający przyłączone do sieci dystrybucyjnej JWCD i JWCK biorą
udział w procesie dysponowania mocą, zgodnie z procedurami określonymi przez
operatora systemu przesyłowego w IRiESP.
VI.8.2.
Wytwórcy posiadający JWCD lub JWCK przyłączone do sieci dystrybucyjnej,
uzgadniają z innogy Stoen Operator plany maksymalnych i minimalnych mocy
dyspozycyjnych oraz harmonogramy remontów planowych, przed ich
przekazaniem operatorowi systemu przesyłowego.
VI.8.3.
Uwzględniając otrzymane zgłoszenia planów pracy, innogy Stoen Operator określa
dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, innych niż
podane w pkt VI.8.1:
a) czas synchronizacji,
b) czas osiągnięcia pełnych zdolności wytwórczych,
c) planowane obciążenie mocą czynną,
d) czas odstawienia.
VI.8.4.
innogy Stoen Operator i OSP uzgadniają, zgodnie z IRiESP, zmiany w planach
produkcji jednostek wytwórczych innych niż podane w pkt VI.8.1, jeżeli wymaga
tego bezpieczeństwo pracy KSE.
VI.8.5.
innogy Stoen Operator może polecić pracę jednostek wytwórczych z
przeciążeniem lub zaniżeniem mocy wytwarzanej poniżej dopuszczalnego
minimum jeśli przewidują to dwustronne umowy lub w przypadku zagrożenia
bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego.
VI.8.6.
Wytwórcy w zakresie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej są zobowiązani do niezwłocznego przekazywania innogy Stoen
Operator informacji o zmianie mocy dyspozycyjnej.
VI.8.7.
Bezpośrednio przed synchronizacją lub odstawieniem jednostki wytwórczej,
wytwórca jest zobowiązany uzyskać zgodę OSD.
VI.9. DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ PODMIOTY DO OSDp
VI.9.1.
innogy Stoen Operator otrzymuje od OSP dane zgodnie z zakresem określonym
w IRiESP.
VI.9.2.
Odbiorcy grupy I lub II przyłączeni do sieci innogy Stoen Operator oraz pozostali
odbiorcy wskazani przez innogy Stoen Operator, sporządzają oraz przesyłają dane,
w zakresie i terminach określonych w pkt II.5
VI.9.3.
Wytwórcy i odbiorcy posiadający źródła energii elektrycznej, z wyłączeniem
mikroinstalacji, przekazują w formie ustalonej przez innogy Stoen Operator
następujące informacje:
02.09.2016 r.
Strona 96 z 275
a) proponowany harmonogram remontów kapitalnych i średnich, bilans mocy
uwzględniający ubytki mocy z rozbiciem na poszczególne miesiące od stycznia
do grudnia danego roku, zestawienie zmian mocy zainstalowanej i osiągalnej
z uwzględnieniem numeru urządzenia, wielkości zmiany, daty i przyczyny
zmiany (jeśli takie zmiany mają miejsce), planowaną produkcję energii
elektrycznej brutto w [MWh] oraz netto w [MWh] jaką planuje się wprowadzić
do sieci dystrybucyjnej w rozbiciu na poszczególne miesiące roku do dnia
5 września każdego roku na następne trzy lata kalendarzowe oraz do dnia
15 stycznia, 15 kwietnia i 15 lipca, w każdym terminie dla kolejnych
18 miesięcy kalendarzowych,
b) planowaną miesieczną produkcję energii elektrycznej brutto oraz netto
w [MWh] jaką planuje się wprowadzić do sieci dystrybucyjnej dla każdej
godziny doby do 23 dnia miesiąca poprzedniego,
c) planowane wartości mocy dyspozycyjnych, maksymalnych i minimalnych.
Planowaną produkcję energii elektrycznej brutto w [MWh] oraz planowaną
produkcję energii elektrycznej netto w [MWh] jaką planuje się wprowadzić do
sieci dystrybucyjnej dla każdej godziny doby codziennie do godziny 8:00 dla
kolejnych 9 dób,
d) wartość sumaryczną wytworzonej mocy przez jednostki wytwórcze dla każdej
godziny doby.
VI.9.5.
Podmioty realizujące wymianę międzysystemową przekazują do innogy Stoen
Operator:
a) planowaną ilość energii elektrycznej netto w [MWh] jaką planuje się przesłać
do innego operatora sieci dystrybucyjnej w rozbiciu na poszczególne miesiące
roku do dnia 5 września każdego roku na następne trzy lata kalendarzowe,
b) planowaną miesięczną ilość energii elektrycznej netto w [MWh] w rozbiciu na
godziny jaką planuje się przesłać do innego operatora sieci dystrybucyjnej do
23 dnia miesiąca poprzedniego,
c) planowaną ilość energii elektrycznej netto w [MWh] jaką planuje się przesłać
do innego operatora sieci dystrybucyjnej dla każdej godziny doby codziennie
do godziny 8:00 dla kolejnych 9 dób,
d) ilość energii przesłana do innego operatora dla każdej godziny doby.
02.09.2016 r.
Strona 97 z 275
VII. STANDARDY TECHNICZNE I BEZPIECZEŃSTWA PRACY SIECI
DYSTRYBUCYJNEJ innogy STOEN OPERATOR
VII.1.
W normalnych warunkach pracy sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator
w szczególności powinny być spełnione następujące warunki techniczne:
a) obciążenia prądowe poszczególnych elementów sieci powinny być nie wyższe
od dopuszczalnych długotrwale,
b) napięcia w węzłach sieci powinny mieścić się w granicach dopuszczalnych dla
poszczególnych elementów sieci,
c) moce (prądy) wyłączalne zainstalowanych wyłączników powinny być wyższe
niż moce (prądy) zwarciowe w danym punkcie sieci,
d) elektrownie przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator o
mocy osiągalnej równej 50MW lub wyższej powinny pracować, zgodnie z
IRiESP, z zapasem równowagi statycznej większym lub równym 10 %, w
zależności od sposobu regulacji napięcia wzbudzenia. Przyjmuje się, że w
przypadku braku możliwości regulacji napięcia wzbudzenia jednostka
wytwórcza powinna pracować z 20 % zapasem równowagi statycznej.
VII.2.
Sieć dystrybucyjna innogy Stoen Operator o napięciu znamionowym 110 kV
pracuje z bezpośrednio uziemionym punktem neutralnym w taki sposób, aby we
wszystkich stanach ruchowych, współczynnik zwarcia doziemnego, określony jako
stosunek maksymalnej wartości napięcia fazowego podczas zwarcia z ziemią do
wartości znamionowej napięcia fazowego w danym punkcie sieci, nie przekraczał
wartości 1,4.
VII.3.
Spełnienie wymagań określonych w pkt VII.2 jest możliwe, gdy spełnione są
następujące zależności:
1≤
X0
R
≤3 oraz 0 ≤ 1,
X1
X1
gdzie:
X1 -
reaktancja zastępcza dla składowej symetrycznej zgodnej obwodu
zwarcia doziemnego,
X0 i R0 – odpowiednio reaktancja i rezystancja dla składowej symetrycznej
zerowej obwodu zwarcia doziemnego.
VII.4.
Warunki pracy punktu neutralnego transformatorów 110 kV/SN i SN/nN określa
innogy Stoen Operator. W przypadku transformatorów 110 kV/SN warunki te
określa innogy Stoen Operator w porozumieniu z OSP.
VII.5.
Dopuszcza się okresowo w sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator pracę
wyłączników z przekroczoną mocą wyłączalną, po wyrażeniu zgody na taką pracę
przez innogy Stoen Operator.
02.09.2016 r.
Strona 98 z 275
VII.6.
Rozwiązania techniczne stosowane przy projektowaniu i budowie nowych oraz
remoncie istniejących sieci dystrybucyjnych innogy Stoen Operator powinny
spełniać wymagania określone w standardach/wytycznych budowy systemów
elektroenergetycznych obowiązujących w innogy Stoen Operator.
02.09.2016 r.
Strona 99 z 275
VIII.
PARAMETRY
JAKOŚCIOWE
ENERGII
ELEKTRYCZNEJ,
WSKAŹNIKI JAKOŚCI I NIEZAWODNOŚCI DOSTAW ENERGII
ELEKTRYCZNEJ ORAZ STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI
UŻYTKOWNIKÓW SYSTEMU
VIII.1. PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ
VIII.1.1. Wyróżnia się następujące parametry znamionowe sieci dystrybucyjnej:
a) napięcia znamionowe,
b) częstotliwość znamionowa.
VIII.1.2. Regulacja częstotliwości w KSE jest prowadzona przez OSP.
VIII.1.3. W normalnych warunkach pracy sieci (wyłączając przerwy w zasilaniu),
w każdym tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych
napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale odchyleń ±10% napięcia
znamionowego lub deklarowanego (przy współczynniku tg ϕ nie większym niż
0,4) dla sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV – w sieciach
niskiego napięcia wartości napięć deklarowanych i znamionowych są równe.
VIII.1.4. W normalnych warunkach pracy sieci, dla odbiorców których urządzenia,
instalacje lub sieci przyłączone są bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym
nie wyższym niż 110 kV ustala się następujące parametry techniczne energii
elektrycznej:
1) wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund w miejscach
przyłączenia, powinna być zawarta w przedziale:
a) 50 Hz ± 1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5% tygodnia,
b) 50 Hz + 4%/-6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% tygodnia,
2) przez 95% czasu każdego tygodnia, wskaźnik długookresowego migotania
światła Plt spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być
większy od:
a) 0,8 dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV,
b) 1 dla sieci o napięciu znamionowym mniejszym od 110 kV,
3) w ciągu każdego tygodnia, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości
skutecznych:
a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego,
powinno mieścić się w przedziale od 0% do 1% wartości składowej
kolejności zgodnej dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV oraz od 0%
do 2% dla sieci o napięciu znamionowym mniejszym od 110 kV,
02.09.2016 r.
Strona 100 z 275
b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego, powinno być mniejsze lub
równe wartościom określonym w poniższych tabelach:
dla sieci o napięciu znamionowym niższym od 110 kV:
Harmoniczne nieparzyste
nie będące krotnością 3
będące krotnością 3
Rząd
Wartość względna
Rząd
Wartość względna
harmo- napięcia wyrażona harmo- napięcia wyrażona
nicznej
w procentach
nicznej
w procentach
(h)
(h)
składowej
składowej
podstawowej (uh)
podstawowej (uh)
5
6%
3
5%
7
5%
9
1,5%
11
3,5%
15
0,5%
13
3%
>15
0,5%
17
2%
19
1,5%
23
1,5%
25
1,5%
dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV:
nie będące krotnością 3
będące krotnością 3
Rząd
Wartość względna
Rząd
Wartość względna
harmo- napięcia wyrażona harmo- napięcia wyrażona
nicznej
w procentach
nicznej
w procentach
(h)
składowej
(h)
składowej
podstawowej (uh)
podstawowej (uh)
5
2%
3
2%
7
2%
9
1%
1,5%
15
0,5%
11
13
1,5%
>21
0,5%
17
1%
19
1%
23
0,7%
25
0,7%
25
>25
0,2 + 0,5 ×
h
Harmoniczne parzyste
Rząd
Wartość względna
harmo- napięcia wyrażona
w procentach
nicznej
(h)
składowej
podstawowej (uh)
2
4
>4
2%
1%
0,5%
Rząd
Wartość względna
harmo- napięcia wyrażona
w procentach
nicznej
składowej
(h)
podstawowej (uh)
2
4
>4
1,5%
1%
0,5%
4) współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego THD,
uwzględniający wyższe harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub
równy 3% dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV oraz mniejszy lub równy
8 % dla sieci napięciu znamionowym mniejszym od 110 kV,
02.09.2016 r.
Strona 101 z 275
Warunkiem utrzymania parametrów napięcia zasilającego w granicach
określonych w powyższych podpunktach 1)-4), jest pobieranie przez odbiorcę
mocy nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tgϕ nie większym niż
0,4.
VIII.2. WSKAŹNIKI
ELEKTRYCZNEJ
VIII.2.1.
JAKOŚCI
I
NIEZAWODNOŚCI
DOSTAW
ENERGII
Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, w zależności od czasu ich trwania,
dzieli się na:
1) przemijające (mikroprzerwy), trwające nie dłużej niż 1 sekundę;
2) krótkie, trwające dłużej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty;
3) długie, trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin;
4) bardzo długie, trwające dłużej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny;
5) katastrofalne, trwające dłużej niż 24 godziny.
VIII.2.2.
Przerwa planowana, o której odbiorca nie został powiadomiony w formie, o której
mowa w pkt VIII.4.1.4), jest traktowana jako przerwa nieplanowana.
VIII.2.3.
Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I-III i VI dopuszczalny
czas trwania jednorazowej przerwy planowanej i nieplanowanej w dostarczaniu
energii elektrycznej oraz dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu roku
kalendarzowego wyłączeń planowanych i nieplanowanych określa umowa
o świadczenie usług dystrybucji lub umowa kompleksowa.
VIII.2.4.
Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych IV i V dopuszczalny czas
trwania:
1) jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej nie może
przekroczyć w przypadku:
a) przerwy planowanej – 16 godzin,
b) przerwy nieplanowanej – 24 godzin.
2) przerw w ciągu roku, stanowiący sumę czasów trwania przerw jednorazowych
długich i bardzo długich nie może przekroczyć w przypadku:
a) przerw planowanych – 35 godzin,
b) przerw nieplanowanych – 48 godzin.
VIII.2.5.
innogy Stoen Operator w terminie do dnia 31 marca każdego roku, podaje do
publicznej wiadomości przez zamieszczenie na swojej stronie internetowej
następujące wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii
elektrycznej wyznaczone dla poprzedniego roku kalendarzowego:
02.09.2016 r.
Strona 102 z 275
1) wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo
długiej (SAIDI), wyrażony w minutach na odbiorcę na rok, stanowiący sumę
iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej
przerwy w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych
odbiorców,
2) wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich
(SAIFI), stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich tych
przerw w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych
odbiorców,
3) wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (MAIFI), stanowiący liczbę
odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw krótkich w ciągu roku
podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.
Wskaźniki określone w podpunktach 1) i 2) wyznacza się oddzielnie dla przerw
planowanych i nieplanowanych z uwzględnieniem przerw katastrofalnych oraz bez
uwzględnienia tych przerw.
Dla każdego wskaźnika, o którym mowa w podpunktach 1), 2) i 3), należy podać
liczbę obsługiwanych odbiorców przyjętą do jego wyznaczenia.
VIII.3.
DOPUSZCZALNE
POZIOMY
JAKOŚCIOWYCH ENERGII ELEKTRYCZNEJ
ZABURZEŃ
poziomy
PARAMETRÓW
VIII.3.1.
Ustala się poniższe dopuszczalne
jakościowych energii elektrycznej.
zaburzeń
parametrów
VIII.3.2.
Dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów jakościowych energii
elektrycznej wprowadzanych przez odbiorniki w sieciach niskich napięć
VIII.3.2.1.
Dopuszczalne poziomy wahań napięcia i migotania światła
W przypadku odbiorników o fazowym prądzie znamionowym ≤75A, wprowadza
się następujące maksymalnie dopuszczalne poziomy:
a) wartość Pst nie powinna być większa niż 1,
b) wartość Plt nie powinna być większa niż 0,65,
∆U (t )
podczas zmiany napięcia nie powinna przekraczać 3,3%
Un
przez czas dłuższy niż 500ms,
c) wartość d (t ) =
d) względna zmiana napięcia w stanie ustalonym d =
∆U
Un
nie powinna
przekraczać 3,3%, gdzie:
02.09.2016 r.
Strona 103 z 275
∆U - zmiana wartości skutecznej napięcia, wyznaczona jako pojedyncza
wartość dla każdego kolejnego półokresu napięcia źródła, pomiędzy
jego przejściami przez zero, występująca między okresami, gdy napięcie
jest w stanie ustalonym co najmniej przez 1s.
VIII.3.2.2.
Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu
VIII.3.2.2.1. W celu wyznaczenia maksymalnych poziomów emisji harmonicznych odbiorniki
dzieli się wg. następującej klasyfikacji:
a) Klasa A – symetryczne odbiorniki trójfazowe, sprzęt do zastosowań
domowych z pominięciem przynależnego do klasy D, narzędzia z pominięciem
narzędzi przenośnych, ściemniacze do żarówek, sprzęt akustyczny i wszystkie
inne z wyjątkiem zakwalifikowanych do jednej z poniższych klas,
b) Klasa B – narzędzia przenośne tj. narzędzia elektryczne, które podczas
normalnej pracy trzymane są w rękach i używane tylko przez krótki czas (kilka
minut), nieprofesjonalny sprzęt spawalniczy,
c) Klasa C – sprzęt oświetleniowy,
d) Klasa D – sprzęt o mocy 600W lub mniejszej następującego rodzaju:
komputery osobisty i monitory do nich, odbiorniki telewizyjne.
VIII.3.2.2.2. Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez
odbiorniki o fazowym prądzie znamionowym ≤16A zakwalifikowane do:
a) Klasy A podano w Tablicy 1,
b) Klasy B podano w Tablicy 2,
c) Klasy C podano w Tablicy 3,
d) Klasy D podano w Tablicy 4.
Tablica 1. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy A.
Maksymalny dopuszczalny prąd
Rząd harmonicznej [n]
harmonicznej [A]
3
2,3
5
1,14
7
0,77
9
0,4
11
0,33
13
0,21
15
15 ≤ n ≤ 39
0,15
n
02.09.2016 r.
Strona 104 z 275
2
4
6
8 ≤ n ≤40
1,08
0,43
0,3
8
0,23
n
Tablica 2. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy B.
harmonicznej [A]
3
3,45
5
1,71
7
1,155
9
0,6
11
0,495
13
0,315
15 ≤ n ≤ 39
15
0, 225
n
2
1,62
4
0,645
6
0,45
8 ≤ n ≤40
8
0,345
n
Tablica 3. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy C.
harmonicznej, wyrażony w %
harmonicznej podstawowej prądu
wejściowego [%]
2
2
3
30λ*
5
10
7
7
9
5
11 ≤ n ≤ 39
3
(tylko harmoniczne nieparzyste)
*
λ – współczynnik mocy obwodu
Tablica 4. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy D.
Rząd harmonicznej
Maksymalny dopuszczalny
Maksymalny
02.09.2016 r.
Strona 105 z 275
[n]
3
5
7
9
11
13 ≤ n ≤ 39
(tylko harmoniczne
nieparzyste)
prąd harmonicznej, w
przeliczeniu na Wat [mA/W]
3,4
1,9
1,0
0,5
0,35
3,85
n
dopuszczalny prąd
harmonicznej [A]
2,3
1,14
0,77
0,4
0,33
Patrz Tablica 1.
VIII.3.2.2.3. Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez
odbiorniki o fazowym prądzie znamionowym >16A
Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez
odbiorniki o fazowym prądzie znamionowym >16A zakwalifikowane do Klasy A,
Klasy B, Klasy C oraz Klasy D podano w Tablicy 5.
Tablica 5.
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
≥33
harmonicznej, wyrażony w % harmonicznej
podstawowej prądu zasilającego [%]
21,6
10,7
7,2
3,8
3,1
2
0,7
1,2
1,1
≤0,6
0,9
0,8
≤0,6
0,7
0,7
≤0,6
VIII.4. STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UŻYTKOWNIKÓW SYSTEMU
VIII.4.1.
Ustala się następujące standardy jakościowe obsługi odbiorców:
1) przyjmowanie od odbiorców, przez całą dobę, zgłoszeń i reklamacji
02.09.2016 r.
Strona 106 z 275
2)
3)
4)
5)
6)
7)
8)
związanych z dostarczaniem energii elektrycznej,
bezzwłoczne przystępowanie do usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii
elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci,
udzielanie odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie
w sieci,
powiadamianie odbiorców, z co najmniej pięciodniowym wyprzedzeniem,
o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej,
w formie:
a) ogłoszeń prasowych, internetowych, komunikatów radiowych lub
telewizyjnych lub w inny sposób zwyczajowo przyjęty na danym terenie –
odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż
1 kV,
b) indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą
innego środka komunikowania się – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu
znamionowym wyższym niż 1 kV;
informowanie na piśmie, z co najmniej:
a) tygodniowym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu
znamionowym wyższym niż 1 kV, o zamierzonej zmianie nastawień
w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na
współpracę ruchową z siecią,
b) rocznym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu
znamionowym nie wyższym niż 1 kV, o konieczności dostosowania
urządzeń i instalacji do zmienionego napięcia znamionowego,
podwyższonego poziomu prądów zwarcia, zmiany rodzaju przyłącza lub
innych warunków funkcjonowania sieci,
c) 3-letnim wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu
znamionowym wyższym niż 1 kV, o konieczności dostosowania urządzeń
i instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego
poziomu prądów zwarcia lub zmianie innych warunków funkcjonowania
sieci;
odpłatne podejmowanie stosownych czynności w sieci w celu umożliwienia
bezpiecznego wykonania, przez odbiorcę lub inny podmiot, prac w obszarze
oddziaływania tej sieci,
nieodpłatne udzielanie informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych
taryf,
rozpatrywanie wniosków i reklamacji, odbiorcy w sprawie rozliczeń
i udzielanie odpowiedzi, nie później niż w terminie 14 dni od dnia złożenia
wniosku lub zgłoszenia reklamacji, chyba że w umowie między stronami
określono inny termin, z wyłączeniem spraw określonych w podpunkcie 9,
które są rozpatrywane w terminie 14 dni od zakończenia stosownych kontroli
02.09.2016 r.
Strona 107 z 275
i pomiarów,
9) na wniosek odbiorcy, w miarę możliwości technicznych i organizacyjnych,
dokonywanie sprawdzenia dotrzymania parametrów jakościowych energii
elektrycznej, dostarczanej z sieci, określonych w aktach wykonawczych do
ustawy Prawo energetyczne lub w umowie lub niniejszej IRiESD, poprzez
wykonanie odpowiednich pomiarów. W przypadku zgodności zmierzonych
parametrów ze standardami określonymi w aktach wykonawczych do ustawy
Prawo energetyczne lub w umowie lub niniejszej IRiESD, koszty sprawdzenia
i pomiarów ponosi odbiorca na zasadach określonych w taryfie OSD,
10) na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu i uznaniu jego zasadności,
udzielanie bonifikaty w wysokości określonej w taryfie za niedotrzymanie
parametrów jakościowych energii elektrycznej, o których mowa w aktach
wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne lub w umowie lub niniejszej
IRiESD.
VIII.4.2.
Na żądanie odbiorcy OSD dokonuje sprawdzenia prawidłowości działania układu
pomiarowo-rozliczeniowego na zasadach i w terminach określonych w ustawie
Prawo energetyczne i aktach wykonawczych do niej oraz pkt II.4.7.1.
02.09.2016 r.
Strona 108 z 275
Bilansowanie Systemu Dystrybucyjnego i Zarządzanie Ograniczeniami
Systemowymi
02.09.2016 r.
Strona 109 z 275
A. POSTANOWIENIA WSTĘPNE
A.1. UWARUNKOWANIA FORMALNO-PRAWNE
A.1.1.
Uwarunkowania formalno-prawne części Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci
Dystrybucyjnej – Bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie
ograniczeniami systemowymi (IRiESD-Bilansowanie) wynikają z następujących
przepisów i dokumentów:
a) ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 2012 r., poz.
1059 z późn. zm.), zwanej dalej „ustawą Prawo energetyczne” oraz wydanymi
na jej podstawie aktami wykonawczymi,
b) decyzji Prezesa URE nr DPE-47-30(8)/13824/2007/BT z dnia 29 czerwca 2007
r. wyznaczającej innogy Stoen Operator Operatorem Systemu
Dystrybucyjnego na obszarze objętym koncesją, zwanego dalej ”innogy Stoen
Operator”,
c) koncesji innogy Stoen Operator z dnia 29 maja 2007 r.
d) taryfy innogy Stoen Operator,
e) Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) opracowanej przez
PSE S.A. i zatwierdzonej decyzją Prezesa URE.
A.1.2.
innogy Stoen Operator jest Operatorem Systemu Dystrybucyjnego, którego sieć
dystrybucyjna posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową OSP i zgodnie
z postanowieniami IRiESP pełni rolę operatora typu OSDp.
A.1.3.
Podmioty, których sieci, urządzenia i instalacje są przyłączone do sieci
dystrybucyjnej o napięciu znamionowym 110 kV i posiadające zawarte umowy
o świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej (umowy przesyłowe)
z Operatorem Systemu Przesyłowego oraz umowy o świadczenie usług dystrybucji
energii elektrycznej (umowy dystrybucji) z właściwym dla miejsca przyłączenia
OSDp, są objęte obszarem Rynku Bilansującego (RB) i uczestniczą w Rynku
Bilansującym na zasadach i warunkach określonych w IRiESP, opracowanej przez
OSP, stając się Uczestnikiem Rynku Bilansującego (URB).
A.1.4.
Operator Systemu Dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada
bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową OSP, zwany dalej „OSDn”,
realizuje określone w ustawie Prawo energetyczne obowiązki w zakresie
współpracy z OSP dotyczące bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami
systemowymi za pośrednictwem innogy Stoen Operator zgodnie z
postanowieniami umowy zawartej pomiędzy innogy Stoen Operator a OSDn oraz
zapisów IRiESD-Bilansowanie.
A.1.5.
Podmiot, którego sieci, urządzenia i instalacje są przyłączone do sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator nie objętej obszarem RB i który posiada
umowę dystrybucyjną z innogy Stoen Operator albo umowę kompleksową zawartą
02.09.2016 r.
Strona 110 z 275
ze sprzedawcą posiadającym zawartą GUD-K z innogy Stoen Operator, jest
Uczestnikiem Rynku Detalicznego (URD).
Zasady obsługi uczestników rynku detalicznego przyłączonych do sieci, na której
jest wyznaczony OSDn (zwanych dalej URDn) reguluje stosowna instrukcja ruchu
i eksploatacji sieci dystrybucyjnej opracowana przez OSDn.
A.1.6.
Tryb i zasady powiadamiania OSD o zawartych umowach kompleksowych
określone w IRiESD-Bilansowanie, nie dotyczą umów kompleksowych
zawieranych przez sprzedawcę z urzędu z URD w gospodarstwie domowym, który
nie skorzystał z prawa wyboru sprzedawcy. Zwolnienie z powiadomienia OSD
o zawartej umowie kompleksowej nie dotyczy URD w gospodarstwie domowym,
który dokonuje zmiany sprzedawcy i zawiera umowę kompleksową ze sprzedawcą
z urzędu.
A.2. ZAKRES PRZEDMIOTOWY I PODMIOTOWY
A.2.1.
IRiESD-Bilansowanie określa zasady, procedury i uwarunkowania bilansowania
systemu dystrybucyjnego oraz realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej
(zwanej dalej umową sprzedaży) lub umów kompleksowych zawartych przez
podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej i realizowanych w sieci
dystrybucyjnej przez innogy Stoen Operator, a w szczególności:
a) podmioty i warunki bilansowania systemu dystrybucyjnego,
b) zasady kodyfikacji podmiotów,
c) procedury powiadamiania o zawartych umowach sprzedaży energii
elektrycznej lub umowach kompleksowych i weryfikacji powiadomień,
d) zasady pozyskiwania i udostępniania danych pomiarowych,
e) zasady współpracy OSDn z OSDp w zakresie przekazywania danych
pomiarowych dla potrzeb rozliczeń na rynku bilansującym,
f) procedurę zmiany sprzedawcy,
g) zasady bilansowania handlowego w obszarze rynku detalicznego,
h) zasady wyznaczania, przydzielania i weryfikacji standardowych profili
zużycia,
i) postępowanie reklamacyjne,
j) zarządzanie ograniczeniami systemowymi,
k) zasady udzielania informacji i obsługi odbiorców,
l) zasady sprzedaży rezerwowej,
m) zasady wymiany informacji w obszarze rynku detalicznego.
02.09.2016 r.
Strona 111 z 275
A.2.2.
Obszar objęty bilansowaniem określonym w IRiESD-Bilansowanie obejmuje sieć
dystrybucyjną innogy Stoen Operator i OSDn, 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) innogy Stoen Operator,
b) OSDn wyznaczonych na sieciach dystrybucyjnych przyłączonych do sieci
c) „sąsiednich OSDn” tzn. OSDn, których sieci są połączone wyłącznie
z sieciami innych OSDn, których sieci są połączone z sieciami innogy Stoen
Operator,
d) podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator,
e) uczestników rynku bilansującego (URB) pełniących funkcję podmiotu
odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe (POB) na obszarze innogy Stoen
Operator,
f) sprzedawców energii elektrycznej, którzy mają zawarte generalne umowy
dystrybucji (GUD) z innogy Stoen Operator,
g) sprzedawców energii elektrycznej, którzy mają zawarte generalne umowy
dystrybucji dla usługi kompleksowej (GUD-K) z innogy Stoen Operator,
h) sprzedawców energii elektrycznej pełniących na obszarze innogy Stoen
Operator funkcję sprzedawcy rezerwowego.
i) Operatorów Handlowych (OH) i Handlowo-Technicznych (OHT)
reprezentujących podmioty wymienione w punktach od a) do g) w przypadku,
gdy ich działalność operatorska dotyczy sieci dystrybucyjnej innogy Stoen
Operator.
A.3. OGÓLNE ZASADY
I DETALICZNEGO
FUNKCJONOWANIA
RYNKU
BILANSUJĄCEGO
A.3.1.
Podmiotem odpowiedzialnym za funkcjonowanie Rynku Bilansującego
i prowadzenie centralnego mechanizmu bilansowania handlowego jest PSE S.A.,
który na mocy ustawy Prawo energetyczne oraz posiadanej koncesji realizuje
zadania OSP. Zasady funkcjonowania Rynku Bilansującego określa IRiESPBilansowanie.
A.3.2.
innogy Stoen Operator w ramach swoich obowiązków, określonych przepisami
prawa umożliwia realizację:
02.09.2016 r.
Strona 112 z 275
a) umów sprzedaży, w tym umów sprzedaży rezerwowej – na podstawie GUD
zawartej ze sprzedawcą oraz umowy o świadczenie usług dystrybucji zawartej
z URD,
b) umów kompleksowych, w tym rezerwowych umów kompleksowych –
na podstawie GUD-K zawartej ze sprzedawcą,
zawartych przez podmioty przyłączone do jego sieci, przy uwzględnieniu
możliwości technicznych systemu dystrybucyjnego oraz przy zachowaniu jego
bezpieczeństwa.
A.3.3.
innogy Stoen Operator uczestniczy w administrowaniu rynkiem bilansującym
w zakresie obsługi Jednostek Grafikowych (JG), na które składają się Miejsca
Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB) z obszaru sieci innogy Stoen
Operator oraz sieci OSDn, dla których innogy Stoen Operator realizuje obowiązki
w zakresie współpracy z OSP, zgodnie z zapisami pkt A.1.4.
A.3.4.
Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) jest bilansowany handlowo na rynku
bilansującym przez URB. URB pełni dla URD na rynku energii elektrycznej,
funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe (POB).
A.3.5.
POB jest wskazywany przez sprzedawcę oraz przedsiębiorstwo zajmujące się
wytwarzaniem energii elektrycznej, w umowie o świadczenie usług dystrybucji.
Rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej
i pobieranej z systemu, dla danego punktu poboru energii (PPE), dokonuje tylko
jeden POB.
A.3.6.
Zmiana POB odbywa się na warunkach i zasadach określonych w rozdziale E
A.3.7.
Informacja o podmiotach pełniących funkcję sprzedawcy rezerwowego
zawierających umowy sprzedaży rezerwowej lub rezerwowe umowy kompleksowe
podana jest na stronie internetowej innogy Stoen Operator oraz udostępniana jest
w siedzibie innogy Stoen Operator.
A.3.8.
Postanowienia dotyczące świadczenia rezerwowej usługi kompleksowej w ramach
umowy kompleksowej dla URD w gospodarstwach domowych przyłączonych do
sieci elektroenergetycznej innogy Stoen Operator o napięciu do 1kV określone są
w pkt A.7.
innogy Stoen Operator zamieszcza na swojej stronie internetowej oraz udostępnia
do publicznego wglądu w swojej siedzibie:
a) aktualną listę sprzedawców energii elektrycznej, z którymi zawarł GUD,
b) aktualną listę sprzedawców energii elektrycznej, z którymi zawarł GUD-K,
c) informacje o sprzedawcy z urzędu energii elektrycznej,
wzorce umów zawieranych z użytkownikami systemu, w szczególności wzorce
umów zawieranych z odbiorcami końcowymi oraz ze sprzedawcami energii
02.09.2016 r.
Strona 113 z 275
elektrycznej i URB pełniącymi funkcję podmiotu odpowiedzialnego za
bilansowanie handlowe.
A.3.9.
Warunki i zakres współpracy innogy Stoen Operator z OSDn, określa umowa
zawarta pomiędzy innogy Stoen Operator a OSDn, o której mowa w pkt A.6.1.,
ORAZ
UMÓW
A.4. WARUNKI
REALIZACJI
UMÓW
SPRZEDAŻY
KOMPLEKSOWYCH I UCZESTNICTWA W PROCESIE BILANSOWANIA
A.4.1.
innogy Stoen Operator zapewnia użytkownikom systemu dystrybucyjnego
realizację umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów kompleksowych
zawartych przez te podmioty, jeżeli zostaną one zgłoszone do innogy Stoen
Operator w obowiązującej formie, trybie i terminie oraz przy spełnieniu przez te
podmioty wymagań określonych w IRiESD i odpowiednich umowach zawartych
z innogy Stoen Operator.
A.4.2.
Wytwórcy, odbiorcy oraz sprzedawcy, którzy posiadają zawartą z innogy Stoen
Operator umowę dystrybucji, mogą zlecić wykonywanie swoich obowiązków
wynikających z IRiESD-Bilansowanie innym podmiotom, o ile nie jest
to sprzeczne z przepisami obowiązującego prawa i posiadanymi koncesjami.
Podmioty te działają w imieniu i na rzecz wytwórcy, odbiorcy lub sprzedawcy.
A.4.3.
Warunki i wymagania formalno-prawne
A.4.3.1.
innogy Stoen Operator, z zachowaniem wymagań pkt. A.4.3.6., realizuje zawarte
przez URD umowy sprzedaży energii elektrycznej, po:
a) uzyskaniu przez URD odpowiednich koncesji – jeżeli jest taki wymóg prawny,
b) zawarciu przez URD umowy dystrybucji z innogy Stoen Operator,
c) zawarciu przez URD typu odbiorca (URDO) umowy z wybranym sprzedawcą,
posiadającym zawartą GUD z innogy Stoen Operator,
d) wskazaniu przez URD typu wytwórca (URDW) wybranego
posiadającego zawartą umowę dystrybucji z innogy Stoen Operator.
POB,
A.4.3.2.
innogy Stoen Operator realizuje umowy kompleksowe zawarte przez URD
z wybranym sprzedawcą, z zachowaniem wymagań pkt. A.4.3.7.
A.4.3.3.
Umowa dystrybucji zawarta pomiędzy URD a innogy Stoen Operator, powinna
spełniać wymagania określone w ustawie Prawo energetyczne i zawierać
w szczególności następujące elementy:
a) oznaczenie sprzedawcy, który posiada zawartą GUD z innogy Stoen Operator,
02.09.2016 r.
Strona 114 z 275
b) oznaczenie sprzedawcy rezerwowego, który posiada zawartą GUD z innogy
Stoen Operator umożliwiającą sprzedaż rezerwową,
c) określenie POB, a w przypadku URD typu wytwórca (URDW) również zasad
jego zmiany,
d) sposób i zasady rozliczeń z innogy Stoen Operator z tytułu niezbilansowania
dostaw energii elektrycznej, w przypadku utraty POB – dotyczy URD typu
wytwórca (URDW).
Oznaczenie sprzedawcy i sprzedawcy rezerwowego, o których mowa w lit. a) i b),
może być realizowane poprzez oznaczenie tych sprzedawców w powiadomieniu
innogy Stoen Operator o zawartej umowie sprzedaży, które zostało przyjęte do
realizacji zgodnie z IRiESD-Bilansowanie.
A.4.3.4.
Umowa kompleksowa zawarta przez URD w zakresie zapisów dotyczących
świadczenia usług dystrybucji, powinna spełniać wymagania określone w ustawie
Prawo energetyczne oraz w umowie, o której mowa w pkt. A.4.3.7.
A.4.3.5.
Podmiot posiadający: zawartą umowę przesyłową z OSP, przydzielone
i uaktywnione przez OSP MB na obszarze działania innogy Stoen Operator,
zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji z innogy Stoen Operator oraz
spełniający procedury i warunki zawarte w niniejszej IRiESD, może pełnić funkcję
POB. Umowa dystrybucji zawierana przez innogy Stoen Operator z POB powinna
spełniać wymagania określone w ustawie Prawo energetyczne oraz zawierać
w szczególności następujące elementy:
a) oświadczenie POB o zawarciu umowy przesyłowej z OSP umożliwiającej
prowadzenie działalności na rynku bilansującym,
b) kod identyfikacyjny podmiotu na rynku bilansującym,
c) dane o posiadanych przez podmiot koncesjach, związanych z działalnością
w elektroenergetyce – jeżeli jest taki wymóg prawny,
d) osoby upoważnione do kontaktu z innogy Stoen Operator oraz sprzedawcą,
a także ich dane teleadresowe,
e) warunki przejmowania odpowiedzialności za bilansowanie handlowe na rynku
bilansującym, podmiotów działających na obszarze innogy Stoen Operator,
f) wykaz Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB), za których
bilansowanie handlowe odpowiada POB,
g) wykaz sprzedawców i wytwórców, dla których POB świadczy usługi
bilansowania handlowego,
h) zobowiązanie POB do niezwłocznego informowania o zaprzestaniu
bilansowania handlowego sprzedawcy lub URDW lub o zawieszeniu albo
zaprzestaniu prowadzenia działalności na RB w rozumieniu IRiESP,
i) zasady rozwiązania umowy lub wprowadzania ograniczeń w jej wykonywaniu
02.09.2016 r.
Strona 115 z 275
w przypadku gdy, niezależnie od przyczyny, POB zaprzestanie lub zawiesi
działalność na RB w rozumieniu IRiESP,
j) zasady przekazywania przez innogy Stoen Operator na MB przyporządkowane
temu POB, zagregowanych danych pomiarowych z obszaru innogy Stoen
Operator oraz obszaru OSDn, dla którego innogy Stoen Operator realizuje
obowiązki współpracy z OSP w zakresie przekazywania danych pomiarowych.
Jednocześnie w ramach ww. umowy, POB prowadzi bilansowanie handlowe
sprzedawców i wytwórców przyłączonych do sieci OSDn, dla których POB
świadczy usługi bilansowania handlowego z obszaru OSDn.
A.4.3.6.
Podmiot zamierzający sprzedawać energię elektryczną URD na obszarze działania
innogy Stoen Operator, zawiera z innogy Stoen Operator jedną GUD, na podstawie
której może pełnić funkcję sprzedawcy. Podmiot ten może pełnić również funkcję
sprzedawcy rezerwowego po określeniu tego faktu w GUD i złożeniu przez tego
sprzedawcę do innogy Stoen Operator oferty sprzedaży rezerwowej. GUD reguluje
kompleksowo stosunki pomiędzy podmiotem jako Sprzedawcą a innogy Stoen
Operator oraz określa warunki realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej dla
wszystkich URD przyłączonych do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator
którym ten sprzedawca będzie sprzedawać energię elektryczną na podstawie
umowy sprzedaży. GUD powinna spełniać wymagania określone w ustawie Prawo
energetyczne oraz zawierać co najmniej następujące elementy:
a) wskazanie wybranego przez sprzedawcę POB, który ma zawartą umowę
dystrybucji z innogy Stoen Operator,
b) zasady zaprzestania lub ograniczenia świadczenia usług dystrybucji przez
innogy Stoen Operator z tym URD,
c) osoby upoważnione do kontaktu z innogy Stoen Operator oraz sprzedawcą,
d) ogólne zasady wymiany danych i informacji pomiędzy innogy Stoen Operator
a sprzedawcą,
e) zobowiązanie sprzedawcy do niezwłocznego informowania innogy Stoen
Operator o utracie wskazanego POB, w tym w wyniku zaprzestania lub
zawieszenia jego działalności na RB, w rozumieniu IRiESP-Bilansowanie,
f) zasady rozwiązania i ograniczania realizacji umowy, w tym, w przypadku
zaprzestania działalności przez POB tego sprzedawcy.
A.4.3.7.
Podmiot zamierzający sprzedawać energię elektryczną na podstawie umów
kompleksowych URD w gospodarstwach domowych, zawiera z innogy Stoen
Operator, jedną GUD-K, na podstawie której może pełnić funkcję sprzedawcy
usługi kompleksowej. GUD-K określa warunki realizacji umów kompleksowych
dla ww. URD, którym ten sprzedawca będzie świadczyć usługę kompleksową.
GUD-K powinna spełniać wymagania określone w ustawie Prawo energetyczne
oraz zawierać co najmniej następujące elementy:
02.09.2016 r.
Strona 116 z 275
a) wskazanie wybranego przez sprzedawcę POB, który ma zawartą umowę
dystrybucji z innogy Stoen Operator,
b) zasady zaprzestania lub ograniczania świadczenia usług dystrybucji przez
c) warunki świadczenia przez innogy Stoen Operator usług dystrybucji URD
posiadającym zawarte umowy kompleksowe ze sprzedawcą,
d) warunki i zasady prowadzenia rozliczeń pomiędzy innogy Stoen Operator
a sprzedawcą,
e) zasady zabezpieczeń należytego wykonania GUD-K,
f) ogólne zasady wymiany danych i informacji pomiędzy innogy Stoen Operator
a sprzedawcą,
g) osoby upoważnione do kontaktu z innogy Stoen Operator oraz sprzedawcą,
h) zobowiązanie sprzedawcy do niezwłocznego informowania innogy Stoen
Operator o utracie wskazanego POB, w tym w wyniku zaprzestania lub
zawieszenia jego działalności na RB, w rozumieniu IRiESP-Bilansowanie,
i) zasady rozwiązania i ograniczania realizacji umowy, w tym, w przypadku
zaprzestania działalności przez POB sprzedawcy,
j) zasady i warunki świadczenia rezerwowej usługi kompleksowej.
Podmiot zamierzający sprzedawać energię elektryczną na podstawie umowy
kompleksowej URD innym, niż URD w gospodarstwach domowych, na obszarze
działania innogy Stoen Operator może pełnić funkcję sprzedawcy usługi
kompleksowej dla tych URD. Zasady realizacji umów kompleksowych z tymi
URD, określa umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawarta
pomiędzy sprzedawcą a innogy Stoen Operator.
A.4.3.8.
W celu realizacji obowiązków w zakresie współpracy z OSP, o których mowa
w pkt. A.1.4., OSDn dla obszaru swojej sieci dystrybucyjnej zawiera z innogy
Stoen Operator umowę. Umowa ta powinna zawierać co najmniej następujące
elementy:
a) zakres obowiązków realizowanych przez OSDn oraz innogy Stoen Operator,
b) zgodę OSDn na realizację jego obowiązków w zakresie współpracy z OSP
przez innogy Stoen Operator,
c) zobowiązanie OSDn do zawierania ze sprzedawcami umów dystrybucji (GUD
lub/i GUD-K) w których będzie wskazany POB posiadający umowę, o której
mowa w pkt. A.4.3.5., zawartą z innogy Stoen Operator,
d) dane o posiadanych przez OSDn koncesjach i decyzjach dotyczących
sprzedaży energii elektrycznej lub świadczenia usług dystrybucji energii
02.09.2016 r.
Strona 117 z 275
elektrycznej,
e) osoby upoważnione do kontaktu z innogy Stoen Operator oraz OSDn, a także
ich dane teleadresowe,
f) zobowiązania stron do stosowania postanowień niniejszej IRiESD,
g) zasady rozwiązywania umowy lub wprowadzania ograniczeń w jej wykonaniu,
h) zasady obejmowania umową kolejnych URD z obszaru OSDn,
i) zasady wyznaczania i przekazywania danych pomiarowych.
A.5. ZASADY KONFIGURACJI PODMIOTOWEJ I OBIEKTOWEJ RYNKU
DETALICZNEGO ORAZ NADAWANIA KODÓW IDENTYFIKACYJNYCH
A.5.1.
innogy Stoen Operator bierze udział w administrowaniu rynkiem bilansującym dla
obszaru swojej sieci dystrybucyjnej i sieciach, na których zostali wyznaczeni
OSDn, w oparciu o postanowienia umowy przesyłowej zawartej z OSP i na
zasadach określonych w IRiESP oraz administruje konfiguracją rynku
detalicznego w oparciu o zasady zawarte w IRiESD-Bilansowanie i postanowienia
umów dystrybucyjnych.
innogy Stoen Operator bierze udział w administrowaniu rynkiem bilansującym dla
obszaru sieci dystrybucyjnej OSDn, na podstawie umowy zawartej z OSDn.
A.5.2.
W ramach obowiązków związanych z administrowaniem rynkiem bilansującym,
innogy Stoen Operator realizuje następujące zadania:
a) zarządza konfiguracją w zakresie prowadzenia bilansowania handlowego przez
POB,
b) zarządza konfiguracją w zakresie przyporządkowywania URD do właściwych
MB poszczególnych POB, jako podmiotów prowadzących bilansowanie
handlowe tych URD,
c) wyznacza oraz przyporządkowuje ilości dostaw energii dotyczących URD do
poszczególnych MB poszczególnych POB, pełniących dla tych URD funkcje
podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe,
d) przekazuje do OSP ilości dostaw energii dla poszczególnych MB
poszczególnych POB,
e) rozpatruje reklamacje URB dotyczące przyporządkowanych im ilości dostaw
energii w poszczególnych MB i wprowadza niezbędne korekty
w wymagających tego przypadkach,
f) przekazuje do OSP dane niezbędne do konfigurowania Rynku Bilansującego
oraz monitorowania poprawności jego konfiguracji,
g) obsługuje sytuacje wyjątkowe, polegające na utracie przez URD podmiotu
02.09.2016 r.
Strona 118 z 275
odpowiedzialnego za jego bilansowanie.
A.5.3.
W ramach obowiązków związanych z administrowaniem rynkiem detalicznym,
innogy Stoen Operator realizuje następujące zadania:
a) przyporządkowuje do POB określone MB służące do reprezentowania na
rynku bilansującym ilości dostarczanej energii elektrycznej na podstawie
danych konfiguracyjnych przekazanych przez OSP oraz umów przesyłowych
i umów dystrybucji lub umów kompleksowych,
b) przyporządkowuje sprzedawców oraz URDW do poszczególnych MB,
przydzielonych POB, jako podmiotowi prowadzącemu bilansowanie handlowe
na RB, na podstawie GUD, GUD-K oraz umów dystrybucji,
c) przyporządkowuje URD do poszczególnych MDD przydzielonych
sprzedawcom realizującym umowy sprzedaży, w tym umowy sprzedaży
rezerwowej, na podstawie GUD,
d) przyporządkowuje URD do poszczególnych MDD przydzielonych
sprzedawcom realizującym umowy kompleksowe, w tym rezerwowe umowy
kompleksowe, na podstawie umowy, o której mowa w pkt. A.4.3.7.,
e) realizuje procedurę zmiany POB przez sprzedawcę lub URD typu wytwórca,
f) przekazuje do OSP dane konfiguracyjne niezbędne do monitorowania
poprawności konfiguracji rynku bilansującego,
g) rozpatruje reklamacje POB dotyczące danych konfiguracyjnych i wprowadza
niezbędne korekty, zgodnie z zapisami rozdziału H.
A.5.4.
innogy Stoen Operator nadaje kody identyfikacyjne podmiotom, których
urządzenia są przyłączone do jego 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.5.5.
innogy Stoen Operator nadaje kody identyfikacyjne sprzedawcom realizującym
umowy sprzedaży energii lub umowy kompleksowe w sieci innogy Stoen Operator
oraz URD przyłączonym do sieci dystrybucyjnej zarządzanej przez innogy Stoen
Operator. Kody te zawierają litery charakteryzujące podmiot, czteroliterowe
oznaczenie podmiotu oraz numer podmiotu i mają następującą postać:
a) URD typu wytwórca – UR_AAAA _XXXX, gdzie:
UR…_…(oznaczenie literowe podmiotu)…_...(numer podmiotu)…,
b) a) Sprzedawca – AAAA_KodOSD_P_XXXX, gdzie:
…(oznaczenie
literowe
podmiotu)…_...(oznaczenie
OSD)…_P_...(numer podmiotu)…,
A.5.6.
kodowe
Oznaczenia kodowe innogy Stoen Operator są zgodne z nadanym przez OSP
czteroliterowym oznaczeniem wynikającym z zawartej pomiędzy innogy Stoen
02.09.2016 r.
Strona 119 z 275
Operator i OSP umowy przesyłowej.
A.5.7.
Nadanie kodów identyfikacyjnych oraz potwierdzenie faktu rejestracji odbywa się
poprzez zawarcie umowy dystrybucji, GUD lub GUD-K pomiędzy podmiotem
oraz innogy Stoen Operator. Nowe kody identyfikacyjne zostaną nadane
w momencie rejestracji na CSWI i będą użytkowane w komunikacji z innogy
Stoen Operator.
A.5.8.
innogy Stoen Operator nadaje kody identyfikacyjne obiektom rynku detalicznego
wykorzystywanym w procesie wyznaczania danych pomiarowo-rozliczeniowych.
A.5.9.
Kody Miejsc Dostarczania Energii Rynku Detalicznego (MDD) mają następującą
postać: MDD_AAAA_XX_XXXX (16 znaków), gdzie:
(rodzaj obiektu)_(oznaczenie literowe podmiotu)_(kod typu URD w MDD)_(numer
obiektu).
A.5.10.
Kody Punktów Dostarczania Energii
PDE_AAAA_KodOSD_A_XXXX, gdzie:
(PDE)
mają
następującą
postać:
(rodzaj obiektu)_(oznaczenie literowe podmiotu)_(kod OSDp)_(typ URD)_(numer
podmiotu).
A.5.11.
Kody Fizycznych Punktów Pomiarowych (FPP) mają następującą postać: AAAAAAXX, gdzie:
(kod obiektu energetycznego)-(kod urządzenia energetycznego),
A.5.12.
Punkt Poboru Energii (PPE) jest najmniejszą jednostką, dla której odbywa się
zbilansowanie dostaw oraz dla której może nastąpić zmiana sprzedawcy. Kod PPE
jest niezmiennym kodem jednoznacznie identyfikującym PPE, o następującej
postaci:
(PL)(BBBBBB)(unikalne dopełnienie)
gdzie:
PL - kod kraju
BBBBBB - kod OSDp
unikalne dopełnienie – niepowtarzalne dopełnienie o długości 25 znaków.
Powyższy format kodu PPE będzie obowiązywał do momentu wprowadzenia przez
innogy Stoen Operator nowego formatu kodu PPE, w celu ujednolicenia formatów
w skali całego kraju.
Nowy format kodu PPE określony w pkt. A.5.13 oraz zasady jego nadawania
i renumeracji istniejących kodów PPE określone w pkt. od A.5.14. do A.5.20.,
będą obowiązywać od daty, o której mowa w pkt. A.5.16.
A.5.13.
Kod PPE jest oznaczeniem w formacie zgodnym z międzynarodowym standardem
GS1/GSRN, o następującej postaci:
02.09.2016 r.
Strona 120 z 275
(590)(J1J2J3J4)(S1S2S3S4S5S6S7S8S9S10)(K)
gdzie:
590 - prefiks dla polskiej organizacji GS1,
J1J2J3J4 - numer innogy Stoen Operator nadawany przez polską organizację GS1,
S1S2S3S4S5S6S7S8S9S10 - unikalna liczba nadana przez innogy Stoen Operator dla
danego PPE,
K - cyfra kontrolna wyznaczona zgodnie z algorytmem publikowanym przez
organizację GS1.
W przypadku drukowania kodu PPE w postaci kodu kreskowego będzie on
poprzedzony prefiksem 8018, oznaczającym, że kod ten dotyczy PPE.
A.5.14.
Punkt Poboru Energii (PPE) jest oznaczany przez kod PPE, przy czym dany kod
identyfikuje tylko jeden PPE.
A.5.15.
Kod PPE jest nadawany przez innogy Stoen Operator po zgłoszeniu gotowości
przyłącza/instalacji do przyłączenia do sieci innogy Stoen Operator, a przed
zawarciem przez URD umowy, na postawie której ma być dostarczana energia
elektryczna do PPE.
A.5.16.
O planowanej dacie wejścia w życie nowego formatu kodów PPE innogy Stoen
Operator poinformuje sprzedawców co najmniej z 180 dniowym wyprzedzeniem.
Po tym terminie w komunikacji z innogy Stoen Operator będą stosowane wyłącznie
nowe kody PPE, w formacie określonym w pkt. A.5.13., w tym również w zakresie
spraw rozpoczętych, a nie zakończonych przed terminem, o którym mowa w zdaniu
pierwszym.
Wraz z ww. informacją innogy Stoen Operator udostępni sprzedawcom tabele
przenumerowania kodów PPE, w formie elektronicznej umożliwiającej kopiowanie
danych. Tabela przenumerowania będzie zawierała informację o starym i nowym
kodzie PPE.
A.5.17.
Zmiana kodów PPE nadanych przez innogy Stoen Operator nie wymaga zmiany
umów, na podstawie których dostarczana jest energia elektryczna do PPE.
A.5.18.
Poinformowanie URD o zmianie kodu PPE nastąpi na zasadach określonych
w pkt. D.3.6.
A.5.19.
Zasady nadawania kodów PPE:
a) wszystkie punkty poboru energii otrzymują kod PPE,
b) kod PPE jest nadawany w momencie, o którym mowa w pkt. A.5.15.
z zastrzeżeniem pkt. A.5.16.,
c) kod PPE nadany zostaje dla każdego punktu na obszarze działania innogy
Stoen Operator, w którym następuje:
• „pobór”, „wprowadzenie” lub „pobór i wprowadzanie” produktu
02.09.2016 r.
Strona 121 z 275
•
energetycznego (energii, usług dystrybucyjnych, mocy, itp.) do lub
z sieci innogy Stoen Operator przez URD (odbiorcę lub wytwórcę), oraz
pomiar tej wielkości przez układ pomiarowo-rozliczeniowy lub jej
wyznaczanie na potrzeby rozliczeń.
d) dla punktów w sieci lub instalacji wewnętrznej URD innogy Stoen Operator
nie nadaje odrębnego kodu PPE, dla tych punktów mogą być nadane kody
FPP, które są podrzędne do kodów PPE,
e) likwidacja kodu PPE następuje tylko w przypadku fizycznej likwidacji
przyłącza lub przyłączonego obiektu. Likwidacja kodu PPE oznacza zmianę
fizycznego statusu PPE na „odłączony”, a tym samym nie ma powtórnego
nadawania tych samych kodów PPE,
f) zmiany własnościowe obiektu, zmiana adresu (np. nazwy ulicy), nadanie
adresu dla punktu identyfikowanego np. nr działki, zmiana parametrów
technicznych PPE (np. zmiana mocy przyłączeniowej), itp. nie powodują
zmiany kodu PPE,
g) zmiana typu umowy sieciowej (umowa kompleksowa, umowa
o świadczenie usług dystrybucji) lub jej przeniesienie do innego systemu
informatycznego nie powodują zmiany kodu PPE,
h) dla punktu w sieci, w którym występuje pobór i wprowadzenie, nadaje się
jeden kod PPE.
A.5.20.
Przypadki szczególne dotyczące nadawania kodów PPE:
a) jeżeli w układzie pomiarowym występują oprócz podstawowego układu
pomiarowo-rozliczeniowego inne układy (rezerwowy, kontrolny) to
wszystkie mają jeden, ten sam kod PPE,
b) jeżeli w skład układu pomiarowego wchodzą liczniki energii czynnej,
biernej indukcyjnej, biernej pojemnościowej, itp. to wszystkie mają jeden,
ten sam kod PPE,
c) w budynkach wielolokalowych każdy punkt poboru energii posiada odrębny
kod PPE,
d) w przypadku, gdy pod jednym adresem pocztowym istnieje kilka punktów
poboru energii, to każdy z nich posiada odrębny kod PPE,
e) kod PPE nie ulega zmianie w przypadku przyłączenia do sieci
mikroinstalacji.
A.6. ZASADY WSPÓŁPRACY OSDn Z innogy STOEN OPERATOR W ZAKRESIE
PRZEKAZYWANIA DANYCH POMIAROWYCH DLA POTRZEB ROZLICZEŃ NA
RYNKU BILANSUJĄCYM
02.09.2016 r.
Strona 122 z 275
A.6.1.
Podstawą realizacji współpracy OSDn z innogy Stoen Operator w zakresie
przekazywania danych pomiarowych do OSP dla potrzeb rozliczeń na rynku
bilansującym, jest zawarcie stosownej umowy przez OSDn z innogy Stoen
Operator.
A.6.2.
W celu umożliwienia realizacji wymiany danych, OSDn musi posiadać na dzień
rozpoczęcia realizacji umowy, o której mowa w pkt A.6.1., układy pomiaroworozliczeniowe służące do rozliczeń z innogy Stoen Operator, dostosowane do
wymagań rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz niniejszej IRiESD.
A.6.3.
Warunkiem przekazywania przez innogy Stoen Operator danych pomiarowych do
OSP, jest jednoczesne obowiązywanie następujących umów:
a) świadczenie usług przesyłania energii elektrycznej zawartej pomiędzy innogy
Stoen Operator a OSP;
b) współpracy w zakresie przekazywania danych pomiarowych dla potrzeb
rozliczeń na rynku bilansującym zawartej pomiędzy innogy Stoen Operator
a OSDn,
c) świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej pomiędzy innogy
Stoen Operator a przedsiębiorstwem energetycznym przyłączonym do sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator świadczącym usługi dystrybucji dla
URDn przyłączonym do sieci tego przedsiębiorstwa lub świadczącym usługi
dystrybucji dla innego przedsiębiorstwa do sieci którego są przyłączeni URDn
(zwanym dalej PEP),
d) świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej pomiędzy innogy
Stoen Operator a podmiotem odpowiedzialnym za bilansowanie handlowe
(POB), którego Miejsca Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB) są
wykorzystywane w bilansowaniu handlowym URDn przyłączonych do sieci
PEP lub OSDn.
A.6.4.
W celu umożliwienia innogy Stoen Operator przekazywania danych pomiarowych
do OSP, OSDn jest zobowiązany w szczególności do:
a) pozyskiwania danych pomiarowych z układów pomiarowo-rozliczeniowych
URDn, zgodnie z niniejszą IRiESD,
b) dostarczania do innogy Stoen Operator danych pomiarowych, o których mowa
w ppkt. a), stanowiących rzeczywistą ilość energii elektrycznej pobranej
z sieci OSDn lub oddanej do sieci OSDn, zmierzonej przez układy pomiaroworozliczeniowe na każdą godzinę doby handlowej w miejscach dostarczenia
URDn typu odbiorca, w podziale na sprzedawców, zagregowane na MB oraz
oddzielnie w miejscach dostarczenia URDn typu wytwórca,
c) przekazywania do innogy Stoen Operator skorygowanych danych
pomiarowych URDn w celu ich przesłania do OSP w trybach korekty
obowiązujących na Rynku Bilansującym zgodnie z IRiESP,
02.09.2016 r.
Strona 123 z 275
d) niezwłocznego przekazywania innogy Stoen Operator informacji o
wstrzymaniu lub zaprzestaniu świadczenia przez OSDn usług dystrybucji
energii elektrycznej dla URDn lub o zaprzestaniu sprzedaży energii
elektrycznej do URDn przez sprzedawcę,
e) niezwłocznego informowania innogy Stoen Operator o okolicznościach
mających wpływ na prawidłowość przekazywanych danych pomiarowych.
A.6.5.
Przekazywanie danych przez innogy Stoen Operator do OSP obejmuje
przekazywanie zagregowanych danych pomiarowych URDn, przyłączonych do
sieci OSDn nie objętej obszarem Rynku Bilansującego:
a) na MB będące w posiadaniu POB wskazanego przez sprzedawcę wybranego
przez URDn typu odbiorca,
b) na MB będące w posiadaniu POB wskazanego bezpośrednio przez URDn typu
wytwórca.
OSDn przekazuje innogy Stoen Operator informacje o wskazanych POB, o
których mowa powyżej.
A.6.6.
Wyznaczanie i przekazywanie do innogy Stoen Operator oraz udostępnianie
danych pomiarowych do OSP, odbywa się zgodnie z zasadami opisanymi w
niniejszej IRiESD.
A.6.7.
Zawieszenie lub zaprzestanie, niezależnie od przyczyny, działalności na Rynku
Bilansującym przez POB lub zaprzestanie niezależnie od przyczyny bilansowania
handlowego sprzedawcy lub URDn typu wytwórca w obszarze sieci PEP, na której
operatorem jest wyznaczony OSDn, będzie skutkować zaprzestaniem
przekazywania przez innogy Stoen Operator danych pomiarowych na MB tego
POB. Tym samym dane pomiarowe URDn będą uwzględniane w zużyciu energii
elektrycznej PEP, chyba że zostanie wskazany inny POB w terminie
umożliwiającym zmianę konfiguracji obiektów tego POB (zgodnie z zasadami
opisanymi w niniejszej IRiESD).
A.6.8.
Zaprzestanie przez sprzedawcę sprzedaży energii elektrycznej do URDn, o ile nie
ma sprzedawcy rezerwowego, będzie skutkować zaprzestaniem przekazywania
przez OSD danych pomiarowych na MB POB wybranego przez tego sprzedawcę,
a tym samym dane pomiarowe URDn będą powiększać zużycie energii
elektrycznej PEP.
A.7. ZASADY ŚWIADCZENIA REZERWOWEJ USŁUGI KOMPLEKSOWEJ DLA
URD W GOSPODARSTWACH DOMOWYCH KTÓRZY MAJĄ ZAWARTE
UMOWY KOMPLEKSOWE
02.09.2016 r.
Strona 124 z 275
A.7.1.
Postanowienia pkt. A.7. dotyczą URD w gospodarstwach domowych
przyłączonych do sieci elektroenergetycznej innogy Stoen Operator dla których
sprzedawca świadczy usługę kompleksową (zwanych dalej „URDSR”).
A.7.2.
innogy Stoen Operator zawrze w imieniu i na rzecz URDSR rezerwową umowę
kompleksową ze wskazanym przez URDSR sprzedawcą rezerwowym
w przypadkach:
1) trwałej lub przemijającej utraty przez sprzedawcę lub przez podmiot
odpowiedzialny za bilansowanie handlowe wskazany przez sprzedawcę
możliwości działania na rynku bilansującym,
2) utraty przez sprzedawcę możliwości świadczenia usługi kompleksowej,
3) zakończenia świadczenia usługi kompleksowej zgodnie z IRiESDBilansowanie i niezgłoszenia lub nieskutecznego zgłoszenia do realizacji
innogy Stoen Operator przez sprzedawcę umowy kompleksowej zawartej z
URDSR,
z zastrzeżeniem okoliczności wskazanych w pkt. A.7.3.
Zawarcie rezerwowej umowy kompleksowej następuje poprzez złożenie przez
innogy Stoen Operator oświadczenia, o którym mowa w pkt. A.7.6.
A.7.3.
innogy Stoen Operator nie zawrze rezerwowej umowy kompleksowej w sytuacji:
1) wstrzymania dostarczania energii elektrycznej do URDSR, w przypadkach,
o których mowa w art. 6a ust. 3 i art. 6b ust. 1, ust. 2 lub ust. 4 ustawy Prawo
energetyczne, albo wydania przez sąd polubowny wyroku dotyczącego
wstrzymania dostarczania na niekorzyść URDSR lub wydania niekorzystnej dla
tego URDSR decyzji przez Prezesa URE,
A.7.4.
2) wyprowadzenia URDSR z PPE (zakończenia na wniosek URDSR świadczenia
usługi kompleksowej wraz z fizycznym odłączeniem PPE od sieci innogy
Stoen Operator).
Warunkiem zawarcia rezerwowej umowy kompleksowej przez innogy Stoen
Operator, jest udzielenie innogy Stoen Operator przez URDSR przy zawieraniu
umowy kompleksowej ze sprzedawcą, pisemnego pełnomocnictwa do zawarcia
rezerwowej umowy kompleksowej według wzoru określonego przez innogy Stoen
Operator i dostępnego na stronie internetowej innogy Stoen Operator, w którym
ten URDSR wskaże wybranego przez siebie z wykazu, o którym mowa w pkt.
A.3.8., sprzedawcę rezerwowego innego niż sprzedawca będący stroną zawartej
umowy kompleksowej, jak również do zawarcia rezerwowej umowy
kompleksowej ze sprzedawcą z urzędu w przypadkach wskazanych w pkt. A.7.5.
Mając na uwadze zapisy ustawy z dnia 30 maja 2014r. o prawach konsumenta,
wzór pełnomocnictwa, udzielonego przez konsumenta, zawiera dodatkowo:
1) oświadczenie URDSR, że został poinformowany o prawie do odstąpienia od
rezerwowej umowy kompleksowej w terminie 14 dni od dnia jej zawarcia,
02.09.2016 r.
Strona 125 z 275
2) upoważnienie dla innogy Stoen Operator do żądania w imieniu URDSR
rozpoczęcia świadczenia rezerwowej usługi kompleksowej przed upływem
14-dniowego okresu odstąpienia od rezerwowej umowy kompleksowej,
liczonego od dnia jej zawarcia.
A.7.5.
Jeżeli innogy Stoen Operator stwierdzi, że zaistniała którakolwiek z przyczyn
wskazanych w pkt. A.7.2., z zastrzeżeniem pkt. A.7.3., a:
1) URDSR nie wskaże sprzedawcy rezerwowego, albo
2) wybrany sprzedawca rezerwowy nie będzie mógł zrealizować rezerwowej
umowy kompleksowej, albo
3) innogy Stoen Operator wstrzymał realizację GUD-K z wybranym sprzedawcą
rezerwowym w zakresie przyjmowania zgłoszeń nowych umów
kompleksowych,
innogy Stoen Operator zawrze w imieniu tego URDSR rezerwową umowę
kompleksową ze sprzedawcą wykonującym na jego obszarze zadania sprzedawcy
z urzędu na podstawie upoważnienia zawartego w pełnomocnictwie, o którym
mowa w pkt. A.7.4.. Zawarcie tej umowy następuje poprzez złożenie przez innogy
Stoen Operator oświadczenia, o którym mowa w pkt. A.7.6.
A.7.6.
W razie zaistnienia podstaw do rozpoczęcia przez sprzedawcę świadczenia
rezerwowej usługi kompleksowej na rzecz URDSR, innogy Stoen Operator złoży
sprzedawcy w imieniu i na rzecz tego URDSR oświadczenie o przyjęciu oferty na
warunkach określonych przez sprzedawcę, w tym wynikających z cennika
sprzedawcy rezerwowego:
1) w przypadku, o którym mowa w pkt. A.7.2. ppkt. 3) – nie później niż w dniu
poprzedzającym dzień rozpoczęcia przez sprzedawcę świadczenia rezerwowej
usługi kompleksowej;
2) w pozostałych przypadkach, o których mowa w pkt. A.7.2. – nie później niż
w terminie 3 dni roboczych od stwierdzenia którejkolwiek z przesłanek do
zawarcia rezerwowej umowy kompleksowej.
Warunkiem rozpoczęcia świadczenia rezerwowej usługi kompleksowej jest
zawarcie w oświadczeniu, o którym mowa powyżej, żądania URDSR rozpoczęcia
świadczenia rezerwowej usługi kompleksowej przed upływem 14-dniowego
okresu odstąpienia od umowy.
A.7.7.
W terminie 5 dni roboczych od złożenia sprzedawcy przez innogy Stoen Operator
oświadczenia, o którym mowa w pkt. A.7.6., innogy Stoen Operator wyśle URDSR
informację o przyczynach zawarcia rezerwowej umowy kompleksowej, osobie
sprzedawcy rezerwowego i jego danych teleadresowych, prawie tego URDSR do
wypowiedzenia umowy lub odstąpienia od umowy (w przypadku URDSR będących
konsumentami) oraz o miejscu opublikowania przez sprzedawcę rezerwowego
innych warunków rezerwowej umowy kompleksowej, w tym ceny.
02.09.2016 r.
Strona 126 z 275
A.7.8.
Po zawarciu rezerwowej umowy kompleksowej w trybie określonym w niniejszym
rozdziale, realizacja tej umowy oraz spełnienie obowiązków wobec URDSR
zgodnie z ustawą z dnia 30 maja 2014r. o prawach konsumenta, dokonywane są
bezpośrednio pomiędzy sprzedawcą rezerwowym a tymi URDSR.
A.7.9.
Rezerwowa umowa kompleksowa wchodzi w życie z dniem zawarcia i obowiązuje
od dnia rozpoczęcia świadczenia rezerwowej usługi kompleksowej.
A.7.10.
Rezerwowa umowa kompleksowa może zostać w każdym czasie wypowiedziana
przez URDSR z zachowaniem 14-dniowego okresu wypowiedzenia. Sprzedawca
zobowiązuje się każdorazowo powiadamiać innogy Stoen Operator o zakończeniu
obowiązywania rezerwowej umowy kompleksowej zawartej z URDSR, w terminie
2 dni roboczych od daty otrzymania wypowiedzenia, a od momentu uruchomienia
CSWI i wejścia w życie załącznika nr 4 do IRiESD, powiadomienie realizowane
będzie zgodnie z pkt. F’.1.7. tego Załącznika oraz Załącznikiem nr 5 do IRiESD.
A.7.11.
innogy Stoen Operator udostępni sprzedawcy rezerwowemu odczyty wskazań
układu pomiarowo-rozliczeniowego na dzień rozwiązania rezerwowej umowy
kompleksowej.
A.7.12.
Rezerwowa umowa kompleksowa ulega rozwiązaniu z dniem rozpoczęcia,
zgodnie z IRiESD, świadczenia usługi kompleksowej albo sprzedaży energii
elektrycznej, na podstawie umowy zawartej z wybranym przez URDSR
sprzedawcą.
A.7.13.
Sprzedawca będzie każdorazowo informował innogy Stoen Operator o
zaprzestaniu obowiązywania rezerwowej umowy kompleksowej z URD w
gospodarstwie domowym przyłączonym do sieci elektroenergetycznej innogy
Stoen Operator o napięciu do 1 kV, a innogy Stoen Operator udostępni
sprzedawcy odczyty wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego na dzień
rozwiązania rezerwowej umowy kompleksowej.
A.7.14.
Okres rozliczeniowy odpowiada okresowi obowiązywania rezerwowej umowy
kompleksowej. Sprzedawca rezerwowy wystawi URD w gospodarstwie domowym
przyłączonym do sieci elektroenergetycznej innogy Stoen Operator o napięciu do
1 kV fakturę w ciągu 7 dni kalendarzowych od zakończenia okresu
rozliczeniowego, wskazując w niej termin płatności i numer rachunku bankowego.
A.8. ZASADY REZERWOWEJ SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ
DLA URD KTÓRZY MAJĄ ZAWARTE UMOWY DYSTRYBUCJI
A.8.1.
Działając na podstawie upoważnienia zawartego w umowie dystrybucyjnej innogy
Stoen Operator zawrze w imieniu i na rzecz URD, rezerwową umowę sprzedaży ze
wskazanym przez URD w umowie dystrybucyjnej sprzedawcą rezerwowym,
w przypadkach:
02.09.2016 r.
Strona 127 z 275
1) trwałej lub przemijającej utraty przez sprzedawcę lub przez podmiot
odpowiedzialny za bilansowanie handlowe wskazany przez sprzedawcę
możliwości działania na rynku bilansującym,
2) utraty przez sprzedawcę możliwości sprzedaży energii elektrycznej,
3) zakończenia umowy sprzedaży zgodnie z IRiESD-Bilansowanie
i niezgłoszenia lub nieskutecznego zgłoszenia do realizacji innogy Stoen
Operator przez sprzedawcę umowy sprzedaży zawartej z URD,
z zastrzeżeniem okoliczności wskazanych w pkt. A.8.2.
Zawarcie rezerwowej umowy sprzedaży następuje poprzez złożenie przez innogy
Stoen Operator oświadczenia, o którym mowa w pkt. A.8.5.
A.8.2.
innogy Stoen Operator nie zawrze rezerwowej umowy sprzedaży w sytuacji:
1) wstrzymania dostarczania energii elektrycznej do URD, w przypadkach,
o których mowa w art. 6a ust. 3 i art. 6b ust. 1, ust. 2 lub ust. 4 ustawy Prawo
energetyczne, albo wydania przez sąd polubowny wyroku dotyczącego
wstrzymania dostarczania na niekorzyść odbiorcy w gospodarstwie domowym
lub wydania niekorzystnej dla tego odbiorcy decyzji przez Prezesa URE,
2) wyprowadzenia URD z PPE (zakończenia na wniosek URD świadczenia usług
dystrybucji wraz z fizycznym odłączeniem PPE od sieci innogy Stoen
Operator).
A.8.3.
Warunkiem zawarcia rezerwowej umowy sprzedaży przez innogy Stoen Operator,
jest wskazanie przez URD sprzedawcy rezerwowego z zastrzeżeniem
pkt. A.8.4.1), wybranego z wykazu o którym mowa w pkt. A.3.8., innego niż
sprzedawca będący stroną umowy sprzedaży. Wskazanie sprzedawcy
rezerwowego lub zmiana tego wskazania, może również nastąpić w zgłoszeniu
umowy sprzedaży, które zostało pozytywnie zweryfikowane przez innogy Stoen
Operator.
A.8.4.
Jeżeli dla URD w gospodarstwach domowych przyłączonych do sieci
elektroenergetycznej innogy Stoen Operator, innogy Stoen Operator stwierdzi, że
zaistniała którakolwiek z przyczyn wskazanych w pkt. A.8.1., z zastrzeżeniem
pkt. A.8.2., a:
1) ten URD nie wskaże sprzedawcy rezerwowego, albo
2) wybrany sprzedawca rezerwowy nie będzie mógł zrealizować rezerwowej
umowy sprzedaży,
innogy Stoen Operator zawrze w imieniu tego URD rezerwową umowę
sprzedaży ze sprzedawcą wykonującym na jego obszarze zadania
sprzedawcy z urzędu na podstawie upoważnienia zawartego w umowie
dystrybucyjnej. Zawarcie tej umowy następuje poprzez złożenie przez
innogy Stoen Operator oświadczenia, o którym mowa w pkt. A.8.5.
02.09.2016 r.
Strona 128 z 275
A.8.5.
W razie zaistnienia podstaw do rozpoczęcia przez sprzedawcę sprzedaży
rezerwowej na rzecz URD, innogy Stoen Operator złoży sprzedawcy w imieniu i
na rzecz tego URD oświadczenie o przyjęciu oferty na warunkach określonych
przez sprzedawcę, w tym wynikających z cennika sprzedawcy rezerwowego:
1) w przypadku, o którym mowa w pkt, A.8.1. ppkt. 3) – nie później niż w dniu
poprzedzającym dzień rozpoczęcia przez sprzedawcę sprzedaży energii
elektrycznej;
2) w pozostałych przypadkach, o których mowa w pkt, A.8.1. – nie później niż
w terminie 3 dni roboczych od stwierdzenia którejkolwiek z przesłanek do
zawarcia rezerwowej umowy sprzedaży.
W przypadku gdy URD jest konsumentem warunkiem rozpoczęcia sprzedaży
rezerwowej jest zawarcie w oświadczeniu, o którym mowa powyżej, żądania URD
rozpoczęcia świadczenia sprzedaży rezerwowej przed upływem 14-dniowego
okresu odstąpienia od umowy
A.8.6.
W terminie 5 dni roboczych od złożenia sprzedawcy przez innogy Stoen Operator
oświadczenia, o którym mowa w pkt. A.8.5., innogy Stoen Operator wyśle URD
informację o przyczynach zawarcia rezerwowej umowy sprzedaży, osobie
sprzedawcy rezerwowego i jego danych teleadresowych, prawie tego URD do
wypowiedzenia umowy lub odstąpienia od umowy (w przypadku URD będących
konsumentami) oraz o miejscu opublikowania przez sprzedawcę rezerwowego
innych warunków rezerwowej umowy sprzedaży, w tym ceny.
A.8.7.
Po zawarciu rezerwowej umowy sprzedaży w trybie określonym w niniejszym
rozdziale, realizacja tej umowy oraz spełnienie obowiązków wobec URD
będących konsumentami zgodnie z ustawą z dnia 30 maja 2014r. o prawach
konsumenta, dokonywane są bezpośrednio pomiędzy sprzedawcą rezerwowym
a tymi URD.
A.8.8.
Rezerwowa umowa sprzedaży jest realizowana przez innogy Stoen Operator
z dniem rozpoczęcia, zgodnie z IRiESD, sprzedaży energii elektrycznej, na
podstawie umowy zawartej z wybranym przez URD sprzedawcą.
A.8.9.
Sprzedawca zobowiązuje się powiadamiać innogy Stoen Operator o zakończeniu
rezerwowej umowy sprzedaży zgodnie z pkt. D.1.7.
A.8.10.
innogy Stoen Operator udostępni sprzedawcy odczyty wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego na dzień rozwiązania rezerwowej umowy sprzedaży.
Jednocześnie innogy Stoen Operator udostępnia sprzedawcy rezerwowemu
odczyty wskazań podobnie jak przy zmianie sprzedawcy.
A.9. ZASADY WYMIANY INFORMACJI
02.09.2016 r.
Strona 129 z 275
A.9.1.
Wymiana informacji między innogy Stoen Operator i sprzedawcami odbywa się
poprzez dedykowany system informatyczny innogy Stoen Operator, zgodnie
z dokumentem „Standardy wymiany informacji” (SWI), opublikowanym na
stronie internetowej innogy Stoen Operator.
O zmianie „Standardów wymiany informacji” innogy Stoen Operator informuje
sprzedawców, posiadających podpisaną GUD lub GUD-K, na min. 90 dni
kalendarzowych przed ich wejściem w życie oraz publikuje je na swojej stronie
internetowej, o ile zmiany te wynikają z potrzeb innogy Stoen Operator.
W przypadku, gdy zmiany „Standardów wymiany informacji” wynikają ze zmian
przepisów prawa, innogy Stoen Operator informuje sprzedawców, posiadających
podpisaną GUD lub GUD-K, o terminie wejścia w życie zmian „Standardów
wymiany informacji”, które wynikają z tych zmian prawnych.
A.9.2.
System informatyczny innogy Stoen Operator. o którym mowa w pkt. A.9.1.,
będzie funkcjonował do momentu uruchomienia Centralnego Systemu Wymiany
Informacji (CSWI).
O uruchomieniu CSWI, innogy Stoen Operator poinformuje sprzedawców
posiadających zawartą GUD lub GUD-K oraz POB, z co najmniej 180 dniowym
wyprzedzeniem: W momencie uruchomienia CSWI:
a) zapisy Załącznika nr 4 zastąpią zapisy pkt. D, E oraz F,
b) ulega wykreśleniu pkt. A.1.6.
A.9.3.
Zasady funkcjonowania CSWI, w tym zasady wymiany informacji poprzez CSWI,
zostały opisane w „Standardach Wymiany Informacji CSWI” (zwanych dalej
„Standardami CSWI”) oraz niniejszej IRiESD. Standardy CSWI zamieszczone są
na stronie internetowej innogy Stoen Operator.
A.9.4.
O zmianie Standardów CSWI, innogy Stoen Operator informuje sprzedawców
posiadających zawartą GUD lub GUD-K oraz umowę dystrybucji z POB, na min.
90 dni kalendarzowych przed ich wejściem w życie oraz publikuje je na swojej
stronie internetowej, o ile zmiany te wynikają z potrzeb innogy Stoen Operator lub
zgłoszonych uwag o których mowa w pkt. D’.3 Załącznika nr 6. W przypadku, gdy
zmiany Standardów CSWI wynikają ze zmian przepisów prawa, innogy Stoen
Operator informuje ww. podmioty o terminie wejścia w życie zmian, które
wynikają z tych zmian prawnych.
B. ZASADY ZAWIERANIA UMÓW DYSTRYBUCJI Z URD
B.1.
Umowa dystrybucji zawierana jest na wniosek URDO lub podmiotu przyłączanego
do sieci innogy Stoen Operator. Wzór wniosku jest przygotowywany przez innogy
Stoen Operator i opublikowany na stronie internetowej innogy Stoen Operator.
B.2.
innogy Stoen Operator w terminie:
a) do 7 dni kalendarzowych od dnia złożenia wniosku o zawarcie umowy – dla
URDO w gospodarstwie domowym,
02.09.2016 r.
Strona 130 z 275
b) do 21 dni kalendarzowych od dnia złożenia wniosku o zawarcie umowy – dla
pozostałych URDO;
wysyła:
• parafowaną umowę dystrybucji w formie papierowej na adres wskazany
przez URDo we wniosku o zawarcie umowy o świadczenie usług
dystrybucji , albo
• umowę dystrybucji w formie elektronicznej na adres poczty elektronicznej
wskazany przez URDo we wniosku o świadczenie usług dystrybucji.
Podpisana jednostronnie przez URDO umowa o świadczenie usług dystrybucji,
w treści wysłanej przez innogy Stoen Operator i uzgodnionej przez innogy Stoen
Operator i URDO, powinna być dostarczona do innogy Stoen Operator nie później
niż do dnia otrzymania przez innogy Stoen Operator powiadomienia, o którym
mowa w pkt D.2.4., z zastrzeżeniem pkt B.7.
B.3.
Umowa dystrybucji wchodzi w życie w dniu rozpoczęcia sprzedaży energii przez
sprzedawcę, z którym URDO ma zawartą umowę sprzedaży energii elektrycznej
lub w dniu rozpoczęcia sprzedaży rezerwowej, w przypadku gdy umowa
sprzedaży energii zawarta przez URDO ze sprzedawcą nie będzie mogła być
realizowana.
B.4.
Zasady świadczenia usług dystrybucji przez innogy Stoen Operator dla URD
posiadających zawarte umowy kompleksowe, określa się w umowie zawieranej
pomiędzy innogy Stoen Operator a sprzedawcą oraz w IRiESD.
B.5.
W przypadku zawarcia przez URDO z wybranym sprzedawcą umowy
kompleksowej, z dniem rozpoczęcia świadczenia usługi kompleksowej zgodnie
z IRiESD-Bilansowanie, umowa ta w części dotyczącej świadczenia usług
dystrybucji zastępuje dotychczasową umowę o świadczenie usług dystrybucji
zawartą z innogy Stoen Operator, której stroną był ten URDO. Dotychczasowa
umowa o świadczenie usług dystrybucji ulega z tym dniem rozwiązaniu.
B.6.
Zasady zgłaszania umów sprzedaży energii elektrycznej oraz umów
kompleksowych, w tym terminy rozpoczęcia sprzedaży energii lub świadczenia
usługi kompleksowej, określa rozdział F.
B.7.
Dla URDO posiadającego umowę kompleksową, dopuszcza się zawarcie umowy
o świadczenie usług dystrybucji poprzez złożenie przez upoważnionego
sprzedawcę działającego w imieniu i na rzecz tego URDO wraz
z powiadomieniem, o którym mowa w pkt D.2.4., oświadczenia o posiadaniu
oświadczenia woli URDO (według wzoru zamieszczonego na stronie internetowej
innogy Stoen Operator) obejmującego zgodę URDO na zawarcie umowy
o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej z innogy Stoen Operator, na
warunkach wynikających z:
02.09.2016 r.
Strona 131 z 275
a) wzoru umowy o świadczenie usług dystrybucji zamieszczonego na stronie
internetowej innogy Stoen Operator i stanowiącego integralną część wzoru
oświadczenia,
b) taryfy innogy Stoen Operator oraz IRiESD zamieszczonych na stronie
internetowej innogy Stoen Operator,
c) dotychczasowej umowy kompleksowej w zakresie warunków technicznych
świadczenia usług dystrybucji, grupy taryfowej oraz okresu rozliczeniowego,
o ile postanowienia umowy kompleksowej w tym zakresie nie są sprzeczne
z taryfą innogy Stoen Operator oraz wzorem umowy, o którym mowa powyżej
w ppkt. a).
Z dniem złożenia przez sprzedawcę oświadczenia, o którym mowa powyżej,
następuje zawarcie umowy o świadczenie usług dystrybucji pomiędzy URDO
i innogy Stoen Operator, bez konieczności składania dodatkowych oświadczeń,
pod warunkiem pozytywnej weryfikacji powiadomienia o którym mowa w pkt.
D.2.4. W takim przypadku innogy Stoen Operator, w terminie 21 dni
kalendarzowych od dnia otrzymania oświadczenia, przekazuje sprzedawcy
upoważnionemu przez URDO potwierdzenie treści zawartej umowy o świadczenie
usług dystrybucji.
Na każde żądanie innogy Stoen Operator sprzedawca jest zobowiązany do
przedłożenia innogy Stoen Operator oryginału oświadczenia URDo albo kopii tego
oświadczenia której zgodność z oryginałem zostanie stwierdzona przez
upoważnionego pracownika Sprzedawcy, w terminie do 7 dni od dnia otrzymania
żądania. Przedłożenie może nastąpić za pośrednictwem operatora pocztowego,
przesyłką kurierską lub w inny ustalony miedzy OSD i sprzedawcą sposób.
B.8.
W przypadku zawarcia przez URDO z innogy Stoen Operator umowy o
świadczenie usług dystrybucji, z dniem rozpoczęcia świadczenia usługi
dystrybucji w ramach tej umowy, dotychczasowa umowa kompleksowa przestaje
być realizowana przez innogy Stoen Operator.
B.9.
Umowa o świadczenie usług dystrybucji z URDW jest zawierana na wniosek,
o którym mowa w pkt. B.1., po wskazaniu POB przez URDW.
Wskazanie POB następuje zgodnie z zapisami rozdziału E.
B.10.
Świadczenie usług dystrybucji odbywa się na podstawie tylko jednej umowy
tj. umowy o świadczenie usług dystrybucji albo umowy kompleksowej.
B.11.
innogy Stoen Operator zamieszcza na swojej stronie internetowej wykaz
informacji, które zgodnie z art.12 ust. 1 ustawy z dnia 30 maja 2014r. o prawach
konsumenta (Dz. U. z 2014r., poz. 827) winny być przekazane konsumentowi
zamierzającemu zawrzeć umowę dystrybucji z innogy Stoen Operator.
02.09.2016 r.
Strona 132 z 275
C. ZASADY WYZNACZANIA, PRZEKAZYWANIA I UDOSTĘPNIANIA
DANYCH POMIAROWYCH
C.1. WYZNACZANIE ORAZ PRZEKAZYWANIE DANYCH POMIAROWYCH
I POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH.
C.1.1.
innogy Stoen Operator na obszarze swojego działania administruje danymi
pomiarowymi i realizuje zadania Operatora Pomiarów w rozumieniu IRiESP,
w zakresie FPP przypisanych do MB, które składają się na jednostkę grafikową
będącą w posiadaniu innogy Stoen Operator.
innogy Stoen Operator może zlecić realizację niektórych funkcji Operatora
Pomiarów innemu podmiotowi.
C.1.2.
Administrowanie przez innogy Stoen Operator danymi pomiarowymi w obszarze
sieci dystrybucyjnej polega na wyznaczaniu ilości dostaw energii dla potrzeb
rozliczeń na Rynku Bilansującym, Rynku Detalicznym oraz usług dystrybucyjnych
i obejmuje następujące zadania:
a) eksploatacja i rozwój Lokalnego Systemu Pomiarowo-Rozliczeniowego
(LSPR), służącego pozyskiwaniu, przetwarzaniu oraz zarządzaniu danymi
pomiarowymi,
b) akwizycja danych pomiarowych z układów pomiarowo-rozliczeniowych energii
elektrycznej zainstalowanych w sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator,
c) wyznaczanie ilości dostaw energii elektrycznej w
rzeczywistych miejscach dostarczania energii elektrycznej,
poszczególnych
d) udostępnianie OSP, sąsiednim OSDp, POB, sprzedawcom oraz URD danych
pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych,
e) rozpatrywanie reklamacji, zgłaszanych przez podmioty wymienione w ppkt d),
dotyczących przyporządkowanych im ilości dostarczanej energii elektrycznej
i wprowadzanie niezbędnych korekt w wymagających tego przypadkach.
C.1.3.
innogy Stoen Operator pozyskuje dane pomiarowe i wyznacza rzeczywiste ilości
dostaw energii elektrycznej poprzez Lokalny System Pomiarowo-Rozliczeniowy
(LSPR). innogy Stoen Operator pozyskuje te dane w postaci:
a) godzinowego pobrania/oddania energii przez URD wyznaczonego na podstawie
profilu energii pochodzącego z liczników – dane godzinowe,
b) okresowych stanów (wskazań) liczydeł liczników energii.
Ilości energii, które ze względu na dokładność nie zostały zarejestrowane w okresie
rozliczeniowym powinny zostać przeniesione do następnego okresu.
02.09.2016 r.
Strona 133 z 275
Dane pomiarowe o których mowa:
1) powyżej w lit. a), innogy Stoen Operator pozyskuje nie rzadziej niż 1 raz
w miesiącu w przypadku układów pomiarowo-rozliczeniowych ze zdalną
transmisją danych pomiarowych oraz nie rzadziej niż 1 raz w okresie
rozliczeniowym usług dystrybucyjnych w przypadku układów pomiaroworozliczeniowych nie posiadających zdalnej transmisji danych pomiarowych,
2) w powyższej lit. b), innogy Stoen Operator pozyskuje w cyklach zgodnych
z okresem rozliczeniowym usług dystrybucji energii elektrycznej będących
przedmiotem umów dystrybucyjnych zawartych pomiędzy innogy Stoen
Operator, a URD lub umów kompleksowych zawartych pomiędzy sprzedawcą
a URD w gospodarstwach domowych. Okres rozliczeniowy wynika
z przyjętego przez innogy Stoen Operator harmonogramu odczytów wskazań
układów pomiarowo-rozliczeniowych i jest określany w umowach
dystrybucyjnych lub w umowach kompleksowych.
C.1.4.
innogy Stoen Operator wyznacza rzeczywiste godzinowe ilości energii, o których
mowa w pkt C.1.2. lit. c) i C.1.2. lit. d), w podziale na energię pobraną z sieci
i oddaną do sieci dystrybucyjnej.
C.1.5.
innogy Stoen Operator wyznacza ilości energii wynikające 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 IRiESD, w przypadku awarii układu
pomiarowego lub systemu transmisji danych lub braku układu transmisji
danych lub,
c) danych szacunkowych w przypadku nowo przyłączanych URD, do czasu
pozyskania danych rzeczywistych lub,
d) standardowych profili zużycia (o których mowa w rozdziale G.), ilości energii
wyznaczonych w sposób określony w ppkt. a), b) lub c) oraz algorytmów
agregacji dla tych punktów poboru z sieci dystrybucyjnej, którym został
przyporządkowany standardowy profil zużycia.
C.1.6.
Do określenia ilości energii elektrycznej wprowadzanej do sieci lub pobranej z sieci
wykorzystuje się w pierwszej kolejności podstawowe układy pomiaroworozliczeniowe. W przypadku ich awarii lub wadliwego działania w następnej
kolejności wykorzystywane są, jeżeli są zainstalowane, rezerwowe układy
pomiarowo-rozliczeniowe.
C.1.7.
W przypadku awarii lub wadliwego działania układów pomiarowo-rozliczeniowych
lub braku możliwości pozyskania przez innogy Stoen Operator wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego URD lub danych pomiarowych URD, ilość energii
elektrycznej wprowadzanej do lub pobieranej z sieci określa się, na podstawie:
02.09.2016 r.
Strona 134 z 275
1) dla danych o których mowa w pkt. C.1.3 a):
a. współczynników
korekcji
właściwych
dla
stwierdzonej
nieprawidłowości lub awarii (o ile jest możliwe ich określenie) lub,
b. ilości energii elektrycznej w odpowiedniej godzinie i dniu tygodnia
poprzedzającego awarię lub tygodnia następującego po usunięciu awarii
z uwzględnieniem sezonowości poboru energii elektrycznej
2) dla danych o których mowa w pkt. C.1.3 b):
a. odczytu wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego dokonanego przez
URD, zweryfikowanego i przyjętego przez innogy Stoen Operator,
lub
b. ostatniego posiadanego przez innogy Stoen Operator odczytu wskazań
układu pomiarowo-rozliczeniowego URD, przeliczonego na podstawie
przyznanego standardowego profilu zużycia energii elektrycznej lub
średniodobowego zużycia energii w ostatnim okresie rozliczeniowym,
za który innogy Stoen Operator posiada odczytane wskazania.
Rzeczywiste dane pomiarowe innogy Stoen Operator udostępnia niezwłocznie po
ich uzyskaniu.
W przypadku braku możliwości pozyskania przez innogy Stoen Operator
rzeczywistych odczytów wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych
z przyczyn niezależnych od innogy Stoen Operator, innogy Stoen Operator
wzywa URD do umożliwienia dostępu do układu pomiarowo-rozliczeniowego:
i. po upływie trzech kolejnych okresów rozliczeniowych od dnia uzyskania
danych pomiarowych z fizycznych punktów pomiarowych- dla URD
posiadających okresy rozliczeniowe nie dłuższe niż 4 miesiące,
ii. po upływie 12 miesięcy od dnia uzyskania danych pomiarowych
z fizycznych punktów pomiarowych – dla pozostałych URD.
C.1.8.
W przypadku braku danych pomiarowych, spowodowanych brakiem lub awarią
układu transmisji danych pomiarowych lub zakłóceniem w procesie zdalnego
pozyskiwania danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych, innogy Stoen
Operator w procesie udostępniania danych pomiarowych może wykorzystać dane
wyznaczone zgodnie z IRiESD.
C.1.9.
Dane pomiarowe i pomiarowo-rozliczeniowe udostępniane są przez innogy Stoen
Operator dla podmiotów posiadających zawarte generalne umowy dystrybucji
poprzez systemy wymiany informacji innogy Stoen Operator, oraz na fakturach
rozliczeniowych dla URD, z którymi ma zawarte umowy dystrybucji, na zasadach
i w terminach określonych w niniejszej IRiESD.
C.1.10.
Na potrzeby rozliczeń Rynku Bilansującego, innogy Stoen Operator wyznacza
i udostępnia godzinowe dane pomiarowe i pomiarowo-rozliczeniowe dla:
02.09.2016 r.
Strona 135 z 275
a) OSP jako zagregowane MB rynku bilansującego, zgodnie z zasadami
i terminami określonymi w IRiESP,
b) POB jako zagregowane MB rynku bilansującego i MDD bilansowanych
sprzedawców i URDW,
c) sprzedawców jako zagregowane MDD,
zachowując zgodność przekazywanych danych ww. podmiotom.
C.1.11.
Na potrzeby rozliczeń Rynku Detalicznego, innogy Stoen Operator udostępnia
następujące dane pomiarowe:
a)
b)
Sprzedawcom:
•
o zużyciu energii elektrycznej przez odbiorców w okresie
rozliczeniowym usług dystrybucyjnych oraz w każdym przypadku
wpływającym na rozliczenie usługi dystrybucji pomiędzy sprzedawcą
a URD, zmiany grupy taryfowej, wymiany układu pomiaroworozliczeniowego, zmiany odbiorcy, także w formie okresowych
stanów (wskazań) liczydeł liczników energii elektrycznej,
umożliwiające wyznaczenie rzeczywistego zużycia energii
elektrycznej poszczególnych URD – przekazywane do piątego dnia
roboczego po zakończeniu okresu rozliczeniowego usług
dystrybucyjnych
•
za zgodą URD będącego osobą fizyczną, dane godzinowe URD po
ich uzyskaniu przez innogy Stoen Operator, zgodnie z pkt. C.1.3.a).
URD:
•
o zużyciu w PPE za okres rozliczeniowy lub umożliwiające wyznaczenie
rzeczywistego zużycia energii elektrycznej, przekazywane wraz z fakturą
za usługi dystrybucyjne,
•
godzinowe URD – na zlecenie URD, na zasadach i warunkach
określonych w umowie dystrybucyjnej lub odrębnej umowie zawartej
pomiędzy URD a innogy Stoen Operator.
Zachowując zgodność przekazywanych danych ww. podmiotom. Dane pomiarowe
są udostępniane z dokładnością do 1kWh.
C.1.12.
innogy Stoen Operator udostępnia sprzedawcy dane pomiarowe o których mowa
w pkt. C.1.11.a) oraz wstępne dane pomiarowe (tylko w przypadku ich
pozyskiwania przez innogy Stoen Operator. Wstępne dane pomiarowe nie są
podstawą do rozliczeń. Szczegółowe zasady udostępniania wstępnych danych
pomiarowych mogą zostać określone w GUD lub GUD-K.
C.1.13.
Dane pomiarowe wyznaczone na potrzeby rozliczeń:
02.09.2016 r.
Strona 136 z 275
1) Rynku Bilansującego, korygowane są w przypadku:
a)
b)
c)
pozyskania danych rzeczywistych w miejsce szacowanych,
korekty danych składowych,
rozpatrzenia reklamacji w zakresie poprawności danych,
i zgłaszane są w najbliższym cyklu korekty rozliczeń na Rynku Bilansującym.
W przypadku korekty danych pomiarowych, innogy Stoen Operator
przekazuje skorygowane dane także do podmiotów wymienionych w pkt
C.1.10. b) i c).
2) URD, korygowane są w przypadku:
a) pozyskania danych rzeczywistych w miejsce szacowanych,
b) korekty danych składowych,
c) rozpatrzenia reklamacji w zakresie poprawności danych,
W przypadku korekty danych pomiarowych, innogy Stoen Operator
przekazuje sprzedawcy skorygowane dane.
innogy Stoen Operator dokonuje korekty za cały okres, w którym
występowały błędy odczytu lub wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego
albo inne nieprawidłowości.
C.1.14.
URD, sprzedawcy, OSDn oraz POB mają prawo wystąpić do innogy Stoen
Operator z wnioskiem o dokonanie korekty danych pomiarowych w terminach i na
zasadach określonych w rozdziale H niniejszej IRiESD-Bilansowanie.
C.1.15.
innogy Stoen Operator wyznacza energię rzeczywistą w Miejscach Bilansowania
typu MBOSD oraz MBZW na podstawie zapisów IRiESP oraz umowy przesyłowej
zawartej z OSP oraz odpowiednio umowy zawartej pomiędzy parą OSDp.
C.1.16.
Wymiana informacji pomiarowych pomiędzy innogy Stoen Operator a sprzedawcą,
odbywa się z wykorzystaniem kodu PPE.
C.1.17.
innogy Stoen Operator nie później niż do dziesięciu dni od dnia rozpoczęcia
sprzedaży energii elektrycznej lub świadczenia usługi kompleksowej przez
sprzedawcę, udostępnia sprzedawcy wskazania układu pomiarowo-rozliczeniowego
URD na dzień rozpoczęcia sprzedaży energii lub świadczenia usługi kompleksowej
przez sprzedawcę.
innogy Stoen Operator nie później niż do dziesięciu dni od dnia zakończenia
sprzedaży energii elektrycznej lub świadczenia usługi kompleksowej przez
sprzedawcę, udostępnia sprzedawcy wskazania układu pomiarowo-rozliczeniowego
URD na dzień zakończenia sprzedaży energii lub świadczenia usługi kompleksowej
przez sprzedawcę oraz dane dotyczące ilości zużytej energii elektrycznej URD
w okresie od zakończenia ostatniego okresu rozliczeniowego do dnia zakończenia
sprzedaży energii lub świadczenia usługi kompleksowej przez sprzedawcę.
02.09.2016 r.
Strona 137 z 275
C.1.18.
innogy Stoen Operator wraz z fakturą za świadczone usługi dystrybucji przedstawia
URD informacje o:
1) wielkości zużycia energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym URD;
2) sposobie dokonania odczytu układu pomiarowo-rozliczeniowego, czy był to
odczyt fizyczny lub zdalny dokonany przez upoważnionego przedstawiciela
OSD, albo odczyt dokonany i zgłoszony przez URD;
3) sposobie wyznaczenia wielkości zużycia energii elektrycznej w sytuacji, gdy
okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc i gdy pierwszy lub ostatni dzień
okresu rozliczeniowego nie pokrywa się z datami odczytów układu pomiaroworozliczeniowego lub gdy w trakcie trwania okresu rozliczeniowego nastąpiła
zmiana cen lub stawek opłat, albo o miejscu, w którym są dostępne te
informacje.
C.1.19.
innogy Stoen Operator po zakończeniu okresu rozliczeniowego usług dystrybucji
URD, przedstawia sprzedawcy świadczącemu usługę kompleksową informacje o:
1) wielkości zużycia energii elektrycznej w okresie rozliczeniowym URD;
2) sposobie dokonania odczytu układu pomiarowo-rozliczeniowego, czy był to
odczyt fizyczny lub zdalny dokonany przez upoważnionego przedstawiciela
OSD, albo odczyt dokonany i zgłoszony przez URD;
3) sposobie wyznaczenia wielkości zużycia energii elektrycznej w sytuacji, gdy
okres rozliczeniowy jest dłuższy niż miesiąc i gdy pierwszy lub ostatni dzień
okresu rozliczeniowego nie pokrywa się z datami odczytów układu pomiaroworozliczeniowego lub gdy w trakcie trwania okresu rozliczeniowego nastąpiła
zmiana cen lub stawek opłat, albo o miejscu, w którym są dostępne te
informacje.
C.2. ZASADY WYZNACZANIA, PRZEKAZYWANIA I UDOSTĘPNIANIA DANYCH
DLA MDD URBSD (METODA DOBOWA)
C.2.1.
C.2.2.
Określenie ilości energii elektrycznej dla MDD URBSD wymaga realizacji
następujących działań:
1) określenie ilości energii elektrycznej dla MB zdefiniowanych na obszarze
innogy Stoen Operator, z wyłączeniem MDD URBSD;
2) określenie ilości energii elektrycznej pobranej na pokrycie różnicy bilansowej
dla n-tej Doby handlowej;
3) wyznaczenie ilości energii elektrycznej dla MDD URBSD dla n-tej Doby
handlowej;
4) korygowanie ilości energii elektrycznej dla MDD URBSD oraz ilości energii
elektrycznej dla JGBI innogy Stoen Operator.
Ilości energii elektrycznej dla MB zdefiniowanych na obszarze innogy Stoen
Operator wyznaczane są w następujących cyklach:
a) Podstawowym – podczas którego od n+1 do n+4 Doby handlowej, innogy
02.09.2016 r.
Strona 138 z 275
b)
C.2.3.
C.2.4.
C.2.5.
Stoen Operator wyznacza ilości energii elektrycznej dla n-tej Doby handlowej;
wyznaczone ilości energii elektrycznej zgłaszane są do OSP i stanowią
podstawę do rozliczeń na Rynku Bilansującym;
Korygującym – podczas którego innogy Stoen Operator koryguje wyznaczone
wcześniej ilości energii elektrycznej; wyznaczone ilości energii elektrycznej
zgłaszane są do OSP i stanowią podstawę do rozliczeń korygujących na Rynku
Bilansującym, z zastrzeżeniem pkt C.2.3.
Ilości energii elektrycznej dla MDD URBSD wyznaczone w cyklu korygującym,
zgłaszane są do POB URBSD i stanowią podstawę rozliczeń pomiędzy innogy Stoen
Operator oraz POB URBSD.
Określanie ilości energii elektrycznej dla MB zdefiniowanych na obszarze innogy
Stoen Operator, z wyłączeniem MDD URBSD, odbywa się zgodnie z zasadami
opisanymi w pkt C.1 „Wyznaczanie i przekazywanie danych pomiarowych
i pomiarowo-rozliczeniowych”.
W cyklu podstawowym, ilości energii elektrycznej pobranej na pokrycie różnicy
bilansowej dla h-tej godziny n-tej Doby handlowej, wyznacza się według
następujących zasad:
a) ilość energii elektrycznej pobranej na pokrycie różnicy bilansowej w h-tej
godzinie n-tej Doby handlowej wyznaczana jest od n+1 do n+4 Dobie
handlowej, na podstawie zapotrzebowania na energię elektryczną na obszarze
innogy Stoen Operator;
b) ilość energii elektrycznej pobranej na pokrycie różnicy bilansowej w h-tej
godzinie n-tej Doby handlowej, określa się korzystając z następującej
zależności:
ERBh = K RB ∗ Z OSDh
gdzie:
ilość energii elektrycznej pobranej na pokrycie różnicy
bilansowej w h-tej godzinie n-tej Doby handlowej;
K RB
współczynnik określony zgodnie z zależnością
przedstawioną
w pkt C.2.6;
zapotrzebowanie na energię elektryczną na obszarze
Z OSDh
innogy Stoen Operator w h-tej godzinie n-tej Doby
handlowej określone zgodnie z zależnością przedstawiona
w pkt C.2.7.;
c) wyznaczona zgodnie z zależnością określoną w podpunkcie b) ilość energii
elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej, stanowi podstawę do wyznaczenia
ilości dostaw energii elektrycznej MDD URBSD dla h-tej godziny n-tej Doby
handlowej.
Wartość współczynnika KRB dla okresu rozliczeniowego zdefiniowanego przez
innogy Stoen Operator, określa się na podstawie danych zawartych w sprawozdaniu
E RBh
C.2.6.
02.09.2016 r.
Strona 139 z 275
G-10.7 dla okresu rozliczeniowego zdefiniowanego przez innogy Stoen Operator,
korzystając z następującej zależności:
E RBs
K RB = + / −
+/ −
+/ −
+/ −
+/ −
EOSPs + EWYTs + EOSDs
+ EURD
_ Ws + EWMs
gdzie:
ERBs
C.2.7.
średnia ilość energii elektrycznej pobrana na pokrycie różnicy
bilansowej, w tym na pokrycie strat technicznych powstałych
w wyniku dystrybucji energii elektrycznej oraz nielegalnego
poboru energii elektrycznej, w okresie rozliczeniowym
zdefiniowanym przez innogy Stoen Operator, z ostatnich
trzech lat kalendarzowych;
+ /−
E OSPs
średnia ilość energii elektrycznej wprowadzona/pobrana do/z
sieci innogy Stoen Operator z/do sieci OSP, w okresie
rozliczeniowym zdefiniowanym przez innogy Stoen Operator
zgodna z danymi przyjętymi do rozliczeń na Rynku
Bilansującym, z ostatnich trzech lat kalendarzowych;
+ /−
EWYTs
sieci innogy Stoen Operator przez wytwórców, w okresie
rozliczeniowym zdefiniowanym przez innogy Stoen Operator,
+/−
EOSDs
sieci innogy Stoen Operator przez innych OSD, w okresie
rozliczeniowym zdefiniowanym przez innogy Stoen Operator,
+ /−
E URD
_ Ws
sieci innogy Stoen Operator przez URDW, w punktach
niezakwalifikowanych do obszaru Rynku Bilansującego, w
okresie rozliczeniowym zdefiniowanym przez innogy Stoen
Operator, z ostatnich trzech lat kalendarzowych.
+/−
EWMs
sieci innogy Stoen Operator w ramach wymiany
międzynarodowej, zgodna z danymi przyjętymi do rozliczeń
na Rynku Bilansującym, z ostatnich trzech lat
kalendarzowych.
Zapotrzebowanie na energię elektryczną na obszarze innogy Stoen Operator, w h-tej
godzinie n-tej Doby handlowej, określa się zgodnie z zależnością:
+ /−
+ /−
+ /−
+ /−
+ /−
Z OSDh = E OSPh
+ E WYTh
+ E OSDh
+ E URD
_ Wh + E WMh
gdzie:
+ /−
EOSPh
ilość energii elektrycznej wprowadzona/pobrana do/z sieci
02.09.2016 r.
Strona 140 z 275
C.2.8.
innogy Stoen Operator z/do sieci OSP, w h-tej godzinie n-tej
Doby handlowej, zgodna z danymi przyjętymi do rozliczeń na
Rynku Bilansującym;
+ /−
EWYTh
innogy Stoen Operator przez wytwórców, w h-tej godzinie ntej Doby handlowej, zgodna z danymi przyjętymi do rozliczeń
na Rynku Bilansującym;
+ /−
EOSDh
innogy Stoen Operator przez innych OSD, w h-tej godzinie ntej Doby handlowej, zgodna z danymi przyjętymi do rozliczeń
+ /−
E URD
innogy Stoen Operator przez URDW, w h-tej godzinie n-tej
Doby handlowej, w punktach niezakwalifikowanych do
obszaru Rynku Bilansującego.
+/−
EWMh
innogy Stoen Operator w ramach wymiany międzynarodowej,
w h-tej godzinie n-tej Doby handlowej, zgodna z danymi
przyjętymi do rozliczeń na Rynku Bilansującym
W cyklu podstawowym ilości energii elektrycznej dla MDD URBSD; dla h-tej
godziny n-tej Doby handlowej określa się korzystając z następującej zależności:
+ /−
+ /−
+ /−
+ /−
+ /−
+ /−
− /+
E URB _ SDh = E OSPh
+ E WYTh
+ E OSDh
+ E URB
_ OKh + E URD _ Wh + E WMh − E URD _ Ph − E RBh − E URD _ P
gdzie:
+ /−
EOSPh
+ /−
EWYTh
+ /−
EOSDh
+ /−
E URB
_ OKh
+ /−
E URD
_ Wh
innogy Stoen Operator z/do sieci OSP, w h-tej godzinie n-tej
innogy Stoen Operator przez wytwórców, w h-tej godzinie ntej Doby handlowej, zgodna z danymi przyjętymi do rozliczeń
innogy Stoen Operator przez innych OSD, w h-tej godzinie ntej Doby handlowej, zgodna z danymi przyjętymi do rozliczeń
innogy Stoen Operator przez Uczestników Rynku
Bilansującego typu Odbiorca Końcowy, w h-tej godzinie n-tej
02.09.2016 r.
Strona 141 z 275
C.2.9.
C.2.10.
C.2.11.
C.2.12.
C.2.13.
innogy Stoen Operator przez URDw, w punktach
niezakwalifikowanych do obszaru Rynku Bilansującego, dla
których POB URBSD nie prowadzi bilansowania handlowego
w h-tej godzinie n-tej Doby handlowej;
+/−
EWMh
innogy Stoen Operator w ramach wymiany międzynarodowej,
w h-tej godzinie n-tej Doby handlowej, zgodna z danymi
przyjętymi do rozliczeń na Rynku Bilansującym;
− /+
ilość energii elektrycznej pobrana z sieci innogy Stoen
E URD _ Ph
Operator przez URD, dla których URBSD nie jest Podmiotem
Odpowiedzialnym za Bilansowanie, w h-tej godzinie n-tej
Doby handlowej;
ilość energii elektrycznej na pokrycie różnicy bilansowej
ERBh
innogy Stoen Operator, wyznaczona przy wykorzystaniu
zależności przedstawionej w pkt C.2.5., w h-tej godzinie n-tej
Doby handlowej;
–
ilość energii elektrycznej pobrana z sieci innogy Stoen Operator
E URD _ P
przez URD dla których URBSD nie jest sprzedawcą, a zapewnia
jedynie bilansowanie handlowe, w h-tej godzinie n-tej Doby
handlowej.
Ilość energii elektrycznej dla MB POB URBSD, na które składa się MDD URBSD
wyznaczone zgodnie z zależnością przedstawioną w pkt C.2.8. oraz ilość energii
elektrycznej dla MB innych URB na obszarze innogy Stoen Operator, są zgłaszane
do OSP jako rzeczywiste ilości energii i stanowią podstawę do rozliczeń na Rynku
Bilansującym.
Ilości energii elektrycznej dla JGBI innogy Stoen Operator na Rynku Bilansującym,
zgodnie z IRiESP-Bilansowanie, wyznacza się jako wielkość domykająca bilans
energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator.
Korygowanie ilości energii elektrycznej dla MDD URBSD oraz ilości energii
elektrycznej dla JGBI innogy Stoen Operator odbywa się dla okresu rozliczeniowego
zdefiniowanego przez innogy Stoen Operator (korekta wstępna) oraz dla roku
kalendarzowego (korekta ostateczna).
Korygowanie ilości energii elektrycznej, o których mowa w pkt C.2.11., dokonuje
się w trybie korekt przewidzianych w IRiESP, na podstawie danych zawartych
w przyjętych sprawozdaniach G-10.4k/G-10.7, przy czym:
a) korekta wstępna odbywa się przy wykorzystaniu danych zawartych
w sprawozdaniu G-10.4k/G-10.7 i dotyczy wszystkich dekad zakończonego
okresu rozliczeniowego zdefiniowanego przez innogy Stoen Operator;
b) korekta roczna odbywa się przy wykorzystaniu danych zawartych
w sprawozdaniu G-10.4k/G-10.7 i dotyczy wszystkich dekad zakończonego
roku kalendarzowego.
Korygowanie ilości energii elektrycznej dla MDD URBSD oraz ilości energii
02.09.2016 r.
Strona 142 z 275
elektrycznej dla JGBI innogy Stoen Operator, odbywa się według następującego
algorytmu:
a) dla okresu rozliczeniowego zdefiniowanego przez innogy Stoen Operator lub
roku kalendarzowego, innogy Stoen Operator wyznacza ilość energii
elektrycznej zaewidencjonowaną dla odbiorców obsługiwanych przez URBSD,
korzystając z zależności:
EURB _ SDm = E SD _ URDm + E SD _ Wm + E SD _ PWm
gdzie:
Operator przez URD, dla których URBSD zapewnia
bilansowanie
handlowe,
zgodna
z
danymi
zaewidencjonowanymi przez innogy Stoen Operator w mtym okresie;
–
E SD _ Wm
innogy Stoen Operator przez URDW, dla których URBSD
zapewnia bilansowanie handlowe, zgodna z danymi
zaewidencjonowanymi przez innogy Stoen Operator w mtym okresie;
–
E SD _ PWm
Operator przez URBSD i zużyta na potrzeby własne
URBSD, zgodna z danymi zaewidencjonowanymi przez
innogy Stoen Operator w m-tym okresie.
b) innogy Stoen Operator określa różnicę pomiędzy ilością energii elektrycznej
wyznaczaną zgodnie z zależnością przedstawioną w podpunkcie a), a sumą
ilości energii elektrycznej zgłoszoną do OSP na Rynek Bilansujący,
wykorzystując następującą zależność:
E SD _ URDm
–
H
∆EURB _ SDm = EURB _ SDm − ∑ EURB _ SDh
h =1
– ilość energii elektrycznej zaewidencjonowana przez innogy
Stoen Operator na odbiorców obsługiwanych przez URBSD
w m-tym okresie;
– ilość energii elektrycznej dla MDD URBSD, dla h-tej godziny
EURB _ SDh
n-tej Doby handlowej m-tego okresu;
– liczba godzin w m-tym okresie.
H
c) ilość energii elektrycznej, wyznaczona zgodnie z zależnością przedstawioną
w podpunkcie b), stanowi podstawę do rozliczeń korygujących pomiędzy POB
URBSD a innogy Stoen Operator.
E URB _ SDm
02.09.2016 r.
Strona 143 z 275
D. PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY ORAZ ZASADY UDZIELANIA
INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW
D.1. WYMAGANIA OGÓLNE
D.1.1.
Procedura zmiany sprzedawcy energii elektrycznej zawarta w niniejszym
rozdziale, dotyczy URD przyłączonych do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen
Operator, nie objętych obszarem Rynku Bilansującego.
D.1.2.
W dniu złożenia powiadomienia, o którym mowa w pkt. D.2.4., URD powinien
mieć zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej z
innogy Stoen Operator albo umowę kompleksową z nowym sprzedawcą.
D.1.3.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe podmiotów chcących skorzystać z prawa
wyboru sprzedawcy muszą spełniać postanowienia IRiESD na dzień złożenia
powiadomienia, o którym mowa w pkt D.2.4., z uwzględnieniem możliwości
uzupełnienia braków formalnych w terminach o których mowa w pkt D.2.7.
i D.2.8.
D.1.4.
Przy każdej zmianie sprzedawcy przez URD, dokonywany jest odczyt wskazań
układu pomiarowo-rozliczeniowego. Ustalenie wskazań układu pomiaroworozliczeniowego na dzień zmiany sprzedawcy, dokonywane jest na podstawie
odczytu wykonanego przez innogy Stoen Operator maksymalnie z
pięciodniowym wyprzedzeniem lub opóźnieniem.
Dla URD przyłączonych do sieci innogy Stoen Operator na niskim napięciu,
innogy Stoen Operator może ustalić wskazania układu pomiaroworozliczeniowego na dzień zmiany sprzedawcy również na podstawie:
1) odczytu wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego dokonanego przez URD
na dzień zmiany sprzedawcy i przekazanego do innogy Stoen Operator
najpóźniej jeden dzień po zmianie sprzedawcy oraz zweryfikowanego
i przyjętego przez innogy Stoen Operator,
a w przypadku braku możliwości ustalenia wskazań układu pomiaroworozliczeniowego w sposób, o którym mowa w pkt 1,
2) ostatniego posiadanego przez innogy Stoen Operator odczytu wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego URD, jednak nie starszego niż 3 miesiące,
przeliczonego na dzień zmiany sprzedawcy na podstawie przyznanego profilu
lub średniodobowego zużycia energii w ostatnim okresie rozliczeniowym
usług dystrybucji za który innogy Stoen Operator posiada odczytane
wskazania.
D.1.5.
Zmiana sprzedawcy tj. przyjęcie przez innogy Stoen Operator do realizacji nowej
umowy sprzedaży lub umowy kompleksowej zawartej pomiędzy URD
a sprzedawcą, dokonywana jest zgodnie z procedurą opisaną w pkt D.2.
D.1.6.
URD może mieć dla jednego PPE zawartą dowolną liczbę umów sprzedaży
02.09.2016 r.
Strona 144 z 275
energii elektrycznej. W umowie o świadczenie usług dystrybucji URD wskazuje
jednak tylko jednego ze swoich sprzedawców, który dokonuje powiadomienia,
o którym mowa w pkt F.1.1. Energia elektryczna zmierzona w PPE URD, będzie
wykazywana na MB POB wskazanego w GUD przez tego sprzedawcę.
D.1.7.
Sprzedawca nie później niż na 21 dni kalendarzowych przed zaprzestaniem
sprzedaży energii elektrycznej lub świadczenia usługi kompleksowej, informuje
innogy Stoen Operator o dacie rozwiązania lub wygaśnięcia umowy sprzedaży
lub umowy kompleksowej.
W przypadku nie dotrzymania przez sprzedawcę tego terminu, innogy Stoen
Operator będzie realizował dotychczasową umowę sprzedaży lub umowę
kompleksową do 21 dnia kalendarzowego od uzyskania tej informacji przez
innogy Stoen Operator od sprzedawcy, chyba, że w terminie wcześniejszym
nastąpi zmiana sprzedawcy.
D.1.8.
URD może mieć w danym okresie dla jednego PPE zawartą obowiązującą tylko
jedną umowę kompleksową albo o świadczenie usług dystrybucji.
D.1.9.
Wymiana informacji między innogy Stoen Operator i sprzedawcami odbywa się
poprzez dedykowany system informatyczny innogy Stoen Operator., zgodnie
z dokumentem „Standardy wymiany informacji” (SWI), opublikowanym na
stronie internetowej innogy Stoen Operator.
O zmianie „Standardów wymiany informacji” innogy Stoen Operator informuje
sprzedawców, posiadających podpisaną GUD lub GUD-K, na min. 90 dni
kalendarzowych przed ich wejściem w życie oraz publikuje je na swojej stronie
internetowej o ile zmiany te wynikają z potrzeb innogy Stoen Operator.
W przypadku, gdy zmiany „Standardów wymiany informacji” wynikają ze zmian
przepisów prawa, innogy Stoen Operator informuje sprzedawców, posiadających
podpisaną GUD lub GUD-K, o terminie wejścia w życie zmian „Standardów
wymiany informacji”, który wynika z tych zmian prawnych.
D.1.10.
Zmiana sprzedawcy nie może powodować pogorszenia technicznych warunków
świadczenia usługi dystrybucji energii elektrycznej.
D.2. PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY PRZEZ ODBIORCĘ
D.2.1.
Warunkiem koniecznym umożliwiającym zmianę sprzedawcy przez URD jest
spełnienie wymagań określonych w pkt D.1. oraz zawarcie:
a) umowy o świadczenie usług dystrybucji pomiędzy innogy Stoen Operator,
a URD – w przypadku zawarcia przez URD umowy sprzedaży, albo
b) umowy kompleksowej pomiędzy sprzedawcą a URD = w przypadku zawarcia
przez URD umowy kompleksowej.
D.2.2.
URD dokonuje wyboru sprzedawcy i zawiera z nim umowę sprzedaży energii
elektrycznej albo umowę kompleksową.
02.09.2016 r.
Strona 145 z 275
Umowa sprzedaży lub umowa kompleksowa zawierana jest przed rozwiązaniem
umowy sprzedaży lub umowy kompleksowej, zawartej przez tego URD
z dotychczasowym sprzedawcą.
D.2.3.
URD lub upoważniony przez niego nowy sprzedawca energii elektrycznej
wypowiada umowę sprzedaży lub umowę kompleksową zawartą z
dotychczasowym sprzedawcą energii elektrycznej.
D.2.4.
Nowy sprzedawca energii elektrycznej w imieniu własnym oraz URD,
powiadamia innogy Stoen Operator o zawarciu umowy sprzedaży energii
elektrycznej lub umowy kompleksowej oraz o planowanym terminie rozpoczęcia
sprzedaży energii elektrycznej, nie późniejszym niż 90 dni kalendarzowych od
dnia złożenia powiadomienia. Powiadomienie składa się, poprzez dedykowany
system informatyczny innogy Stoen Operator, nie później niż na 21 dni
kalendarzowych przed planowanym terminem wejścia w życie umowy sprzedaży
Dodatkowo URD może dokonać powiadomienia innogy Stoen Operator
o zawarciu umowy sprzedaży lub umowy kompleksowej, poprzez złożenie
wniosku (wzór wniosku powiadomienia jest publikowany na stronie
internetowej innogy Stoen Operator oraz udostępniany w punktach obsługi klienta
innogy Stoen Operator).
D.2.5.
Sprzedawca zobowiązany jest uzyskać pełnomocnictwo URD na dokonanie
powiadomienia innogy Stoen Operator, o którym mowa w pkt D.2.4., w imieniu
URD oraz złożyć innogy Stoen Operator oświadczenie o fakcie posiadania tego
pełnomocnictwa.
D.2.6.
innogy Stoen Operator w terminie nie dłuższym niż 5 dni roboczych od dnia
otrzymania powiadomienia o którym mowa w pkt D.2.4., dokonuje jego
weryfikacji oraz informuje podmiot który przedłożył powiadomienie o wyniku
weryfikacji.
innogy Stoen Operator dokonuje weryfikacji, zgodnie z zapisami rozdziału F.
D.2.7.
Jeżeli powiadomienie, o którym mowa w pkt D.2.4. zawiera błędy lub braki
formalne innogy Stoen Operator informuje o tym sprzedawcę, który przedłożył
powiadomienie w terminie nie dłuższym niż 5 dni roboczych od dnia otrzymania
tego powiadomienia, wykazując wszystkie braki i informując o konieczności ich
uzupełnienia.
D.2.8.
Jeżeli błędy lub braki formalne, o których mowa w pkt D.2.7. nie zostaną
uzupełnione w terminie nie dłuższym niż 5 dni roboczych, innogy Stoen
Operator dokonuje negatywnej weryfikacji powiadomienia o którym mowa w
pkt D.2.4., informując o tym sprzedawcę który przedłożył powiadomienie.
D.2.9.
Zmiana sprzedawcy i rozpoczęcie sprzedaży energii elektrycznej lub usługi
kompleksowej przez nowego sprzedawcę następuje nie później niż w terminie 21 dni
kalendarzowych od dnia dokonania powiadomienia, o którym mowa w pkt D.2.4. pod
02.09.2016 r.
Strona 146 z 275
warunkiem jego pozytywnej weryfikacji przez innogy Stoen Operator, chyba, że
w powiadomieniu określony został termin późniejszy, z zastrzeżeniem terminów
o których mowa w pkt D.2.4.
D.2.10.
innogy Stoen Operator przekazuje do URD informację o przyjęciu do realizacji nowej
umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej wraz z oznaczeniem
nowego sprzedawcy.
D.2.11.
Zmiana sprzedawcy nie wymaga potwierdzenia rozwiązania umowy sprzedaży energii
elektrycznej lub umowy kompleksowej przez dotychczasowego sprzedawcę. Informacja
od dotychczasowego sprzedawcy o braku możliwości rozwiązania umowy
sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej nie wstrzymuje procesu
zmiany sprzedawcy.
D.3. ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW
D.3.1.
innogy Stoen Operator udziela informacji użytkownikom systemu oraz
podmiotom ubiegającym się o przyłączenie do sieci nt. świadczonych usług
dystrybucji oraz zasad i procedur zmiany sprzedawcy.
D.3.2.
Informacje ogólne udostępnione są przez innogy Stoen Operator:
a) na stronach internetowych innogy Stoen Operator,
b) w niniejszej IRiESD opublikowanej na stronach internetowych innogy Stoen
Operator,
c) w punktach obsługi klienta.
D.3.3.
W celu uzyskania szczegółowych informacji odbiorca może złożyć zapytanie
następującymi drogami:
a)
osobiście w punkcie obsługi klienta,
b)
listownie na adres innogy Stoen Operator,
c)
pocztą elektroniczną,
d)
faksem,
e)
telefonicznie.
innogy Stoen Operator udziela odbiorcy odpowiedzi dotyczących informacji
szczegółowych taką drogą, jaką zostało złożone zapytanie, chyba że odbiorca
wskaże inną drogę udzielenia odpowiedzi.
D.3.4.
innogy Stoen Operator informuje odbiorców o warunkach zmiany sprzedawcy,
a w szczególności o:
a) uwarunkowaniach formalno-prawnych,
b) ogólnych zasadach funkcjonowania rynku bilansującego,
02.09.2016 r.
Strona 147 z 275
c) procedurze zmiany sprzedawcy,
d) wymaganych umowach,
e) prawach i obowiązkach podmiotów korzystających z prawa wyboru
sprzedawcy,
f) procedurach powiadamiania o zawartych umowach sprzedaży energii
elektrycznej lub umowach kompleksowych oraz weryfikacji powiadomień,
g) zasadach ustanawiania
bilansowanie handlowe,
i
zmiany
podmiotów
odpowiedzialnych
za
h) warunkach świadczenia usług dystrybucyjnych.
D.3.5.
Adresy pocztowe, adresy email oraz numery faksu niezbędne do kontaktu z
innogy Stoen Operator zamieszczone są na stronie internetowej innogy Stoen
Operator oraz na fakturach wystawianych przez innogy Stoen Operator.
D.3.6.
innogy Stoen Operator oraz sprzedawcy umieszczają nr PPE na wystawianych przez
siebie fakturach dla URD z tytułu sprzedaży energii elektrycznej, świadczonych usług
dystrybucji lub świadczonej usługi kompleksowej.
02.09.2016 r.
Strona 148 z 275
E. ZASADY BILANSOWANIA HANDLOWEGO W OBSZARZE RYNKU
DETALICZNEGO
E.1.
Procedura ustanawiania i zmiany podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie
handlowe (POB) przebiega zgodnie z zapisami IRiESD-Bilansowanie oraz
IRiESP-Bilansowanie.
POB jest ustanawiany przez:
1) Sprzedawcę, który zamierza sprzedawać energię elektryczną URD typu
odbiorca (URDO), przyłączonemu do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen
Operator;
2) URD typu wytwórca (URDW), przyłączonego do sieci dystrybucyjnej innogy
Stoen Operator.
URDO wskazuje w umowie dystrybucyjnej zawartej z innogy Stoen Operator,
ustanowionego przez sprzedawcę POB, który będzie bilansował handlowo punkty
poboru energii (PPE) tego URDO.
E.2.
Proces zmiany POB odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe sprzedawcy lub
URDW, jest realizowany według następującej procedury:
1) Sprzedawca lub URDW powiadamia innogy Stoen Operator, na formularzu
zgodnym ze wzorem określonym w umowie dystrybucji, który jest
zamieszczony na stronie internetowej innogy Stoen Operator i, o planowanym
przejęciu odpowiedzialności za bilansowanie handlowe tego sprzedawcy lub
URDW przez nowego POB; formularz ten powinien zostać podpisany zarówno
przez nowego POB jak i sprzedawcę lub URDW;
2) innogy Stoen Operator dokonuje weryfikacji wypełnienia powiadomienia
w ciągu 5 dni roboczych po jego otrzymaniu, pod względem poprawności
i zgodności z zawartymi umowami dystrybucyjnymi;
3) innogy Stoen Operator, w przypadku pozytywnej weryfikacji:
a) niezwłocznie informuje dotychczasowego POB o dacie, w której przestaje
pełnić funkcję POB oraz dokonuje aktualizacji stosownych postanowień
umowy dystrybucji z tym POB,
b) niezwłocznie informuje sprzedawcę lub URDW oraz nowego POB o dacie,
w której następuje zmiana POB,
c) przyporządkowuje w swoich systemach informatycznych obsługi rynku
energii PPE URDO posiadających umowę sprzedaży ze sprzedawcą lub
miejsca dostarczania URDW do MB JGO, którą dysponuje nowy POB;
4) innogy Stoen Operator, w przypadku negatywnej weryfikacji zgłoszenia
o którym mowa w ppkt 1), informuje niezwłocznie nowego POB oraz
sprzedawcę lub URDW o przyczynach negatywnej weryfikacji.
02.09.2016 r.
Strona 149 z 275
E.3.
Zmiana podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe następuje
z pierwszym dniem kolejnej dekady miesiąca, następującej po dacie pozytywnej
weryfikacji zgłoszenia o której mowa w pkt E.2.2), jednak nie wcześniej niż po 10
dniach kalendarzowych od powyższej daty, z zastrzeżeniem pkt E.5.
Powyższe terminy nie dotyczą przypadku utraty POB przez sprzedawcę lub
URDW w związku z zaprzestaniem lub zawieszeniem działalności przez
dotychczasowego POB na rynku bilansującym, jeżeli sprzedawca lub URDW
przekaże innogy Stoen Operator powiadomienie, o którym mowa w pkt E.2.1).
przed terminem zaprzestania lub zawieszenia działalności na rynku bilansującym
przez dotychczasowego POB. W takim przypadku zmiana POB następuje po
dokonaniu przez innogy Stoen Operator pozytywnej weryfikacji otrzymanego
powiadomienia pod względem poprawności i zgodności z zawartymi umowami,
w terminie zaprzestania lub zawieszenia działalności przez dotychczasowego POB
na rynku bilansującym.
E.4.
Z dniem zmiany POB, innogy Stoen Operator przeprowadza zmiany w
konfiguracji i strukturze obiektowej i podmiotowej rynku detalicznego, które
obejmują POB przekazującego odpowiedzialność za bilansowanie handlowe
(dotychczasowy POB) i POB przejmującego tą odpowiedzialność (nowy POB), z
uwzględnieniem że:
1) każdy PPE danego URD powinien być przyporządkowany tylko do jednego
MDD;
2) każdy MDD powinien być przyporządkowany tylko do jednego MB;
3) URDW mogą być bilansowani handlowo tylko w MBW;
4) URDO mogą być bilansowani handlowo tylko w MBO.
E.5.
Jeżeli innogy Stoen Operator otrzyma powiadomienie, o którym mowa
w pkt E.2.1), od sprzedawcy lub URDW przed datą nadania i uaktywnienia na
rynku bilansującym, zgodnie z zasadami określonymi w IRiESP, MB nowego
POB w sieci dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, wówczas weryfikacja
powiadomienia o zmianie POB jest negatywna.
E.6.
Z zastrzeżeniem pkt E.2. – E.4., w przypadku, gdy POB wskazany przez
sprzedawcę lub URDW jako odpowiedzialny za jego bilansowanie handlowe,
zaprzestanie niezależnie od przyczyny 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 URDO lub na innogy Stoen
Operator w przypadku utraty POB przez URDW. Jednocześnie z tym dniem
sprzedaż energii lub świadczenie rezerwowej usługi kompleksowej do URDO
przejmuje sprzedawca rezerwowy.
E.7.
Jeżeli sprzedaży energii do URDO, w przypadku o którym mowa w pkt E.6., nie
przejmie sprzedawca rezerwowy lub URDO utraci sprzedawcę rezerwowego albo
02.09.2016 r.
Strona 150 z 275
sprzedawca rezerwowy utraci wskazanego przez siebie POB jako
odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe, wówczas URDO traci sprzedawcę
rezerwowego. W takim przypadku sposób i zasady rozliczenia określone są
w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej
pomiędzy innogy Stoen Operator a URDO.
Dla URD w gospodarstwach domowych, w przypadku o którym mowa w akapicie
poprzednim, sprzedaż przejmuje sprzedawca z urzędu.
E.8.
Jeżeli URDW utraci wskazany przez siebie podmiot odpowiedzialny za jego
bilansowanie handlowe, wówczas URDW, w porozumieniu z innogy Stoen
Operator, winien zaprzestać wprowadzania energii do sieci dystrybucyjnej innogy
Stoen Operator, a innogy Stoen Operator ma prawo do wyłączenia tego URDW,
bez ponoszenia przez innogy Stoen Operator odpowiedzialności z tego tytułu.
Sposób i zasady rozliczenia energii niezbilansowania w okresie poprzedzającym
zaprzestanie wprowadzenia energii do sieci dystrybucyjnej, określone są
w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawartej
pomiędzy innogy Stoen Operator a URDW.
E.9.
innogy Stoen Operator niezwłocznie po uzyskaniu od OSP informacji
o planowanym zaprzestaniu działalności na rynku bilansującym przez POB
powiadamia sprzedawcę lub URDW, którzy wskazali tego POB jako
odpowiedzialnego za ich bilansowanie handlowe, o braku możliwości
bilansowania handlowego przez wskazanego POB. W takim przypadku
sprzedawca lub URDW jest zobowiązany do zmiany POB. Zmiana ta musi
nastąpić przed ww. terminem planowanego zaprzestania działalności na RB przez
dotychczasowego POB, z zachowaniem postanowień niniejszego rozdziału E.
E.10.
POB odpowiedzialny za bilansowanie sprzedawcy lub URDW jest zobowiązany do
natychmiastowego skutecznego poinformowania innogy Stoen Operator
i sprzedawcy lub URDW, który go wskazał, o zaprzestaniu działalności na RB.
E.11.
Powiadomienie innogy Stoen Operator o rozwiązaniu umowy o świadczenie
usługi bilansowania handlowego pomiędzy POB i sprzedawcą lub POB i URDW
powinno nastąpić niezwłocznie po uzyskaniu takich informacji przez
zainteresowane Strony, jednak nie później niż 15 dni kalendarzowych przed
planowanym zakończeniem świadczenia usługi bilansowania handlowego.
02.09.2016 r.
Strona 151 z 275
F. PROCEDURA POWIADAMIANIA O ZAWARTYCH
SPRZEDAŻY ORAZ UMOWACH KOMPLEKSOWYCH
UMOWACH
F.1. OGÓLNE ZASADY POWIADAMIANIA
F.1.1.
Powiadamianie o zawartych umowach sprzedaży lub umowach kompleksowych
dokonywane jest zgodnie z pkt D.2.
innogy Stoen Operator przyjmuje od sprzedawców powyższe powiadomienia
o zawartych umowach sprzedaży lub umowach kompleksowych poprzez
dedykowany system informatyczny innogy Stoen Operator umożliwiający
wymianę informacji, danych i dokumentów.
F.1.2.
Powiadomienia dokonuje się na formularzu określonym przez innogy Stoen
Operator.
F.1.3.
Zawartość formularza powiadomienia o którym mowa w pkt F.1.2. określa
Załącznik nr 2 do IRiESD.
F.1.4.
Proces zmiany sprzedawcy, o którym mowa w rozdziale D, rozpoczyna się od dnia
otrzymania przez innogy Stoen Operator od sprzedawcy powiadomienia, o którym
mowa w pkt F.1.1.
F.1.5.
Strony umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej są
zobowiązane do informowania innogy Stoen Operator o zmianach dokonanych
w ww. umowach, w zakresie danych określonych w załączniku o którym mowa
w pkt F.1.3. Powiadomienia należy dokonać poprzez dedykowany system
informatyczny na formularzu określonym przez innogy Stoen Operator w SWI, z
co najmniej 7-mio dniowym (dotyczy dni kalendarzowych) wyprzedzeniem.
F.1.6.
Dla umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów kompleksowych dotyczących
nowego PPE, sprzedawca zgłasza je do innogy Stoen Operator za pośrednictwem
powiadomienia, o którym mowa w pkt D.2.4. Weryfikacja powiadomienia
następuje w terminie 5 dni roboczych od daty złożenia przez URD do OSD
kompletnego zgłoszenia gotowości instalacji odbiorczej do przyłączenia do sieci
innogy Stoen Operator zgodnie ze wzorem zamieszczonym na stronie internetowej
innogy Stoen Operator oraz zawarcia umowy kompleksowej lub umowy
o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, z uwzględnieniem
możliwości korekty błędów i uzupełnienia braków formalnych w terminach,
o których mowa w pkt D.2.7. i D.2.8. W przypadku błędnego lub niekompletnego
powiadomienia OSD poinformuje Sprzedawcę o negatywnej weryfikacji
powiadomienia. W przypadku pozytywnej weryfikacji powiadomienia, OSD,
w terminie określonym w umowie o przyłączenie lub w innym terminie
uzgodnionym z URD, dokona załączenia pod napięcie wykonanej przez URD
instalacji elektrycznej. innogy Stoen Operator powiadomi Sprzedawcę o dacie
rozpoczęcia realizacji zgłoszonej przez niego umowy sprzedaży w terminie 5 dni
roboczych od daty załączenia pod napięcie wykonanej przez URD instalacji
02.09.2016 r.
Strona 152 z 275
elektrycznej.
Dla umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów kompleksowych dotyczących
nowego URD w danym PPE, sprzedawca zgłasza je do innogy Stoen Operator za
pośrednictwem powiadomienia, o którym mowa w pkt D.2.4. Weryfikacja
powiadomienia następuje w okresie 5 dni roboczych od dnia otrzymania
powiadomienia przez innogy Stoen Operator, z uwzględnieniem możliwości
korekty błędów i uzupełnienia braków formalnych w terminach, o których mowa
w pkt D.2.7. i D.2.8.
F.1.7.
Rozdzielenie umowy kompleksowej na umowę sprzedaży oraz umowę
dystrybucyjną bez dokonywania zmiany sprzedawcy, wymaga zgłoszenia umowy
sprzedaży na zasadach i w trybie określonym w pkt D. Rozdzielenie umowy
kompleksowej nie wymaga dostosowania układów pomiarowo-rozliczeniowych do
wymagań określonych w IRiESD i rozporządzeniu w sprawie szczegółowych
warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
F.2. WERYFIKACJA POWIADOMIEŃ
F.2.1.
innogy Stoen Operator dokonuje weryfikacji otrzymanych powiadomień
o zawartych umowach sprzedaży energii elektrycznej lub umowach
kompleksowych, pod względem ich kompletności, zgodności z umowami
o których mowa w pkt A.4.3. oraz zgodności z zasadami opisanymi w IRiESD.
F.2.2.
innogy Stoen Operator przekazuje do sprzedawcy informację o pozytywnym lub
negatywnym wyniku przeprowadzonej weryfikacji w postaci odpowiedniego kodu.
Listę kodów zawiera Załącznik nr 3 do IRiESD.
W przypadku pozytywnej weryfikacji powiadomienia, innogy Stoen Operator
przekazuje do URD informację o przyjęciu do realizacji nowej umowy sprzedaży
energii elektrycznej lub umowy kompleksowej wraz z oznaczeniem nowego
sprzedawcy.
F.2.3.
Ponowne rozpatrzenie powiadomienia, w przypadku weryfikacji negatywnej
o której mowa w pkt D.2.8., wymaga zgłoszenia umowy zgodnie z pkt F.1.1.
F.2.4.
W przypadku pozytywnej weryfikacji powiadomień o zawartych umowach
sprzedaży energii elektrycznej lub o umowach kompleksowych, o których mowa
w pkt F.1.1., innogy Stoen Operator przystępuje do konfiguracji Punktów
Dostarczania Energii (PDE) należących do URD oraz do MDD wchodzących
w skład MB przyporządkowanego POB.
02.09.2016 r.
Strona 153 z 275
G. ZASADY WYZNACZANIA, PRZYDZIELANIA
STANDARDOWYCH PROFILI ZUŻYCIA
I
WERYFIKACJI
G.1.
innogy Stoen Operator określa i wykorzystuje standardowe profile zużycia (profile
lub PS) na podstawie pomierzonych zmienności obciążeń dobowych odbiorców
kontrolnych objętych pomiarami zmienności obciążenia, wytypowanych przez
innogy Stoen Operator spośród odbiorców przyłączonych bezpośrednio do sieci
dystrybucyjnej w Polsce o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz
mocy umownej nie większej niż 40 kW, przy zastosowaniu technik statystyki
matematycznej. Profile te są określone w Tablicach od Tablicy 1. do Tablicy 7.
G.2.
Dla odbiorców, o których mowa w pkt. G.1., którzy chcą skorzystać z prawa
wyboru sprzedawcy, innogy Stoen Operator na podstawie:
a) typu odbiorcy - grupy taryfowej w umowie dystrybucji,
b) historycznego lub przewidywanego rocznego zużycia energii elektrycznej,
c) parametrów technicznych przyłącza – liczba faz,
d) zastosowanego układu pomiarowo rozliczeniowego,
przydziela odpowiedni standardowy profil zużycia i planowaną ilość poboru energii
na rok kalendarzowy.
G.3.
Poza elementami umów określonymi w pkt A.4.3. również przydzielony dla
odbiorcy profil oraz planowana ilość poboru energii elektrycznej są elementami
generalnej umowy dystrybucyjnej zawartej przez sprzedawcę tego odbiorcy
profilowego z innogy Stoen Operator oraz umowy dystrybucyjnej zawartej przez
odbiorcę z innogy Stoen Operator.
G.4.
Sprzedawca, o którym mowa w pkt G.3., na podstawie zapisanych w umowie
dystrybucyjnej profili i planowanej ilość poboru energii elektrycznej, dokonuje
zgłoszeń umowy zgodnie z zapisami IRiESP.
Okres rozliczeniowy określany jest w generalnej umowie dystrybucyjnej pomiędzy
sprzedawcą a operatorem systemu dystrybucyjnego.
G.5.1.
W przypadku zmiany parametrów, o których mowa w pkt G.2. innogy Stoen
Operator dokonuje weryfikacji przydzielonego profilu oraz planowanej ilość poboru
energii elektrycznej i dokonuje odpowiednich zmian w umowach dystrybucyjnych,
o której mowa w pkt G.3.
G.5.2.
Odbiorcom profilowym, dla których przydzielono profile przed dniem wejścia
w życie niniejszej IRiESD, przydzielone zostają nowe profile zgodnie z kryteriami
zawartymi w poniższej tabeli:
02.09.2016 r.
Strona 154 z 275
G.6.
Dotychczasowy profil
Nowy profil zgodnie z niniejszą
IRiESD
A
G11
B
G12
C
G12
D
G12
E
C11
F
C11
G
C12A
H
C12B
I
R
Standardowe profile zużycia wyznaczone są dla następujących grup odbiorców:
Profil G11
Odbiorcy bytowo-komunalni, licznik jednostrefowy –
grupa taryfowa G11.
Profil G12
Odbiorcy bytowo-komunalni, licznik dwustrefowy – grupa
taryfowa G12.
Profil C11
Odbiorcy: lokal usługowy, licznik jednostrefowy, – grupa
taryfowa C11.
Profil C12a
Odbiorcy: lokal usługowy, licznik dwustrefowy (szczyt
i poza szczytem) – grupa taryfowa C12a.
Profil C12b
Odbiorcy: lokal usługowy, licznik dwustrefowy (dzień
i noc) – grupa C12b.
Profil R
Ryczałt.
Profil G12w Odbiorcy bytowo-komunalni, licznik dwustrefowy – grupa
taryfowa G12w.
02.09.2016 r.
Strona 155 z 275
G.7.
Ze względu na dzień tygodnia wyznaczone są wstępne profile standardowe na:
a)
b)
c)
d)
e)
G.8.
poniedziałek,
wtorek, środa, czwartek (wspólny profil),
piątek,
sobota,
niedziela (w tym dni świąteczne, z wyjątkami dla grupy taryfowej G12w
opisanymi w Tablicy 8.).
Ze względu na miesiące wyznaczone są wstępne profile standardowe na:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
l)
G.9.
styczeń,
luty,
marzec,
kwiecień,
maj,
czerwiec,
lipiec,
sierpień,
wrzesień,
październik,
listopad,
grudzień.
Wstępne profile standardowe zużycia dla poszczególnych miesięcy i dni tygodnia
przedstawione są w wielkościach względnych w Tablicach od Tablicy 1. do Tablicy
7.
G.10.1.
Profile standardowe zużycia wyznaczane są dla każdego dnia w roku na podstawie
skorygowanych wstępnych profili standardowych zużycia zgodnie z algorytmem
opisanym w pkt G.12, z uwzględnieniem wyjątków zawartych w kalendarzu
z Tablicy 8.
Tablica 8. będzie aktualizowana dla każdego następnego roku do 30 listopada roku
poprzedzającego.
G.10.2.
Algorytm wyznaczania profili standardowych zużycia:
a) Każdy miesiąc dzielony jest na trzy dekady:
i. I dekada – od 1-go do 10-go dnia miesiąca,
ii. II dekada – od 11-go do 20-go dnia miesiąca,
iii. III dekada – od 21-go do ostatniego dnia miesiąca.
b) Dla każdej dekady wyliczany jest skorygowany wstępny profil
standardowy zużycia PSWK wg wzorów (dotyczy każdego profilu):
02.09.2016 r.
Strona 156 z 275
PS WK , Idekada , n = 1 ⋅ PS W , n −1 + 2 ⋅ PS W , n
3
3
;
PSWK , IIdekada , n = PSW , n
;
PS WK , IIIdekada , n = 1 ⋅ PS W , n + 1 + 2 ⋅ PS W , n
3
3
;
gdzie:
PS WK , Idekada , n
- skorygowany wstępny profil standardowy zużycia dla dekady I
w miesiącu n,
PSWK , IIdekada , n
- skorygowany wstępny profil standardowy zużycia dla dekady II
w miesiącu n,
PSWK , IIIdekada , n
- skorygowany wstępny profil standardowy zużycia dla dekady III
w miesiącu n,
PSW
- wstępny profil standardowy zużycia w miesiącu n wg tablic 1-9,
przy czym:
•
•
G.10.3.
miesiącem n-1 dla miesiąca stycznia jest miesiąc grudzień zaś
miesiącem n+1 dla miesiąca grudnia jest miesiąc styczeń,
skorygowane wstępne profile standardowe zużycia są
zaokrąglane do czterech miejsc po przecinku zgodnie z ogólnymi
zasadami zaokrągleń.
Profile standardowe PS wyznaczane są dla każdego dnia w roku na podstawie
skorygowanych wstępnych profili standardowych z uwzględnieniem wyjątków
zawartych w kalendarzu z Tablicy 8.
Tablica 8. będzie aktualizowana dla każdego następnego roku do 30 listopada roku
poprzedzającego.
02.09.2016 r.
Strona 157 z 275
G.11.
W dniach zmiany czasu obowiązują zasady:
•
•
G.12.
w ostatnią niedzielę marca na godzinę drugą przyjmujemy
wartość 0 (zero),
w ostatnią niedzielę października na dodatkową godzinę drugą
przyjmujemy wartość z godziny drugiej.
Grafik URD profilowego w poszczególnej godzinie obliczamy wg wzoru:
El −k
Gi =
⋅ PSi
k
∑ PS
i
i =l
gdzie:
Gi - ilość energii w grafiku w godzinie i,
PSi
- względna ilość energii w godzinie i wg profilu standardowego,
El-k
- planowane zużycie energii danego odbiorcy w od godziny l do godziny k,
l - pierwsza godzina obowiązywania umowy sprzedaży (lub zadanego okresu
rozliczeniowego),
k - ostatnia godzina obowiązywania umowy sprzedaży (lub zadanego okresu
rozliczeniowego),
i
- i-ta godzina,
Wykaz profili obciążeń dla odbiorców profilowych przyłączonych do sieci innogy Stoen
Operator.
02.09.2016 r.
Strona 158 z 275
Tablica 1. (1/5)
Profil G11
Poniedziałek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
Grudzień
1
1
0,9754
0,9601
0,7266
0,7089
0,7039
0,7124
0,6972
0,685
0,7998
0,9073
1,0828
2
0,8633
0,8607
0,8521
0,6264
0,5931
0,5962
0,6067
0,5966
0,5852
0,6915
0,7993
0,9448
3
0,8127
0,8263
0,795
0,5812
0,5306
0,5319
0,5486
0,5385
0,5342
0,6463
0,7473
0,8775
4
0,782
0,8046
0,7681
0,549
0,4985
0,4952
0,5122
0,5031
0,4943
0,6205
0,7351
0,8495
5
0,7772
0,8047
0,7808
0,5518
0,4735
0,4156
0,439
0,4855
0,475
0,6107
0,7582
0,8781
6
0,7996
0,8339
0,7978
0,5411
0,4496
0,4124
0,4093
0,4285
0,4957
0,6443
0,8215
0,9404
7
0,9522
0,9119
0,8326
0,6017
0,5382
0,4856
0,4633
0,4629
0,5289
0,7212
0,8871
1,0177
8
1,0433
0,984
0,9353
0,7203
0,6574
0,6251
0,5678
0,5523
0,6326
0,788
0,9244
1,0802
9
1,1166
1,1183
1,0626
0,8226
0,7793
0,7348
0,6979
0,6722
0,7329
0,8691
0,9575
1,1563
10
1,2046
1,2116
1,133
0,9186
0,8477
0,8349
0,7969
0,7768
0,8099
0,9597
1,0498
1,2655
11
1,2469
1,2491
1,1605
0,9322
0,883
0,8619
0,8411
0,8312
0,8578
0,9857
1,117
1,3179
12
1,2199
1,195
1,119
0,9087
0,8745
0,8524
0,8388
0,8364
0,8406
0,9687
1,0655
1,3157
13
1,2558
1,2012
1,113
0,9043
0,8824
0,8697
0,8576
0,8448
0,8572
0,9621
1,0652
1,314
14
1,2752
1,2297
1,1446
0,9315
0,9163
0,8878
0,8996
0,8973
0,9072
1,0145
1,1248
1,3555
15
1,3196
1,2415
1,1738
0,9429
0,9356
0,8982
0,9189
0,9056
0,942
1,0534
1,1719
1,4435
16
1,487
1,3319
1,2374
0,9788
0,9704
0,9496
0,9527
0,9328
0,9905
1,0993
1,3184
1,6583
17
1,7351
1,4495
1,2529
0,967
0,9623
0,9371
0,9577
0,9264
0,9781
1,1556
1,6098
1,8371
18
1,8765
1,7811
1,4059
1,0043
0,99
0,9798
1,0202
0,9622
1,0486
1,3172
1,7464
1,9291
19
1,9511
1,8816
1,6586
1,0542
1,0195
0,9957
1,0375
1,0022
1,1519
1,5942
1,7965
1,9888
20
1,947
1,8771
1,7483
1,2431
1,0735
0,9967
1,0266
1,0517
1,397
1,6494
1,7945
1,9953
21
1,8826
1,8112
1,7308
1,4699
1,248
1,0451
1,0677
1,2422
1,422
1,5611
1,7092
1,9451
22
1,7942
1,7497
1,6654
1,4454
1,3808
1,2659
1,2115
1,2438
1,3137
1,4659
1,6194
1,8701
23
1,5124
1,4774
1,4033
1,2141
1,1746
1,1395
1,112
1,0578
1,0801
1,2407
1,4113
1,6472
24
1,1526
1,167
1,0679
0,8931
0,8725
0,8464
0,8663
0,803
0,8109
0,9663
1,113
1,3166
02.09.2016 r.
Strona 159 z 275
Tablica 1. (2/5)
Profil G11
wtorek, środa, czwartek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
0,8914
0,8943
0,8522
0,6645
0,6323
0,6296
0,6648
0,6237
0,6171
0,7244
0,8894
1,0546
2
0,7807
0,8009
0,7437
0,5608
0,5309
0,5284
0,5668
0,5391
0,5257
0,6274
0,7883
0,9169
3
0,7361
0,7595
0,7065
0,5179
0,48
0,4794
0,5138
0,4907
0,4811
0,5842
0,7428
0,8566
4
0,7112
0,734
0,6859
0,4927
0,4512
0,4509
0,4788
0,4532
0,4497
0,5593
0,7255
0,8256
5
0,7145
0,7433
0,7034
0,4969
0,414
0,3802
0,4253
0,4462
0,4472
0,5568
0,7437
0,8572
6
0,7616
0,7964
0,744
0,5095
0,4145
0,3895
0,4102
0,4108
0,4734
0,5862
0,8258
0,9408
7
0,9171
0,923
0,8264
0,6048
0,5253
0,4805
0,4763
0,4666
0,5364
0,7176
0,9294
1,059
8
1,0274
1,0001
0,9556
0,7365
0,6499
0,616
0,5836
0,5583
0,6347
0,7883
0,9773
1,1254
9
1,1232
1,1378
1,0808
0,8482
0,7554
0,7395
0,7243
0,6784
0,7313
0,8753
1,0502
1,2138
10
1,203
1,2217
1,1396
0,9015
0,8209
0,8162
0,8282
0,775
0,8135
0,9517
1,1096
1,3032
11
1,2196
1,2412
1,1511
0,9036
0,8353
0,8423
0,8722
0,827
0,8396
0,9613
1,1511
1,3722
12
1,1873
1,2085
1,1038
0,8819
0,8186
0,8411
0,8699
0,8252
0,8252
0,9449
1,1152
1,3535
13
1,1999
1,2269
1,1075
0,8825
0,8371
0,8587
0,8877
0,8368
0,8411
0,9481
1,1354
1,3798
14
1,236
1,2626
1,1561
0,9218
0,8767
0,8977
0,9451
0,8889
0,8933
1,0119
1,2033
1,462
15
1,3023
1,2843
1,1793
0,937
0,9039
0,9196
0,9702
0,8994
0,9328
1,0461
1,2648
1,571
16
1,4813
1,3911
1,2465
0,9808
0,942
0,9712
1,0046
0,9301
0,9782
1,0937
1,4372
1,7828
17
1,7255
1,515
1,2653
0,9813
0,9461
0,9645
1,0029
0,9315
0,9792
1,1039
1,6757
1,9385
18
1,8786
1,8105
1,4597
1,0216
0,9828
1,0002
1,0294
0,9637
1,0334
1,2694
1,7978
2,0567
19
1,9305
1,8928
1,7151
1,0754
1,0175
1,0225
1,0434
0,9981
1,1502
1,569
1,8515
2,1015
20
1,9225
1,8635
1,7852
1,2404
1,069
1,0096
1,0344
1,0507
1,3953
1,6313
1,8477
2,0906
21
1,8579
1,8148
1,7384
1,4715
1,2195
1,0612
1,0763
1,2411
1,4207
1,5747
1,7606
2,0367
22
1,7784
1,7256
1,6648
1,4327
1,3567
1,2679
1,2351
1,2537
1,3088
1,4693
1,6598
1,9314
23
1,4982
1,4585
1,4058
1,198
1,1349
1,1516
1,1297
1,0777
1,092
1,2651
1,4488
1,7105
24
1,1458
1,1229
1,0764
0,8906
0,8355
0,8467
0,8754
0,8241
0,8135
0,9751
1,1425
1,3734
02.09.2016 r.
Strona 160 z 275
Tablica 1. (3/5)
Profil G11
piątek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
1
0,8971
0,8916
0,8378
0,6941
0,6419
0,6277
0,6628
0,6387
0,6047
0,766
0,8773
1,0872
2
0,7923
0,7806
0,7392
0,5826
0,542
0,5242
0,5567
0,5513
0,5141
0,6681
0,7715
0,9482
3
0,7505
0,7464
0,6985
0,5341
0,4919
0,4859
0,5046
0,5086
0,467
0,6211
0,719
0,8842
4
0,7201
0,7175
0,6672
0,5145
0,4588
0,4604
0,469
0,4612
0,4361
0,5947
0,6929
0,8514
5
0,7239
0,7225
0,686
0,526
0,4245
0,3851
0,4171
0,4504
0,4374
0,5997
0,714
0,8842
6
0,7687
0,7806
0,7412
0,5438
0,4287
0,4036
0,4069
0,4213
0,459
0,6304
0,793
0,9686
7
0,9087
0,8866
0,8411
0,6341
0,527
0,5064
0,4723
0,4689
0,5276
0,7552
0,8916
1,0669
8
1,0356
0,987
0,9767
0,7745
0,6475
0,6537
0,591
0,5666
0,6336
0,8228
0,9556
1,1274
9
1,1608
1,1328
1,116
0,9111
0,7831
0,791
0,7206
0,6858
0,7501
0,9142
1,0425
1,2283
10
1,2454
1,2288
1,1901
0,9904
0,8601
0,8517
0,8208
0,7754
0,8364
0,9828
1,1117
1,3483
11
1,2838
1,26
1,2078
0,9855
0,8812
0,8643
0,8787
0,8165
0,867
1,0078
1,1664
1,4679
12
1,2501
1,2479
1,1674
0,9611
0,8688
0,8541
0,8879
0,8166
0,8686
0,9898
1,124
1,4584
13
1,2673
1,2812
1,1735
0,9674
0,8736
0,8817
0,9007
0,8343
0,8688
0,996
1,1362
1,5262
14
1,3243
1,3102
1,2297
1,031
0,9123
0,9305
0,9561
0,8866
0,9307
1,0442
1,2187
1,6188
15
1,3533
1,326
1,2423
1,0283
0,9216
0,9569
0,986
0,885
0,9621
1,0715
1,28
1,739
16
1,5554
1,4344
1,3078
1,0574
0,9499
0,9705
1,0144
0,9125
0,9952
1,1054
1,4187
1,9101
17
1,7393
1,5108
1,3449
1,0397
0,9538
0,95
1,0166
0,9094
1,0021
1,1133
1,6213
2,1008
18
1,8861
1,781
1,5429
1,0753
0,9726
0,9933
1,0515
0,9456
1,0344
1,2942
1,7515
2,2056
19
1,947
1,8598
1,8064
1,1286
1,0103
1,0124
1,0249
0,9628
1,1375
1,6269
1,8024
2,2154
20
1,8987
1,8181
1,8188
1,307
1,0297
1,0285
1,0174
0,9758
1,3405
1,6626
1,7774
2,1647
21
1,8451
1,7831
1,7648
1,517
1,1844
1,0871
1,0649
1,1749
1,3647
1,587
1,6934
2,1113
22
1,7252
1,6799
1,6845
1,4373
1,3434
1,272
1,2078
1,185
1,2488
1,4806
1,5768
1,9682
23
1,4877
1,4561
1,4639
1,2424
1,1713
1,1443
1,0889
1,0167
1,0745
1,3025
1,3937
1,8001
24
1,1953
1,1531
1,1589
0,9657
0,907
0,8902
0,8789
0,8061
0,8399
1,0467
1,1241
1,5089
02.09.2016 r.
Strona 161 z 275
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
Tablica 1. (4/5)
Profil G11
sobota
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
0,9519
0,9211
0,9193
0,7465
0,6765
0,6903
0,6944
0,6299
0,6434
0,7912
0,9609
1,1151
2
0,8289
0,8151
0,8081
0,6272
0,5695
0,5764
0,5892
0,5409
0,5464
0,6839
0,8547
0,9657
3
0,7682
0,7701
0,7522
0,5676
0,5125
0,5217
0,5332
0,4915
0,503
0,6373
0,7967
0,9163
4
0,7487
0,7528
0,7312
0,5388
0,4771
0,4858
0,4996
0,4608
0,4679
0,6042
0,7666
0,8811
5
0,7492
0,7542
0,7452
0,5431
0,4348
0,4233
0,4438
0,4581
0,4714
0,6021
0,7796
0,9042
6
0,7961
0,8032
0,7808
0,5363
0,4253
0,4295
0,4333
0,4254
0,4995
0,6378
0,8395
0,9693
7
0,8763
0,86
0,8211
0,5681
0,4905
0,4725
0,4889
0,4353
0,4931
0,682
0,8504
1,0119
8
0,94
0,9374
0,9699
0,685
0,5995
0,5859
0,597
0,5209
0,5815
0,6958
0,8587
1,0494
9
1,0532
1,1053
1,1623
0,8465
0,7435
0,7493
0,7372
0,6367
0,751
0,8352
0,9817
1,1975
10
1,24
1,2671
1,3164
0,9844
0,8637
0,8799
0,8607
0,761
0,8871
0,986
1,1144
1,3815
11
1,3699
1,3965
1,425
1,065
0,9371
0,9612
0,9538
0,8387
0,9759
1,068
1,2339
1,5542
12
1,3898
1,4245
1,4264
1,0785
0,95
0,9871
0,9796
0,8754
0,9756
1,0817
1,2625
1,5834
13
1,4471
1,4835
1,4427
1,0906
0,9802
1,0225
1,0347
0,9042
1,0057
1,1212
1,2989
1,656
14
1,4709
1,4752
1,4239
1,1238
1,0252
1,0791
1,0656
0,9591
1,065
1,1948
1,3919
1,7025
15
1,4968
1,495
1,4465
1,1674
1,0438
1,1359
1,1005
1,0116
1,1111
1,2594
1,5045
1,8103
16
1,6646
1,5706
1,4985
1,1874
1,0574
1,1709
1,124
1,0581
1,1461
1,2975
1,6788
2,0847
17
2,0213
1,7463
1,5661
1,2132
1,0749
1,1604
1,112
1,0492
1,1637
1,3432
1,9764
2,2308
18
2,1503
2,0732
1,7557
1,2352
1,0829
1,1528
1,103
1,0611
1,1723
1,4893
2,0542
2,2489
19
2,1534
2,1324
2,0411
1,2829
1,1073
1,1925
1,1131
1,0598
1,2316
1,7885
2,0749
2,2096
20
2,1025
2,0898
2,0479
1,4604
1,1553
1,2026
1,1121
1,1019
1,5294
1,8482
2,0462
2,1787
21
2,024
2,0118
1,9725
1,6957
1,3327
1,2364
1,1788
1,3191
1,571
1,7806
1,9561
2,1343
22
1,8964
1,8575
1,841
1,5994
1,4874
1,4069
1,3326
1,2875
1,4352
1,6279
1,8082
2,0139
23
1,6321
1,6365
1,6268
1,3836
1,3363
1,286
1,1944
1,0974
1,2316
1,4243
1,6014
1,8262
24
1,3261
1,3463
1,3125
1,1305
1,0437
1,028
0,9786
0,9005
0,9886
1,1649
1,333
1,5567
02.09.2016 r.
Strona 162 z 275
Tablica 1. (5/5)
Profil G11
niedziela
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,1723
1,091
1,0672
0,9152
2
1,0389
0,9588
0,8351
0,7621
0,8264
0,822
0,7814
0,7308
0,7877
0,9251
1,0496
1,2939
0,6922
0,6898
0,6778
0,6378
0,6703
0,8091
0,9316
1,1401
3
0,9666
0,9037
0,6955
0,6884
4
0,9141
0,8725
0,8351
0,6533
0,6263
0,62
0,6126
0,5814
0,6111
0,7544
0,873
1,05
0,5924
0,5846
0,5846
0,5501
0,5711
0,6985
0,838
0,9979
5
0,9028
0,866
0,8276
6
0,9353
0,9224
0,8785
0,6427
0,5471
0,5017
0,5217
0,5488
0,5661
0,6992
0,837
1,0111
0,6421
0,529
0,5007
0,5103
0,5029
0,5958
0,753
0,8914
1,0502
7
1,0014
0,9575
0,8862
0,6723
0,602
0,5671
0,562
0,5362
0,5855
0,805
0,929
1,1008
8
1,0336
9
1,1224
1,0119
0,9876
0,8082
0,7147
0,6633
0,6513
0,6302
0,6778
0,8532
0,9699
1,1108
1,1785
1,1647
0,9897
0,8798
0,8173
0,7829
0,7604
0,8347
1,0074
1,1206
1,2149
10
1,2962
1,3453
1,2905
1,1257
1,0171
0,9864
0,9328
0,9002
0,9945
1,1797
1,2858
1,4032
11
1,4506
1,4691
1,3809
1,225
1,1134
1,0614
1,0423
0,9972
1,1119
1,2648
1,3988
1,5602
12
1,4933
1,465
1,3718
1,2196
1,1173
1,1202
1,0626
1,011
1,1307
1,2673
1,425
1,597
13
1,5278
1,4852
1,377
1,209
1,1073
1,1221
1,069
1,0114
1,1329
1,2643
1,4494
1,645
14
1,531
1,4795
1,39
1,2202
1,1038
1,1303
1,0777
1,0203
1,1392
1,2888
1,4962
1,6891
15
1,5247
1,4332
1,3526
1,1802
1,0729
1,1058
1,0589
1,0142
1,1293
1,281
1,5152
1,7332
16
1,7011
1,4815
1,3502
1,1442
1,0771
1,0858
1,0551
1,0029
1,1163
1,2767
1,6427
1,9005
17
1,9487
1,5318
1,3387
1,1344
1,0731
1,0632
1,0274
0,988
1,1007
1,3183
1,8828
2,0466
18
2,0676
1,9443
1,476
1,1691
1,0878
1,0938
1,0341
0,9962
1,12
1,4838
1,976
2,1366
19
2,099
2,0554
1,7009
1,2498
1,1179
1,1152
1,0644
1,0245
1,2278
1,775
1,9945
2,1483
20
2,1365
2,0611
1,8946
1,4988
1,2258
1,1806
1,1123
1,1197
1,5945
1,8923
2,0268
2,1773
21
2,0693
2,009
1,9016
1,7657
1,4153
1,2448
1,17
1,3655
1,6347
1,8174
1,9343
2,1374
22
1,9479
1,852
1,7734
1,638
1,4998
1,4299
1,3462
1,3189
1,4878
1,6408
1,768
2,0015
23
1,6578
1,5786
1,5337
1,3332
1,2749
1,2574
1,1982
1,1132
1,2036
1,3734
1,5126
1,7348
24
1,2998
1,214
1,2177
0,9698
0,943
0,9299
0,9296
0,8689
0,8922
1,078
1,1849
1,4152
02.09.2016 r.
Strona 163 z 275
Tablica 2. (1/5)
Profil G12
poniedziałek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1
0,9835
0,9461
0,7892
0,7042
0,6655
0,5845
0,5613
0,5692
0,6409
0,7031
0,8077
2
0,9082
0,9118
0,8674
0,7137
0,6055
0,5706
0,522
0,5015
0,4932
0,5465
0,613
0,6965
3
0,8829
0,8914
0,8328
0,6703
0,5547
0,5322
0,4771
0,4721
0,4778
0,5245
0,5993
0,6716
4
0,8715
0,8818
0,8382
0,6665
0,5493
0,5197
0,4663
0,4515
0,4642
0,5038
0,5815
0,6648
5
0,8609
0,8869
0,8333
0,6602
0,4842
0,4192
0,3998
0,4475
0,4573
0,5416
0,6413
0,7186
6
0,8533
0,8763
0,8101
0,6004
0,4083
0,3713
0,3078
0,3213
0,4689
0,5627
0,6843
0,7628
7
0,9168
0,8559
0,6685
0,545
0,4561
0,4137
0,3576
0,3334
0,38
0,608
0,7275
0,8146
8
0,8786
0,7474
0,7005
0,5815
0,4963
0,467
0,3603
0,353
0,3993
0,5994
0,7032
0,7981
9
0,7926
0,7569
0,6952
0,6307
0,5252
0,4993
0,4009
0,4076
0,4289
0,6444
0,7523
0,8403
10
0,7687
0,7888
0,7135
0,6105
0,5194
0,5079
0,436
0,4357
0,4486
0,6808
0,7676
0,8761
11
0,7867
0,7512
0,6969
0,6013
0,5152
0,4856
0,4419
0,4187
0,4285
0,6853
0,7898
0,9051
12
0,7792
0,7501
0,685
0,6008
0,5213
0,4773
0,4495
0,4208
0,4264
0,662
0,7565
0,8899
13
0,846
0,8209
0,691
0,5946
0,5353
0,4952
0,4629
0,4398
0,447
0,6734
0,7536
0,9217
14
0,9461
0,8784
0,7834
0,6649
0,6029
0,5863
0,5152
0,4871
0,5255
0,8138
0,9109
1,0682
15
0,9701
0,9049
0,821
0,7016
0,6326
0,59
0,5352
0,5135
0,5386
0,8897
0,9881
1,1624
16
1,0113
0,8686
0,7812
0,6491
0,5886
0,5287
0,5114
0,4702
0,5168
0,8525
1,0012
1,1788
17
1,2053
0,9582
0,8191
0,676
0,5965
0,5371
0,4965
0,4996
0,5225
0,8391
1,126
1,2328
18
1,2685
1,1849
0,8962
0,7036
0,5929
0,5601
0,5416
0,4957
0,5467
0,9442
1,2307
1,3139
19
1,325
1,218
1,1145
0,7363
0,6259
0,5729
0,5689
0,5322
0,6082
1,1507
1,2715
1,3508
20
1,3157
1,2471
1,1944
0,8725
0,7163
0,5979
0,5718
0,5824
0,8651
1,2516
1,2992
1,3894
21
1,2658
1,2657
1,1927
1,1141
0,8458
0,6978
0,5957
0,7504
0,882
1,177
1,23
1,3053
22
1,2507
1,2359
1,1854
1,1404
1,0088
0,8751
0,78
0,7885
0,8386
1,1296
1,2015
1,2839
23
1,2293
1,193
1,1327
1,0421
0,9522
0,8885
0,8001
0,7572
0,7726
0,9833
1,0685
1,2068
24
1,0773
1,0456
1,0042
0,938
0,8028
0,7698
0,7132
0,6542
0,6543
0,7683
0,8392
0,9699
02.09.2016 r.
Strona 164 z 275
Tablica 2. (2/5)
Profil G12
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
0,9638
0,9329
0,8682
0,7636
0,6184
0,6225
0,5814
0,5473
0,5221
0,5206
0,6408
0,7174
2
0,8726
0,8635
0,7951
0,6906
0,5366
0,5429
0,4983
0,4837
0,4683
0,4356
0,5595
0,6294
3
0,8393
0,8347
0,7776
0,678
0,5073
0,5094
0,4721
0,4449
0,4517
0,4073
0,5302
0,5961
4
0,8237
0,826
0,7723
0,6531
0,5091
0,4998
0,4575
0,4294
0,442
0,3826
0,5158
0,5759
5
0,8211
0,8281
0,7822
0,6525
0,4723
0,3929
0,3501
0,4234
0,4323
0,4056
0,556
0,6324
6
0,8335
0,8473
0,7621
0,6191
0,3841
0,3471
0,3067
0,3268
0,4592
0,4757
0,6477
0,7037
7
0,9179
0,8811
0,6717
0,5612
0,442
0,3748
0,3531
0,3294
0,377
0,5611
0,7353
0,7927
8
0,8953
0,7658
0,7118
0,5748
0,4814
0,4258
0,372
0,3627
0,4222
0,5738
0,7316
0,8064
9
0,796
0,7873
0,7273
0,5802
0,5072
0,4782
0,4191
0,3869
0,4436
0,6122
0,7492
0,8463
10
0,8279
0,7797
0,7296
0,6089
0,5387
0,4971
0,4509
0,4308
0,4722
0,6395
0,7684
0,8658
11
0,8238
0,7908
0,7234
0,5886
0,516
0,513
0,4523
0,4521
0,4909
0,6545
0,7895
0,8945
12
0,7963
0,7776
0,7229
0,5778
0,499
0,4998
0,4583
0,432
0,4665
0,6286
0,7613
0,8695
13
0,8209
0,811
0,7199
0,5822
0,5167
0,5275
0,4524
0,4488
0,4591
0,6555
0,7803
0,9005
14
0,9271
0,8993
0,8505
0,6604
0,5994
0,6172
0,5325
0,5056
0,5328
0,7976
0,9373
1,0948
15
0,9473
0,9514
0,8483
0,6728
0,6121
0,629
0,5491
0,5232
0,5456
0,8795
1,0532
1,2159
16
0,971
0,9119
0,8037
0,6523
0,5711
0,55
0,5102
0,4872
0,5144
0,8064
1,0495
1,2192
17
1,1937
0,9783
0,7905
0,6477
0,5477
0,5313
0,5077
0,5039
0,48
0,7782
1,1768
1,2935
18
1,2394
1,1855
0,9606
0,6725
0,5977
0,5625
0,5128
0,5005
0,5173
0,8559
1,2171
1,3176
19
1,2728
1,2247
1,1352
0,7427
0,667
0,5704
0,5297
0,5346
0,587
1,0804
1,2655
1,3504
20
1,3121
1,2671
1,2051
0,8726
0,7098
0,6178
0,543
0,5877
0,8067
1,1957
1,3073
1,3671
21
1,2845
1,2179
1,198
1,1214
0,8255
0,7261
0,576
0,757
0,8528
1,1184
1,2472
1,3074
22
1,2574
1,2206
1,2145
1,131
1,027
0,8795
0,7674
0,7906
0,8434
1,0645
1,206
1,2764
23
1,2066
1,198
1,165
1,0468
0,974
0,8894
0,8009
0,7544
0,7503
0,9474
1,0652
1,175
24
1,0835
1,096
1,0075
0,9066
0,8035
0,7406
0,711
0,6532
0,6377
0,738
0,8505
0,9662
02.09.2016 r.
Strona 165 z 275
Tablica 2. (3/5)
Profil G12
piątek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
1
0,956
0,9535
0,8929
0,7723
2
0,8697
0,8646
0,8158
0,6978
3
0,8449
0,8288
0,7808
0,674
4
0,8375
0,8147
0,7778
0,6642
5
0,8299
0,8239
0,7932
6
0,8368
0,8274
0,7805
7
0,9104
0,8125
8
0,8649
9
0,7924
10
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
0,685
0,603
0,5636
0,5331
0,6029
0,5203
0,4891
0,48
0,5665
0,4928
0,4587
0,4567
0,5491
0,4785
0,4539
0,4288
0,6532
0,463
0,3489
0,3427
0,5768
0,4196
0,3411
0,3012
0,6758
0,5786
0,4601
0,4014
0,3499
0,7491
0,7188
0,6119
0,5052
0,487
0,7661
0,7276
0,62
0,524
0,4837
0,8203
0,7719
0,7342
0,6317
0,5372
11
0,8122
0,7915
0,7484
0,6174
0,5241
12
0,7915
0,7708
0,7427
0,617
13
0,8198
0,7992
0,7691
0,6097
14
0,9553
0,8991
0,865
15
1,0114
0,9357
16
1,0106
0,887
17
1,2194
0,937
18
1,2527
1,1562
19
1,2879
20
1,3034
21
22
październik
listopad
0,5432
0,5329
0,6507
0,7244
0,4787
0,4407
0,574
0,6162
0,4561
0,4081
0,5394
0,5664
0,4399
0,3799
0,5243
0,5531
0,4316
0,4431
0,42
0,5752
0,6243
0,3365
0,473
0,49
0,6607
0,6942
0,3323
0,3703
0,5683
0,7434
0,7853
0,3858
0,367
0,4124
0,5847
0,726
0,7922
0,4103
0,4074
0,4043
0,6399
0,7786
0,8641
0,4925
0,4536
0,4335
0,428
0,6636
0,8019
0,9088
0,5033
0,4496
0,4356
0,4357
0,671
0,8175
0,9351
0,5176
0,4748
0,4338
0,4277
0,4306
0,6726
0,8191
0,953
0,5322
0,5021
0,4587
0,4349
0,4457
0,7001
0,8335
0,9783
0,7714
0,628
0,5713
0,5595
0,492
0,5336
0,8305
0,9817
1,2251
0,9259
0,7711
0,6329
0,6038
0,5729
0,4987
0,5478
0,9058
1,086
1,3716
0,8283
0,703
0,567
0,5861
0,5138
0,4675
0,5103
0,8321
1,0763
1,3545
0,8373
0,7074
0,5739
0,5312
0,4997
0,4659
0,5151
0,7902
1,1957
1,3831
0,9576
0,7009
0,5965
0,5436
0,5156
0,4707
0,5286
0,8874
1,2492
1,4176
1,1979
1,1907
0,7351
0,626
0,5661
0,4966
0,4783
0,606
1,1126
1,2705
1,44
1,2287
1,2418
0,8606
0,6539
0,631
0,5334
0,5098
0,8034
1,2131
1,2965
1,4328
1,2435
1,2051
1,1921
1,0901
0,7798
0,7418
0,5601
0,7152
0,8329
1,1245
1,1927
1,3331
1,2336
1,2005
1,2012
1,0892
0,9615
0,8819
0,7527
0,7839
0,7833
1,0553
1,1519
1,297
23
1,1883
1,1889
1,1328
1,0485
0,9529
0,8825
0,7546
0,7158
0,756
0,969
1,0924
1,2547
24
1,1057
1,0756
1,0456
0,9582
0,8519
0,7705
0,6871
0,6516
0,6582
0,7812
0,8999
1,0749
02.09.2016 r.
Strona 166 z 275
wrzesień
grudzień
Tablica 2. (4/5)
Profil G12
sobota
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
1
0,9742
0,9673
0,9001
0,8074
0,6993
0,6111
0,5725
2
0,8824
0,8896
0,8387
0,7345
0,6257
0,5415
0,5056
3
0,8553
0,8606
0,8259
0,7022
0,5711
0,5071
0,4715
0,4581
0,4766
0,423
0,5781
0,6736
4
0,842
0,8491
0,794
0,6857
0,5595
0,4884
0,4593
0,4425
0,4631
0,3963
0,5619
0,6465
5
0,8433
0,8334
0,8005
0,689
0,4416
0,3995
0,3544
0,4394
0,4584
0,4408
0,6059
0,7164
6
0,8364
0,831
0,7642
0,5967
0,4054
0,3442
0,3091
0,3878
0,4777
0,5236
0,6891
0,7961
7
0,8447
0,7739
0,6508
0,5413
0,4306
0,3821
0,3363
0,3028
0,3689
0,5474
0,7178
0,8227
8
0,7801
0,7078
0,7023
0,5614
0,4866
0,4496
0,3774
0,3423
0,3905
0,5674
0,7271
0,8491
9
0,8047
0,7841
0,7869
0,6199
0,5398
0,5033
0,4293
0,3778
0,4672
0,6748
0,824
0,9494
10
0,862
0,8556
0,8748
0,698
0,5841
0,5438
0,472
0,4334
0,4927
0,766
0,9096
1,0526
11
0,916
0,8746
0,8955
0,7144
0,5886
0,5771
0,5184
0,4615
0,5256
0,8058
0,9795
1,1196
12
0,907
0,8827
0,9027
0,7205
0,6162
0,5629
0,5064
0,4526
0,542
0,8082
0,9869
1,159
13
0,9603
0,9078
0,9194
0,7409
0,64
0,596
0,5319
0,5015
0,5725
0,8517
1,0015
1,2023
14
1,0939
1,054
1,0531
0,8491
0,717
0,701
0,6139
0,5787
0,6945
1,1035
1,2794
1,4809
15
1,1475
1,1032
1,0666
0,8857
0,7268
0,7103
0,6462
0,591
0,7037
1,2175
1,4437
1,6226
16
1,1174
0,9864
0,9925
0,8406
0,6483
0,6667
0,5956
0,5681
0,6437
1,089
1,4174
1,6255
17
1,3663
1,0341
0,9789
0,8104
0,6243
0,6358
0,5662
0,5317
0,5916
1,0255
1,5443
1,6331
18
1,3638
1,2689
1,0911
0,8039
0,6469
0,6509
0,5535
0,562
0,6086
1,0928
1,5362
1,5824
19
1,3723
1,299
1,283
0,844
0,6841
0,6825
0,575
0,5468
0,6544
1,3425
1,5185
1,5574
20
1,3668
1,2812
1,3424
0,9605
0,7114
0,6935
0,6026
0,5984
0,8873
1,4417
1,5945
1,5855
21
1,327
1,2649
1,2785
1,2397
0,8247
0,7728
0,6092
0,8167
0,911
1,3568
1,4894
1,5014
22
1,2811
1,2579
1,2205
1,1843
1,0148
0,9534
0,8168
0,7824
0,8465
1,2555
1,402
1,4494
23
1,2586
1,2376
1,245
1,1096
0,9945
0,9378
0,7887
0,748
0,8105
1,19
1,3049
1,4021
24
1,1736
1,1353
1,1502
1,0145
0,8893
0,836
0,7134
0,6575
0,7389
0,9895
1,1057
1,2171
02.09.2016 r.
Strona 167 z 275
wrzesień
październik
listopad
grudzień
0,5496
0,5521
0,5576
0,7206
0,8654
0,48
0,5052
0,452
0,6179
0,7322
Tablica 2. (5/5)
Profil G12
niedziela
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0633
1,0299
1,0194
0,9066
0,7499
0,6879
0,6137
0,5677
0,6364
0,7656
0,846
0,9961
2
0,9692
0,9499
0,9043
0,8194
0,6547
0,5862
0,5487
0,5147
0,5607
0,6502
0,728
0,8724
3
0,9064
0,9079
0,7814
0,7824
0,6141
0,5465
0,5081
0,4846
0,5168
0,5702
0,6622
0,7887
4
0,8836
0,9058
0,8665
0,7743
0,6072
0,5292
0,4944
0,4749
0,4935
0,5408
0,6477
0,764
5
0,8859
0,8944
0,8655
0,769
0,5135
0,4788
0,3911
0,4693
0,4962
0,584
0,6901
0,8127
6
0,8756
0,908
0,8528
0,6922
0,4594
0,3978
0,3442
0,3779
0,5036
0,6668
0,7836
0,876
7
0,8879
0,8229
0,7006
0,6081
0,4791
0,4348
0,3737
0,3449
0,3941
0,7453
0,8402
0,9554
8
0,8116
0,7432
0,7437
0,6561
0,5273
0,509
0,4034
0,3863
0,4023
0,7825
0,8792
0,9555
9
0,7741
0,8117
0,8431
0,7308
0,615
0,5548
0,4596
0,4462
0,4701
0,9144
1,01
1,052
10
0,8578
0,8792
0,8912
0,7977
0,6487
0,5963
0,5102
0,4689
0,524
1,0192
1,1195
1,1713
11
0,917
0,9034
0,8955
0,7938
0,6672
0,5777
0,5363
0,5035
0,5806
1,0737
1,1561
1,2308
12
0,9299
0,9126
0,9331
0,8027
0,6594
0,5874
0,5403
0,5246
0,5853
1,0279
1,1465
1,2323
13
0,9671
0,9794
0,9563
0,807
0,6746
0,6231
0,5369
0,5287
0,581
1,0112
1,1611
1,2598
14
1,0791
1,042
1,0547
0,884
0,7478
0,6684
0,6031
0,5856
0,6483
1,1091
1,2453
1,3358
15
1,1127
1,0373
1,0336
0,8875
0,7368
0,6489
0,5962
0,5841
0,6611
1,1269
1,2789
1,389
16
1,0887
0,9947
0,9568
0,8181
0,66
0,6064
0,5321
0,5339
0,6012
1,0469
1,2881
1,431
17
1,2721
1,0217
0,9562
0,8189
0,6399
0,5907
0,5194
0,5236
0,5798
1,0218
1,4253
1,4859
18
1,3493
1,2669
1,0295
0,8389
0,6676
0,6136
0,5296
0,5211
0,5778
1,1086
1,4862
1,5153
19
1,3487
1,3274
1,2682
0,888
0,688
0,6451
0,5659
0,5437
0,6393
1,3599
1,525
1,5524
20
1,3629
1,3586
1,343
1,0282
0,7605
0,7016
0,6751
0,6258
0,8949
1,4899
1,5658
1,6094
21
1,3394
1,3239
1,3118
1,2638
0,9095
0,7621
0,6318
0,8184
0,9446
1,4176
1,507
1,5661
22
1,3066
1,2796
1,2818
1,2304
1,0451
0,9711
0,8357
0,8287
0,9143
1,293
1,3942
1,4701
23
1,2508
1,2269
1,2473
1,0961
1,015
0,9191
0,8323
0,78
0,8187
1,1484
1,2242
1,3333
24
1,1045
1,1229
1,0767
0,9504
0,8538
0,7706
0,7241
0,6652
0,7025
0,8747
0,974
1,0814
02.09.2016 r.
Strona 168 z 275
Tablica 3. (1/5)
Profil C11
poniedziałek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0000
0,9970
0,9468
0,8581
0,9005
0,9123
0,9178
0,9184
0,8834
0,8719
0,9421
1,0234
2
0,9711
0,9589
0,9119
0,8323
0,8585
0,8645
0,8649
0,8879
0,8449
0,8406
0,9026
0,9693
3
0,9540
0,9533
0,9099
0,8251
0,8353
0,8493
0,8522
0,8773
0,8293
0,8261
0,8929
0,9618
4
0,9548
0,9453
0,8995
0,8215
0,8232
0,8326
0,8365
0,8522
0,8204
0,8160
0,8864
0,9554
5
0,9689
0,9518
0,8966
0,8269
0,7995
0,7499
0,7640
0,8432
0,8136
0,8212
0,9028
0,9675
6
1,0558
1,0440
0,9733
0,8670
0,8054
0,8099
0,7966
0,8432
0,8726
0,9007
0,9970
1,0488
7
1,2821
1,2469
1,1051
0,9760
0,9593
0,9679
0,9279
0,9537
0,9689
1,0977
1,1781
1,2879
8
1,6076
1,4802
1,3737
1,2064
1,2042
1,2291
1,1140
1,1749
1,1572
1,2728
1,4018
1,5858
9
1,9855
1,8937
1,7468
1,4683
1,5451
1,5369
1,3761
1,4714
1,4312
1,5279
1,7513
1,9357
10
2,2507
2,1412
2,0155
1,6714
1,7484
1,7676
1,5975
1,7150
1,6395
1,7291
2,0317
2,2299
11
2,3402
2,2738
2,1470
1,8507
1,8818
1,9173
1,7531
1,8950
1,7837
1,8558
2,1708
2,3627
12
2,3780
2,3557
2,1232
1,9678
1,9148
1,9410
1,8147
1,9543
1,8310
1,8943
2,2378
2,3966
13
2,4756
2,3629
2,1390
1,9654
1,9604
1,9827
1,8525
1,9984
1,8612
1,9311
2,2556
2,4095
14
2,4842
2,3465
2,1213
1,9332
1,9702
1,9643
1,9022
2,0147
1,8840
1,9106
2,2553
2,3998
15
2,4596
2,3312
2,0834
1,8984
1,9409
1,9529
1,8977
2,0007
1,8863
1,8992
2,2443
2,4015
16
2,4232
2,2502
2,0074
1,7873
1,8224
1,8602
1,8375
1,9035
1,8134
1,8385
2,2379
2,4540
17
2,3547
2,1588
1,9288
1,6263
1,6833
1,7103
1,7260
1,7943
1,6909
1,7327
2,2227
2,4213
18
2,1576
2,0882
1,8470
1,4840
1,5428
1,5797
1,5951
1,6126
1,5678
1,6709
2,0429
2,2218
19
1,9390
1,8574
1,7350
1,3454
1,3817
1,4252
1,4238
1,4400
1,4300
1,6405
1,8667
1,9785
20
1,7328
1,6738
1,5864
1,3135
1,3030
1,3010
1,2964
1,3470
1,4704
1,5078
1,7003
1,7860
21
1,5360
1,4847
1,4228
1,3274
1,3047
1,2123
1,2260
1,3493
1,3543
1,3771
1,5036
1,5987
22
1,3997
1,3380
1,2802
1,2366
1,2758
1,2369
1,2470
1,2936
1,2501
1,2748
1,3516
1,4430
23
1,2267
1,1914
1,1401
1,0947
1,1081
1,1110
1,1317
1,1609
1,0825
1,1157
1,1821
1,2942
24
1,0949
1,0876
1,0159
0,9729
0,9912
0,9943
1,0224
1,0407
0,9484
0,9809
1,0633
1,1905
02.09.2016 r.
Strona 169 z 275
Tablica 3. (2/5)
Profil C11
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0361
1,0381
0,9726
0,9122
0,8871
0,9126
0,9326
0,9147
0,8807
0,8786
0,9640
1,0669
2
0,9992
1,0089
0,9467
0,8800
0,8432
0,8715
0,8926
0,8808
0,8318
0,8491
0,9182
1,0140
3
0,9755
0,9894
0,9236
0,8442
0,8194
0,8533
0,8789
0,8592
0,8223
0,8380
0,9076
0,9804
4
0,9622
0,9912
0,9092
0,8351
0,8119
0,8264
0,8658
0,8412
0,8082
0,8211
0,8974
0,9708
5
0,9748
0,9917
0,9169
0,8525
0,7783
0,7439
0,7890
0,8474
0,8184
0,8201
0,9101
0,9866
6
1,0588
1,0784
0,9915
0,8895
0,7713
0,7850
0,8156
0,8270
0,8754
0,9019
0,9980
1,0736
7
1,2974
1,2716
1,1206
1,0240
0,9278
0,9354
0,9572
0,9301
0,9795
1,1002
1,2039
1,3205
8
1,5966
1,5223
1,3737
1,2939
1,1593
1,1607
1,1785
1,1239
1,1797
1,3073
1,4329
1,6110
9
1,9861
1,9292
1,7701
1,5996
1,4600
1,4426
1,4591
1,3718
1,4432
1,5594
1,7440
1,9375
10
2,2561
2,2113
2,0228
1,8839
1,6933
1,6839
1,6973
1,5928
1,6890
1,7829
2,0355
2,2449
11
2,4208
2,3393
2,1765
1,9960
1,8301
1,8515
1,8492
1,7447
1,8099
1,9344
2,1721
2,3493
12
2,4615
2,3926
2,2425
2,0296
1,8693
1,8914
1,8973
1,7915
1,8440
1,9744
2,2229
2,3853
13
2,4383
2,4000
2,2740
2,0191
1,8765
1,8951
1,9366
1,8244
1,8774
1,9831
2,2534
2,4670
14
2,3699
2,3823
2,2363
2,0169
1,8969
1,9141
1,9869
1,8390
1,9054
1,9854
2,2525
2,4695
15
2,3426
2,3712
2,1898
1,9805
1,8769
1,9007
1,9832
1,8446
1,8767
1,9657
2,2660
2,4840
16
2,3529
2,2959
2,0696
1,8812
1,7923
1,8352
1,8866
1,7741
1,7915
1,8741
2,2604
2,4321
17
2,3374
2,1891
1,9273
1,7298
1,6401
1,6699
1,7393
1,6674
1,6591
1,7512
2,2514
2,3608
18
2,1451
2,0942
1,8492
1,5838
1,5057
1,5410
1,6008
1,5285
1,5415
1,6971
2,0701
2,1683
19
1,9365
1,8832
1,7524
1,4199
1,3529
1,3985
1,4350
1,3710
1,4047
1,6665
1,8624
1,9438
20
1,7265
1,7051
1,5942
1,3552
1,2564
1,2949
1,3153
1,2947
1,4190
1,5006
1,6848
1,7536
21
1,5360
1,5182
1,4480
1,3677
1,2293
1,2214
1,2629
1,3195
1,3430
1,3661
1,4927
1,5698
22
1,3853
1,4040
1,3310
1,2495
1,2085
1,2550
1,2846
1,2531
1,2259
1,2414
1,3637
1,4417
23
1,2431
1,2673
1,1771
1,1197
1,0729
1,1182
1,1420
1,1238
1,0549
1,1043
1,2013
1,2822
24
1,1346
1,1535
1,0763
0,9887
0,9795
0,9978
1,0478
1,0058
0,9388
0,9849
1,0849
1,1738
02.09.2016 r.
Strona 170 z 275
Tablica 3. (3/5)
Profil C11
piątek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0737
1,0318
0,9855
0,9382
0,9157
0,9162
0,9577
0,9437
0,8799
0,9267
0,9961
1,1139
2
1,0335
1,0001
0,9527
0,9075
0,8686
0,8732
0,9023
0,8933
0,8397
0,8866
0,9360
1,0431
3
1,0164
0,9838
0,9456
0,8777
0,8427
0,8512
0,9009
0,8729
0,8250
0,8647
0,9126
1,0040
4
0,9970
0,9756
0,9369
0,8604
0,8302
0,8378
0,8716
0,8535
0,8045
0,8385
0,9017
0,9765
5
0,9997
0,9853
0,9335
0,8626
0,7845
0,7635
0,8148
0,8556
0,8118
0,8477
0,9103
0,9883
6
1,0891
1,0749
1,0058
0,8901
0,7893
0,8010
0,8409
0,8555
0,8856
0,9247
1,0059
1,0626
7
1,3147
1,2558
1,1081
1,0110
0,9393
0,9639
0,9676
0,9530
0,9999
1,1222
1,2146
1,2717
8
1,5824
1,4540
1,3708
1,2304
1,1511
1,1972
1,1768
1,1333
1,1783
1,3412
1,4438
1,5478
9
1,9559
1,7657
1,7537
1,4983
1,4404
1,5215
1,4428
1,3708
1,4205
1,6526
1,8169
1,8706
10
2,1499
2,0000
2,0242
1,6975
1,6444
1,7457
1,6691
1,5864
1,6474
1,9105
2,1007
2,1714
11
2,2758
2,1553
2,1770
1,8340
1,7913
1,8895
1,8490
1,7403
1,8398
2,0371
2,2655
2,3254
12
2,3047
2,2021
2,2372
1,8828
1,8506
1,8973
1,9263
1,7900
1,8715
2,1033
2,3257
2,3598
13
2,3242
2,2269
2,2279
1,8687
1,8924
1,9288
1,9503
1,8111
1,8877
2,1103
2,3662
2,3263
14
2,3046
2,1862
2,2115
1,9004
1,9108
1,9100
1,9751
1,8311
1,9058
2,1119
2,3582
2,3208
15
2,2883
2,1493
2,1944
1,8864
1,8598
1,8954
1,9676
1,8093
1,8628
2,1105
2,3380
2,2879
16
2,2798
2,0760
2,1354
1,7733
1,7935
1,7983
1,8683
1,7206
1,7994
2,0049
2,2673
2,2498
17
2,2860
2,0352
2,0137
1,6544
1,6489
1,6560
1,7449
1,6192
1,6860
1,8277
2,2438
2,1675
18
2,0998
1,9958
1,8736
1,4839
1,5302
1,5358
1,6006
1,4733
1,5374
1,7250
2,0180
1,9929
19
1,8819
1,8054
1,7508
1,3519
1,3378
1,3606
1,4389
1,3228
1,4056
1,6582
1,7754
1,8127
20
1,6987
1,6416
1,5685
1,3061
1,2334
1,2681
1,3301
1,2218
1,4271
1,5230
1,6070
1,6708
21
1,5272
1,4695
1,4495
1,3138
1,2139
1,2171
1,2544
1,2678
1,3457
1,3978
1,4643
1,4968
22
1,4070
1,3750
1,3554
1,2432
1,2144
1,2476
1,3020
1,2259
1,2601
1,2920
1,3568
1,3920
23
1,2701
1,2516
1,2071
1,1247
1,1064
1,1387
1,1689
1,1138
1,1264
1,1443
1,2213
1,2698
24
1,1701
1,1510
1,1201
1,0377
1,0142
1,0553
1,0904
1,0237
1,0150
1,0356
1,1239
1,1945
02.09.2016 r.
Strona 171 z 275
Tablica 3. (4/5)
Profil C11
sobota
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0728
1,0754
1,0437
0,9586
0,9332
0,9618
1,0039
0,9372
0,9351
0,9599
1,0330
1,0961
2
1,0389
1,0308
0,9960
0,9150
0,8840
0,9240
0,9580
0,8840
0,9004
0,9082
0,9683
1,0373
3
1,0045
1,0052
0,9813
0,8888
0,8471
0,8887
0,9449
0,8702
0,8678
0,8796
0,9419
1,0052
4
0,9943
0,9847
0,9502
0,8753
0,8378
0,8635
0,9055
0,8524
0,8392
0,8560
0,9345
0,9817
5
0,9881
0,9805
0,9442
0,8726
0,7723
0,7635
0,8362
0,8485
0,8336
0,8394
0,9340
0,9698
6
1,0347
1,0160
0,9550
0,8603
0,7436
0,7779
0,8474
0,8175
0,8671
0,8783
0,9668
1,0016
7
1,1271
1,0602
0,9632
0,8738
0,8126
0,8273
0,9117
0,8282
0,8753
0,9485
1,0295
1,0776
8
1,2218
1,1236
1,0810
0,9736
0,9054
0,9284
0,9830
0,9153
0,9281
0,9885
1,0764
1,1475
9
1,3772
1,3055
1,2864
1,1170
1,0523
1,0929
1,1172
1,0400
1,0654
1,1257
1,2545
1,2933
10
1,5233
1,4687
1,4501
1,2533
1,2294
1,2530
1,2897
1,1886
1,2187
1,2757
1,4095
1,4759
11
1,6199
1,5802
1,5493
1,3659
1,3287
1,3539
1,3937
1,3119
1,3405
1,3699
1,5224
1,5708
12
1,6856
1,6524
1,6172
1,3989
1,3400
1,4152
1,4576
1,3358
1,3769
1,4093
1,5987
1,6469
13
1,7016
1,6355
1,6101
1,3979
1,3358
1,4390
1,4511
1,3514
1,3985
1,4219
1,6127
1,6226
14
1,6070
1,5438
1,5390
1,3334
1,2960
1,4084
1,4191
1,3285
1,3566
1,3498
1,5714
1,5600
15
1,5161
1,4443
1,4358
1,2608
1,2010
1,3340
1,3505
1,2770
1,2802
1,2484
1,5006
1,4912
16
1,4385
1,3251
1,2966
1,1661
1,1483
1,2485
1,2676
1,1841
1,1961
1,1464
1,4186
1,4399
17
1,4709
1,2662
1,2315
1,1346
1,1010
1,1886
1,2316
1,1448
1,1459
1,1153
1,4479
1,4360
18
1,4220
1,3581
1,2766
1,1050
1,0743
1,1334
1,1997
1,1429
1,1379
1,1442
1,4105
1,4077
19
1,3861
1,3579
1,3178
1,0618
1,0366
1,1101
1,1695
1,1151
1,1338
1,2211
1,3753
1,3721
20
1,3774
1,3527
1,3172
1,0980
1,0392
1,1136
1,1491
1,1281
1,2524
1,2448
1,3662
1,3449
21
1,3337
1,3130
1,2879
1,1684
1,0823
1,1102
1,1535
1,2121
1,2382
1,2151
1,3249
1,3039
22
1,2791
1,2836
1,2256
1,1517
1,1423
1,1576
1,2295
1,2037
1,1880
1,1559
1,2880
1,2611
23
1,1903
1,1821
1,1351
1,0637
1,0725
1,0954
1,1410
1,1241
1,0939
1,0701
1,1911
1,1857
24
1,1140
1,0964
1,0565
0,9941
1,0032
1,0284
1,0716
1,0294
1,0020
0,9897
1,1024
1,1047
02.09.2016 r.
Strona 172 z 275
Tablica 3. (5/5)
Profil C11
niedziela
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0422
1,0528
0,9696
0,9281
0,9445
0,9611
1,0062
0,9249
0,9499
0,9293
1,0005
1,0270
2
0,9988
1,0149
0,9158
0,9040
0,9014
0,9366
0,9655
0,8892
0,9126
0,9006
0,9567
0,9907
3
0,9628
0,9967
0,9696
0,8806
0,8826
0,9152
0,9336
0,8738
0,8981
0,8565
0,9437
0,9703
4
0,9539
0,9771
0,9100
0,8767
0,8605
0,9057
0,9171
0,8562
0,8786
0,8548
0,9301
0,9694
5
0,9452
0,9585
0,9099
0,8728
0,7960
0,7827
0,8518
0,8461
0,8730
0,8461
0,9277
0,9557
6
0,9592
0,9571
0,8869
0,8337
0,7533
0,7708
0,8363
0,7893
0,8904
0,8657
0,9226
0,9539
7
0,9820
0,9351
0,8274
0,7814
0,7579
0,7609
0,8112
0,7496
0,8096
0,8569
0,9178
0,9875
8
0,9665
0,9014
0,8327
0,7918
0,7885
0,7996
0,8374
0,7613
0,7926
0,7996
0,8952
0,9792
9
0,9637
0,9338
0,8615
0,8399
0,8503
0,8530
0,8936
0,8038
0,8387
0,8501
0,9402
0,9981
10
1,0209
1,0005
0,9137
0,9199
0,9212
0,9444
0,9841
0,8793
0,9053
0,8946
0,9922
1,0593
11
1,0842
1,0726
0,9519
0,9965
0,9806
1,0140
1,0393
0,9725
0,9678
0,9466
1,0354
1,0978
12
1,1412
1,1356
1,0035
1,0374
1,0183
1,0589
1,0766
1,0122
1,0218
0,9808
1,0904
1,1553
13
1,1616
1,1545
1,0409
1,0325
1,0413
1,1025
1,0951
1,0332
1,0572
1,0198
1,1145
1,1865
14
1,1780
1,1575
1,0473
1,0408
1,0409
1,0939
1,1034
1,0366
1,0636
1,0226
1,1156
1,2122
15
1,1762
1,1483
1,0384
1,0403
1,0504
1,0890
1,1260
1,0333
1,0594
1,0294
1,1373
1,2113
16
1,2008
1,1480
1,0374
1,0208
1,0353
1,0872
1,1122
1,0080
1,0543
1,0135
1,1758
1,2476
17
1,2909
1,1978
1,0488
1,0122
1,0115
1,0733
1,1028
1,0121
1,0426
1,0167
1,2694
1,3160
18
1,3143
1,2827
1,0864
1,0010
1,0048
1,0541
1,0838
1,0065
1,0391
1,0537
1,2948
1,3206
19
1,2988
1,2806
1,1568
0,9972
1,0011
1,0126
1,0541
0,9904
1,0722
1,1425
1,2740
1,3048
20
1,2843
1,2897
1,1675
1,0580
0,9987
1,0045
1,0595
1,0067
1,1747
1,1581
1,2496
1,2974
21
1,2688
1,2634
1,1680
1,1317
1,0502
1,0045
1,0826
1,1019
1,1687
1,1372
1,2301
1,2595
22
1,2242
1,2081
1,1354
1,1007
1,0850
1,0682
1,1479
1,0738
1,1163
1,0879
1,1826
1,2151
23
1,1334
1,1184
1,0562
1,0355
1,0321
1,0317
1,0590
1,0183
1,0217
1,0126
1,0880
1,1279
24
1,0595
1,0607
0,9903
0,9483
0,9549
0,9696
0,9799
0,9472
0,9391
0,9204
1,0208
1,0648
02.09.2016 r.
Strona 173 z 275
Tablica 4. (1/5)
Profil C12a
poniedziałek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0000
1,0026
0,9574
0,8799
0,8358
0,9815
0,8919
0,9963
0,9735
1,0230
0,9516
0,9697
2
1,0100
0,9940
0,9587
0,8637
0,8320
0,9623
0,8486
0,9794
0,9616
1,0463
0,9495
0,9496
3
1,0076
1,0157
0,9604
0,8742
0,8287
0,9664
0,8625
0,9648
0,9999
1,0302
0,9350
0,9660
4
1,0004
0,9687
0,9522
0,8739
0,8271
0,9399
0,8642
0,9410
0,9793
1,0292
0,9242
0,9506
5
1,0134
1,0167
0,9886
0,8650
0,8109
0,8831
0,8159
0,9595
0,9571
1,0459
0,9632
0,9740
6
1,1960
1,2297
1,2052
1,0612
0,9472
1,0529
0,9627
1,0684
1,2537
1,3275
1,1829
1,2032
7
1,4685
1,4664
1,3178
1,2510
1,1343
1,2678
1,1038
1,2012
1,4522
1,5625
1,3067
1,4284
8
1,6701
1,6112
1,4611
1,3571
1,2933
1,3959
1,1511
1,2773
1,5086
1,6250
1,4268
1,6022
9
1,9323
1,9261
1,7497
1,5121
1,5558
1,6187
1,3615
1,5557
1,6974
1,7512
1,7015
1,8752
10
2,0597
2,0740
1,9166
1,6357
1,6115
1,7547
1,5077
1,6635
1,7983
1,8073
1,8233
1,9627
11
2,0989
2,1164
1,8760
1,7090
1,7152
1,8115
1,6074
1,7811
1,8947
1,8648
1,8595
1,9749
12
2,1464
2,1497
1,9266
1,8062
1,7804
1,8531
1,6623
1,8281
1,9049
1,9242
1,9155
1,9823
13
2,2628
2,1686
1,9731
1,7911
1,8272
1,8831
1,6858
1,8493
1,9562
1,9918
1,9548
2,1100
14
2,3334
2,2094
1,9856
1,8017
1,8174
1,9068
1,7607
1,8757
1,9968
2,1220
2,0064
2,1397
15
2,3296
2,2241
1,9447
1,7787
1,8263
1,9471
1,7896
1,8666
2,0549
2,1592
2,0257
2,1731
16
2,3056
2,1484
1,8286
1,7083
1,7638
1,8958
1,8146
1,8785
2,0470
2,1258
1,9902
2,2116
17
2,2097
2,0360
1,7328
1,5302
1,5853
1,7345
1,6852
1,7462
1,8969
1,9234
1,9521
2,1480
18
2,0946
2,0407
1,7438
1,4831
1,5198
1,6670
1,6740
1,6913
1,8062
1,8684
1,8908
2,0403
19
1,8990
1,8270
1,7141
1,4545
1,4413
1,6208
1,5814
1,5797
1,8005
1,8768
1,7676
1,9165
20
1,7933
1,7436
1,6415
1,4260
1,4325
1,5426
1,5145
1,5485
1,7696
1,8506
1,6692
1,8093
21
1,6640
1,6198
1,5417
1,4207
1,4110
1,4852
1,4670
1,5566
1,6923
1,7957
1,5868
1,6825
22
1,3675
1,3741
1,2692
1,1755
1,2240
1,3176
1,2929
1,3242
1,3373
1,4093
1,2970
1,3895
23
1,1682
1,1855
1,0994
1,0309
1,0464
1,1603
1,1305
1,1262
1,1480
1,1940
1,1289
1,2165
24
1,0509
1,0613
1,0058
0,9381
0,9390
1,0338
1,0244
1,0055
1,0616
1,0898
1,0332
1,0975
02.09.2016 r.
Strona 174 z 275
Tablica 4. (2/5)
Profil C12a
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0416
1,0534
1,0109
0,8853
0,8744
0,9086
0,9463
0,9248
0,9677
1,0265
0,9737
1,0228
2
1,0127
1,0282
0,9901
0,8871
0,8555
0,9109
0,9484
0,9102
0,9540
1,0323
0,9547
1,0255
3
1,0197
1,0440
0,9942
0,8615
0,8502
0,8857
0,9255
0,9063
0,9438
1,0558
0,9378
1,0000
4
1,0109
1,0363
0,9812
0,8696
0,8439
0,8878
0,9156
0,8758
0,9447
1,0142
0,9286
0,9955
5
1,0287
1,0631
0,9831
0,8697
0,8372
0,8133
0,8694
0,8893
0,9404
1,0220
0,9449
0,9985
6
1,2253
1,2622
1,1915
1,0627
0,9495
0,9610
1,0041
1,0122
1,2264
1,3569
1,1824
1,2374
7
1,4587
1,4786
1,3084
1,2478
1,1310
1,2085
1,1467
1,1567
1,4364
1,6276
1,3255
1,4739
8
1,6485
1,6573
1,4886
1,3841
1,2554
1,3688
1,2463
1,2182
1,4676
1,6542
1,4871
1,6618
9
1,8994
1,9655
1,7307
1,6040
1,4449
1,5177
1,4348
1,4363
1,5443
1,7512
1,7130
1,8962
10
2,0258
2,0934
1,8524
1,7137
1,5729
1,6067
1,5852
1,5292
1,6848
1,8219
1,8252
1,9519
11
2,0766
2,1455
1,9017
1,7485
1,6569
1,6892
1,6316
1,6027
1,7960
1,9270
1,8763
1,9988
12
2,1412
2,2106
1,9429
1,8233
1,7028
1,7469
1,7210
1,6611
1,8537
1,9648
1,9080
1,9881
13
2,2445
2,2553
2,0267
1,8251
1,7317
1,7879
1,7882
1,6522
1,8928
1,9951
1,9805
2,0734
14
2,2569
2,3057
2,0370
1,8819
1,7854
1,7866
1,8762
1,7081
1,9477
2,0407
2,0439
2,2157
15
2,2533
2,2555
2,0111
1,8422
1,7647
1,8083
1,8234
1,7321
1,9873
2,1039
2,0412
2,2541
16
2,2069
2,1752
1,9060
1,7778
1,6922
1,7718
1,8467
1,7279
1,9239
2,0248
2,0012
2,2151
17
2,1129
2,1344
1,7428
1,6307
1,5748
1,6059
1,7078
1,6532
1,7413
1,8333
1,9616
2,1159
18
2,0125
2,0798
1,7213
1,5915
1,5207
1,5833
1,6716
1,5749
1,7258
1,8091
1,9095
2,0330
19
1,8864
1,8932
1,6796
1,5339
1,4804
1,5202
1,6064
1,5142
1,6874
1,8944
1,7826
1,9093
20
1,7670
1,7831
1,5988
1,5186
1,3923
1,4539
1,5367
1,4662
1,6549
1,7994
1,6798
1,7956
21
1,6340
1,6585
1,5122
1,5065
1,3618
1,4097
1,4688
1,4935
1,6279
1,7143
1,5933
1,6756
22
1,3414
1,3943
1,2890
1,2845
1,2113
1,2580
1,2951
1,2610
1,2927
1,3889
1,3040
1,4331
23
1,1901
1,2193
1,1392
1,1014
1,0452
1,1047
1,1492
1,0789
1,1264
1,2593
1,1379
1,2213
24
1,0624
1,1083
1,0286
0,9867
0,9386
0,9678
1,0381
0,9975
1,0056
1,1199
1,0417
1,1050
02.09.2016 r.
Strona 175 z 275
Tablica 4. (3/5)
Profil C12a
piątek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
0,9951
1,0435
0,9669
0,9170
0,8763
0,9654
0,9564
0,9634
0,8702
0,9599
0,9514
1,0270
2
0,9735
1,0187
0,9649
0,8949
0,8394
0,9709
0,9447
0,9391
0,8628
0,9421
0,9369
1,0007
3
0,9905
1,0188
0,9587
0,9018
0,8402
0,9493
0,9312
0,9261
0,8574
0,9603
0,9486
0,9771
4
0,9824
1,0161
0,9424
0,8694
0,8194
0,9525
0,9228
0,9015
0,8119
0,9314
0,9237
0,9630
5
0,9940
1,0371
0,9624
0,8911
0,7971
0,9155
0,8922
0,8916
0,8266
0,9319
0,9331
0,9876
6
1,2307
1,2442
1,1701
1,0691
0,9323
1,0074
0,9946
1,0249
1,0025
1,1069
1,1712
1,2234
7
1,4578
1,4975
1,3193
1,2348
1,1530
1,2305
1,1586
1,1398
1,1418
1,3478
1,3206
1,4400
8
1,6298
1,6440
1,4626
1,3517
1,2821
1,3784
1,2604
1,1915
1,2548
1,4523
1,4882
1,6023
9
1,8505
1,8383
1,7261
1,5073
1,4403
1,5515
1,4534
1,3015
1,3927
1,6064
1,7168
1,8468
10
2,0073
1,9275
1,8619
1,6259
1,6051
1,6603
1,5953
1,4349
1,4466
1,7013
1,8584
1,9570
11
2,0379
1,9933
1,9366
1,6937
1,6587
1,7240
1,6918
1,5276
1,5381
1,8027
1,8948
2,0094
12
2,0768
2,0342
1,9571
1,7643
1,7275
1,7733
1,7970
1,5758
1,5845
1,8057
1,9311
2,0845
13
2,1666
2,1141
2,0025
1,7711
1,8178
1,8248
1,8396
1,6497
1,6021
1,8443
1,9564
2,1245
14
2,1984
2,1566
2,0542
1,8379
1,8368
1,9026
1,8985
1,7006
1,6926
1,8472
1,9905
2,1354
15
2,2460
2,1867
2,0400
1,8238
1,7804
1,8797
1,8722
1,7309
1,6967
1,8915
2,0439
2,1766
16
2,1978
2,0980
1,8947
1,7310
1,7013
1,8227
1,8572
1,6976
1,6231
1,8013
1,9674
2,1899
17
2,1333
1,9759
1,7731
1,5906
1,5950
1,6627
1,7274
1,5896
1,5132
1,6526
1,9403
2,1004
18
2,0170
1,9931
1,7808
1,5071
1,5600
1,6126
1,6758
1,5626
1,4370
1,6536
1,8902
1,9672
19
1,8622
1,8596
1,7258
1,4933
1,4952
1,5296
1,6306
1,4909
1,4687
1,6737
1,7558
1,8188
20
1,7688
1,7647
1,6622
1,4843
1,4054
1,4504
1,5113
1,4495
1,4802
1,6186
1,6205
1,7356
21
1,6802
1,6642
1,5929
1,4802
1,4019
1,4226
1,4657
1,4910
1,4447
1,5282
1,5457
1,6287
22
1,3997
1,4086
1,3172
1,2665
1,2419
1,2853
1,3271
1,2827
1,1931
1,2655
1,2576
1,3548
23
1,2380
1,2614
1,1645
1,0985
1,0888
1,1554
1,1666
1,1025
1,0599
1,1346
1,1369
1,2029
24
1,1184
1,1214
1,0462
1,0096
0,9727
1,0026
1,0558
1,0170
0,9591
1,0489
1,0472
1,0893
02.09.2016 r.
Strona 176 z 275
Tablica 4. (4/5)
Profil C12a
sobota
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0589
1,0711
0,9916
0,9424
0,8758
0,9304
0,9757
0,9495
0,8960
0,9589
0,9862
0,9902
2
1,0300
1,0568
0,9743
0,8925
0,8634
0,9349
0,9530
0,9214
0,8706
0,9438
0,9660
0,9718
3
1,0131
1,0413
0,9884
0,9024
0,8226
0,9007
0,9134
0,9087
0,8631
0,9504
0,9457
0,9732
4
1,0007
1,0327
0,9508
0,9016
0,8320
0,8749
0,9243
0,8977
0,8360
0,9237
0,9331
0,9559
5
0,9904
1,0249
0,9391
0,9015
0,7728
0,8464
0,8477
0,8778
0,8350
0,9137
0,9271
0,9658
6
1,0845
1,1227
1,0489
0,9409
0,8011
0,8752
0,8720
0,8625
0,8900
0,9833
1,0522
1,1043
7
1,2719
1,3128
1,1223
1,0528
0,9713
1,0439
1,0322
0,9986
1,0377
1,2024
1,1816
1,2458
8
1,3907
1,3475
1,2310
1,1437
1,0514
1,1273
1,1196
1,0909
1,0280
1,1880
1,2238
1,3535
9
1,4072
1,4073
1,2770
1,1678
1,0759
1,1577
1,1397
1,1117
1,0648
1,1749
1,2341
1,3328
10
1,4742
1,4779
1,3502
1,2309
1,1708
1,2197
1,2588
1,1828
1,1580
1,2357
1,3020
1,4053
11
1,5095
1,5131
1,3945
1,2392
1,2090
1,2979
1,3136
1,2506
1,2221
1,2533
1,3096
1,4070
12
1,5718
1,5719
1,4167
1,2928
1,2755
1,3367
1,3536
1,2865
1,2309
1,2736
1,3465
1,4456
13
1,5945
1,6069
1,4564
1,3079
1,2963
1,3275
1,3969
1,3242
1,2571
1,2828
1,3963
1,4996
14
1,6081
1,6192
1,4894
1,3407
1,3366
1,4014
1,4406
1,3595
1,2769
1,2965
1,4071
1,4991
15
1,5752
1,5573
1,4239
1,3274
1,3083
1,3752
1,4105
1,3241
1,3010
1,3169
1,3603
1,4526
16
1,5443
1,5012
1,3506
1,2699
1,2953
1,3520
1,3918
1,3217
1,2556
1,2907
1,3893
1,4611
17
1,5769
1,4729
1,3333
1,2262
1,2387
1,3112
1,3486
1,3233
1,2272
1,2319
1,4305
1,4922
18
1,3895
1,3845
1,1949
1,0358
1,0551
1,1215
1,2143
1,0808
1,0304
1,1228
1,2693
1,3313
19
1,2771
1,3122
1,1518
0,9899
0,9740
1,0875
1,0954
1,0179
1,0047
1,1833
1,2071
1,2117
20
1,2666
1,2921
1,1496
0,9734
0,9714
1,0625
1,0498
1,0060
1,0434
1,1605
1,1867
1,2012
21
1,2432
1,2922
1,1280
1,0552
1,0033
1,0717
1,0659
1,0747
1,0811
1,1531
1,1661
1,1651
22
1,2346
1,2757
1,1063
1,0411
1,0429
1,1569
1,1380
1,0950
1,0561
1,1075
1,1382
1,1445
23
1,1709
1,2005
1,0459
0,9826
0,9503
1,0865
1,0718
1,0047
0,9948
1,0653
1,0727
1,0750
24
1,0717
1,0971
0,9760
0,9155
0,8981
0,9892
1,0132
0,9821
0,9327
0,9997
1,0262
0,9994
02.09.2016 r.
Strona 177 z 275
Tablica 4. (5/5)
Profil C12a
niedziela
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0149
1,0524
0,9226
0,8921
0,8395
0,9478
0,9682
0,8642
0,8958
0,9291
0,9655
0,9728
2
0,9960
1,0350
0,8981
0,8958
0,8336
0,9654
0,9505
0,8602
0,8712
0,9397
0,9574
0,9692
3
0,9886
1,0446
0,9472
0,8828
0,8103
0,9433
0,9381
0,8415
0,8693
0,9157
0,9347
0,9579
4
0,9847
1,0184
0,8923
0,8637
0,8099
0,9290
0,9162
0,8150
0,8429
0,8827
0,9244
0,9379
5
0,9662
1,0212
0,8843
0,8276
0,7543
0,8630
0,8576
0,8033
0,8144
0,8750
0,9096
0,9426
6
1,0101
1,0718
0,9447
0,8271
0,7083
0,8119
0,7843
0,7663
0,8270
0,8766
0,9725
0,9800
7
1,0166
1,0347
0,8574
0,8444
0,7765
0,8623
0,8007
0,7373
0,8033
0,9491
0,9433
0,9900
8
1,1281
1,0833
0,9656
0,9472
0,9121
0,9648
0,9218
0,8559
0,8532
0,9404
0,9963
1,1175
9
1,1395
1,2277
1,0822
1,0160
0,9798
1,0291
1,0441
0,9190
0,9933
0,9837
1,0980
1,1439
10
1,1996
1,2844
1,1228
1,0469
1,0474
1,0801
1,0832
0,9627
1,0192
1,0356
1,1265
1,1604
11
1,2071
1,2801
1,0964
1,0829
1,0821
1,1332
1,1292
0,9949
1,0418
1,0688
1,1235
1,1513
12
1,2354
1,2996
1,1419
1,0935
1,1105
1,1285
1,1371
1,0382
1,0391
1,0692
1,1104
1,1656
13
1,2441
1,3291
1,2047
1,1183
1,1138
1,1478
1,1689
1,0288
1,0976
1,1073
1,1297
1,2225
14
1,2611
1,3115
1,2290
1,1272
1,1740
1,2062
1,2108
1,0841
1,1406
1,1309
1,1718
1,2418
15
1,2564
1,3358
1,2038
1,1640
1,1526
1,2029
1,2116
1,1022
1,1528
1,1640
1,1546
1,2492
16
1,1078
1,1823
1,0205
0,9627
0,9848
1,0650
1,0168
0,9683
0,9603
0,9819
1,0353
1,1012
17
1,1507
1,1810
0,9647
0,9195
0,9306
1,0261
0,9988
0,9065
0,9067
0,9660
1,1020
1,1489
18
1,1677
1,2355
0,9864
0,9208
0,9221
1,0013
0,9733
0,8889
0,9094
0,9936
1,1366
1,1571
19
1,1305
1,2149
1,0469
0,8915
0,9238
0,9913
0,9790
0,8825
0,9578
1,0906
1,1111
1,1251
20
1,1298
1,2017
1,0627
0,9293
0,9096
0,9556
0,9512
0,9006
0,9915
1,0579
1,1048
1,1370
21
1,1254
1,1779
1,0623
1,0025
0,9505
0,9680
1,0068
0,9603
1,0108
1,0694
1,0970
1,1208
22
1,1422
1,1824
1,0406
1,0026
0,9833
1,0183
1,0379
0,9921
0,9817
1,0354
1,0692
1,1108
23
1,0845
1,1218
1,0032
0,9497
0,8975
0,9760
0,9992
0,9114
0,9199
1,0024
1,0081
1,0555
24
1,0168
1,0775
0,9472
0,8740
0,8655
0,9408
0,9462
0,8725
0,8854
0,9315
0,9849
1,0061
02.09.2016 r.
Strona 178 z 275
Tablica 5. (1/5)
Profil C12b
poniedziałek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0000
1,0128
0,9517
0,8313
0,7849
0,7733
0,8795
0,8662
0,8262
0,7808
0,9101
0,9760
2
0,9917
1,0049
0,9442
0,8126
0,7751
0,7558
0,8511
0,8451
0,7946
0,7731
0,8985
0,9681
3
0,9916
1,0018
0,9478
0,8159
0,7761
0,7561
0,8464
0,8475
0,8037
0,7856
0,8851
0,9664
4
0,9629
0,9894
0,9395
0,7988
0,7231
0,7481
0,8385
0,8436
0,7936
0,7728
0,8701
0,9451
5
0,9766
1,0013
0,9325
0,7834
0,5479
0,3558
0,4809
0,8111
0,7894
0,7693
0,8674
0,9654
6
0,9619
0,9902
0,8448
0,5841
0,3452
0,3216
0,3233
0,3515
0,7457
0,7657
0,9108
0,9817
7
0,9704
0,8690
0,5185
0,4364
0,3582
0,3501
0,3499
0,3807
0,3774
0,6734
0,6870
1,0044
8
0,7604
0,6140
0,5803
0,4585
0,4046
0,3957
0,3702
0,3943
0,4272
0,4717
0,5380
0,7094
9
0,6713
0,6686
0,6098
0,5018
0,4381
0,4306
0,4118
0,4132
0,4470
0,5672
0,6326
0,6921
10
0,7291
0,7253
0,6271
0,5131
0,4831
0,4807
0,4502
0,4508
0,4829
0,5894
0,6643
0,7543
11
0,7305
0,7249
0,6374
0,5358
0,5099
0,5031
0,4662
0,4656
0,4971
0,5821
0,6970
0,7727
12
0,7434
0,7552
0,6492
0,5642
0,5248
0,5245
0,4925
0,4883
0,5155
0,5700
0,6786
0,7721
13
0,7433
0,7545
0,6684
0,5608
0,5399
0,5576
0,4868
0,5024
0,5141
0,5718
0,6831
0,7731
14
0,7995
0,8026
0,6880
0,5673
0,5212
0,5691
0,5159
0,5260
0,5205
0,6017
0,7111
0,8169
15
0,8057
0,8191
0,6916
0,5623
0,5305
0,5708
0,5406
0,5449
0,5274
0,6069
0,7035
0,8084
16
0,7583
0,7605
0,6501
0,5396
0,5149
0,5456
0,5253
0,5323
0,5118
0,5830
0,7104
0,9012
17
1,0453
0,7426
0,5881
0,5091
0,4945
0,5108
0,5017
0,5100
0,4884
0,5283
1,0121
1,1510
18
1,0425
1,0322
0,6703
0,4748
0,4728
0,4888
0,4802
0,4787
0,4644
0,4946
1,0061
1,0926
19
1,0454
1,0087
0,9225
0,4425
0,4428
0,4449
0,4292
0,4403
0,4439
0,8021
1,0171
1,0852
20
1,0284
1,0172
0,9212
0,5343
0,4514
0,4216
0,4154
0,4387
0,8444
0,8389
0,9947
1,0632
21
0,9868
1,0124
0,9200
0,8161
0,6046
0,4214
0,4293
0,7362
0,8985
0,8733
0,9606
1,0171
22
1,0008
1,0134
0,9266
0,8335
0,7975
0,7265
0,8559
0,8941
0,8898
0,8585
0,9406
1,0008
23
1,0090
1,0463
0,9326
0,8296
0,7881
0,7800
0,8754
0,8740
0,8627
0,8336
0,9311
0,9971
24
0,9915
1,0394
0,9103
0,8426
0,7881
0,7518
0,8492
0,8591
0,8238
0,8024
0,9101
0,9695
02.09.2016 r.
Strona 179 z 275
Tablica 5. (2/5)
Profil C12b
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0049
1,0440
0,9255
0,8247
0,7825
0,7584
0,8419
0,8382
0,8035
0,7837
0,9138
0,9788
2
0,9824
1,0030
0,9208
0,8066
0,7676
0,7422
0,8304
0,8234
0,7867
0,7691
0,9124
0,9714
3
0,9924
1,0084
0,9194
0,8082
0,7727
0,7412
0,8335
0,8252
0,7893
0,7762
0,8995
0,9608
4
0,9858
1,0048
0,9133
0,8010
0,7202
0,7305
0,8225
0,8162
0,7768
0,7627
0,8682
0,9406
5
0,9748
1,0101
0,9189
0,7900
0,5341
0,3400
0,4918
0,8007
0,7747
0,7673
0,8839
0,9591
6
0,9707
0,9853
0,7964
0,5685
0,3482
0,3151
0,3301
0,3317
0,7600
0,7781
0,9114
0,9752
7
0,9845
0,8632
0,5178
0,4660
0,3740
0,3465
0,3534
0,3625
0,3706
0,7217
0,7383
1,0036
8
0,7600
0,6468
0,5794
0,5014
0,4161
0,4035
0,4172
0,4123
0,4419
0,4650
0,5666
0,7432
9
0,6824
0,7000
0,5980
0,5166
0,4602
0,4471
0,4649
0,4557
0,4775
0,5461
0,6784
0,7057
10
0,7374
0,7413
0,6383
0,5707
0,5082
0,4877
0,5191
0,4719
0,5117
0,5908
0,7051
0,8140
11
0,7603
0,7588
0,6507
0,5581
0,5209
0,5055
0,5225
0,5087
0,5179
0,5922
0,7221
0,8424
12
0,7510
0,7598
0,6665
0,5953
0,5433
0,5307
0,5420
0,5281
0,5344
0,6072
0,7224
0,8072
13
0,7501
0,7516
0,6756
0,5932
0,5468
0,5437
0,5367
0,5340
0,5434
0,5982
0,7031
0,8009
14
0,8034
0,7595
0,7081
0,6254
0,5578
0,5566
0,5502
0,5459
0,5437
0,6194
0,7368
0,8628
15
0,7935
0,7628
0,7146
0,6109
0,5552
0,5625
0,5646
0,5575
0,5440
0,6169
0,7295
0,8520
16
0,7620
0,7279
0,6672
0,5941
0,5236
0,5516
0,5352
0,5431
0,5360
0,6010
0,7188
0,9332
17
1,0320
0,6926
0,6109
0,5376
0,4960
0,5267
0,4980
0,5041
0,5068
0,5621
1,0177
1,1531
18
1,0511
1,0144
0,6677
0,5121
0,4580
0,4967
0,4631
0,4831
0,4658
0,5211
1,0128
1,1047
19
1,0621
0,9953
0,9315
0,4648
0,4273
0,4645
0,4340
0,4497
0,4613
0,8699
1,0148
1,1055
20
1,0383
1,0172
0,9072
0,5202
0,4547
0,4410
0,4292
0,4550
0,8779
0,8962
0,9949
1,0933
21
1,0069
1,0005
0,9097
0,8101
0,6109
0,4413
0,4402
0,8004
0,9091
0,8978
0,9739
1,0515
22
1,0107
1,0080
0,9222
0,8276
0,8229
0,7403
0,8951
0,9147
0,8995
0,8628
0,9490
1,0355
23
1,0236
1,0288
0,9342
0,8270
0,8116
0,7950
0,8938
0,8998
0,8705
0,8603
0,9391
1,0247
24
1,0002
1,0015
0,9185
0,8287
0,8109
0,7806
0,8680
0,8699
0,8255
0,8320
0,9251
0,9874
02.09.2016 r.
Strona 180 z 275
Tablica 5. (3/5)
Profil C12b
piątek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
0,9952
1,0027
0,9317
0,8457
0,7832
0,7608
0,8587
0,8577
0,8197
0,8038
0,9264
1,0161
2
0,9699
0,9677
0,9243
0,8270
0,7728
0,7478
0,8439
0,8419
0,8047
0,7915
0,9023
0,9912
3
0,9814
0,9840
0,9220
0,8339
0,7724
0,7495
0,8456
0,8284
0,8106
0,7926
0,8742
0,9822
4
0,9799
0,9790
0,9223
0,8242
0,7155
0,7378
0,8348
0,8239
0,8008
0,7753
0,8614
0,9686
5
0,9681
0,9889
0,9115
0,8199
0,5150
0,3474
0,5156
0,7928
0,8000
0,7751
0,8654
0,9679
6
0,9549
0,9660
0,7711
0,5598
0,3439
0,3220
0,3324
0,3912
0,7958
0,7839
0,9002
1,0083
7
0,9629
0,8140
0,5135
0,4727
0,3575
0,3469
0,3464
0,3691
0,3786
0,7396
0,7545
1,0322
8
0,7343
0,6163
0,5739
0,4849
0,3979
0,4112
0,3954
0,4156
0,4264
0,4587
0,5589
0,7608
9
0,6947
0,6685
0,5944
0,5603
0,4499
0,4531
0,4281
0,4512
0,4650
0,5625
0,6430
0,7110
10
0,7511
0,7183
0,6558
0,5746
0,4896
0,5000
0,4808
0,4885
0,5103
0,5973
0,7181
0,7907
11
0,7422
0,7386
0,6560
0,5960
0,5101
0,5065
0,5048
0,5061
0,5252
0,5972
0,7208
0,7767
12
0,7269
0,7255
0,6780
0,5957
0,5277
0,5323
0,5516
0,5320
0,5568
0,5831
0,7211
0,7717
13
0,7422
0,7388
0,7010
0,6044
0,5477
0,5719
0,5637
0,5572
0,5636
0,5779
0,7036
0,7695
14
0,7898
0,7651
0,7447
0,6397
0,5697
0,5807
0,5796
0,5697
0,5737
0,6416
0,7037
0,7921
15
0,8063
0,7660
0,7414
0,6511
0,5687
0,5998
0,5973
0,5743
0,6117
0,6236
0,7156
0,8043
16
0,7430
0,7288
0,6730
0,6069
0,5510
0,5812
0,5713
0,5566
0,5798
0,5962
0,7096
0,8979
17
0,9985
0,6758
0,6416
0,5485
0,5260
0,5547
0,5423
0,5384
0,5520
0,5778
1,0428
1,1229
18
1,0472
0,9912
0,6546
0,5256
0,5004
0,5361
0,5148
0,5160
0,5191
0,5721
0,9849
1,0671
19
1,0416
0,9775
0,9482
0,4836
0,4590
0,5065
0,4852
0,4807
0,5282
0,9091
0,9985
1,0596
20
1,0438
0,9890
0,9551
0,5348
0,4859
0,5018
0,4651
0,4803
0,9620
0,9107
1,0073
1,0456
21
1,0504
1,0169
0,9765
0,8542
0,6230
0,4998
0,4906
0,8616
0,9771
0,9157
0,9816
1,0160
22
1,0684
1,0190
0,9870
0,8665
0,8562
0,8173
0,9466
0,9895
0,9976
0,9141
0,9874
1,0158
23
1,0819
1,0372
0,9948
0,8697
0,8376
0,8693
0,9339
0,9749
0,9692
0,9140
0,9668
1,0359
24
1,0588
1,0205
0,9614
0,8782
0,8367
0,8531
0,9292
0,9393
0,9288
0,8720
0,9501
0,9962
02.09.2016 r.
Strona 181 z 275
Tablica 5. (4/5)
Profil C12b
sobota
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0503
1,0370
0,9644
0,8560
0,8170
0,8190
0,8948
0,8917
0,8828
0,8394
0,9633
0,9976
2
1,0263
1,0085
0,9517
0,8348
0,7951
0,7924
0,8691
0,8696
0,8623
0,8128
0,9387
0,9854
3
1,0299
1,0080
0,9559
0,8361
0,7895
0,7918
0,8674
0,8637
0,8605
0,8045
0,9296
0,9542
4
1,0070
1,0042
0,9295
0,8148
0,7279
0,7727
0,8610
0,8573
0,8429
0,7879
0,9017
0,9368
5
0,9959
0,9939
0,9254
0,8097
0,5032
0,3530
0,5413
0,8032
0,8248
0,7860
0,8699
0,9538
6
0,9859
0,9749
0,7578
0,5386
0,3471
0,3339
0,3348
0,3982
0,8289
0,7966
0,9021
0,9554
7
0,9686
0,7770
0,5131
0,4448
0,3475
0,3493
0,3536
0,3529
0,3859
0,7480
0,7373
0,9708
8
0,6972
0,5610
0,5430
0,4612
0,3795
0,3904
0,3761
0,3836
0,4253
0,4406
0,4980
0,6767
9
0,6179
0,5970
0,5518
0,4776
0,4271
0,4604
0,4308
0,4233
0,4488
0,5080
0,5812
0,6070
10
0,6666
0,6199
0,5753
0,5074
0,4674
0,5038
0,4606
0,4587
0,4805
0,5484
0,6316
0,6829
11
0,6455
0,6138
0,5764
0,5079
0,4560
0,5196
0,4828
0,4591
0,5091
0,5256
0,6128
0,6895
12
0,6441
0,6176
0,5959
0,5359
0,5021
0,5381
0,5006
0,4883
0,5340
0,5389
0,5968
0,6609
13
0,6451
0,6185
0,6122
0,5420
0,4992
0,5727
0,5084
0,5014
0,5502
0,5169
0,5868
0,6564
14
0,6626
0,6374
0,6106
0,5284
0,5202
0,5963
0,5171
0,5133
0,5318
0,5267
0,6269
0,6784
15
0,6498
0,6424
0,5994
0,5257
0,5058
0,5760
0,5262
0,5035
0,5399
0,5273
0,5830
0,6406
16
0,6180
0,5994
0,5435
0,4959
0,4915
0,5339
0,4887
0,4809
0,5111
0,4832
0,5810
0,7190
17
0,8658
0,5719
0,5159
0,4533
0,4707
0,4988
0,4682
0,4687
0,4912
0,4813
0,9500
0,9771
18
0,9264
0,9062
0,5221
0,4387
0,4510
0,4933
0,4659
0,4627
0,4642
0,5040
0,9408
0,9488
19
0,9669
0,9219
0,8794
0,4317
0,4436
0,4984
0,4605
0,4597
0,5103
0,8675
0,9729
0,9828
20
1,0010
0,9679
0,8953
0,4733
0,4915
0,5094
0,4834
0,5002
0,9942
0,8977
0,9876
0,9973
21
1,0264
0,9907
0,9504
0,8427
0,6601
0,5399
0,5347
0,9185
1,0186
0,9399
0,9909
1,0024
22
1,0550
0,9981
0,9404
0,8535
0,9282
0,8487
0,9912
1,0226
1,0596
0,9632
0,9814
1,0019
23
1,0677
1,0175
0,9588
0,8826
0,9216
0,9389
0,9737
1,0343
1,0360
0,9335
0,9650
0,9971
24
1,0304
1,0024
0,9299
0,8803
0,9185
0,9242
0,9829
1,0042
1,0050
0,9160
0,9503
0,9475
02.09.2016 r.
Strona 182 z 275
Tablica 5. (5/5)
Profil C12b
niedziela
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0058
1,0094
0,8796
0,8750
0,8435
0,8961
0,9736
0,9592
0,9628
0,8801
0,8958
0,9171
2
0,9889
0,9814
0,8868
0,8541
0,8106
0,8760
0,9403
0,9359
0,9405
0,8618
0,8699
0,9221
3
0,9680
0,9586
0,8805
0,8474
0,7936
0,8602
0,9179
0,9135
0,9143
0,8311
0,8630
0,8990
4
0,9560
0,9503
0,8301
0,8238
0,7284
0,8420
0,9121
0,9078
0,9027
0,8204
0,8461
0,9006
5
0,9592
0,9421
0,8412
0,8053
0,5102
0,4216
0,6062
0,8868
0,8791
0,8080
0,8538
0,9210
6
0,9316
0,9199
0,6618
0,5179
0,3444
0,3697
0,3702
0,4212
0,8542
0,8101
0,8583
0,9078
7
0,8834
0,6980
0,4134
0,4005
0,3266
0,3331
0,3447
0,3548
0,3804
0,7348
0,6739
0,9035
8
0,5677
0,4639
0,4160
0,3737
0,3167
0,3229
0,3255
0,3442
0,3515
0,3484
0,3865
0,5727
9
0,4645
0,4496
0,3795
0,3479
0,3302
0,3272
0,3357
0,3366
0,3342
0,3718
0,4168
0,4471
10
0,4729
0,4427
0,3687
0,3424
0,3431
0,3322
0,3458
0,3489
0,3341
0,3932
0,4126
0,4891
11
0,4627
0,4349
0,3684
0,3640
0,3734
0,3577
0,3596
0,3634
0,3657
0,3830
0,4304
0,4859
12
0,4505
0,4489
0,3950
0,3818
0,4127
0,3874
0,3814
0,3883
0,3966
0,3982
0,4067
0,4581
13
0,4719
0,4715
0,4089
0,3720
0,4148
0,4078
0,3841
0,4074
0,4002
0,4027
0,4273
0,4664
14
0,5266
0,5052
0,4443
0,3884
0,4195
0,4251
0,3866
0,4148
0,4299
0,4002
0,4657
0,4979
15
0,5503
0,5402
0,4548
0,3955
0,4382
0,4239
0,4251
0,4367
0,4276
0,4006
0,4598
0,5181
16
0,5419
0,5531
0,4584
0,4104
0,4350
0,4400
0,4071
0,4342
0,4414
0,4195
0,4825
0,6323
17
0,8142
0,5750
0,4435
0,4110
0,4460
0,4465
0,4148
0,4311
0,4347
0,4067
0,8614
0,9299
18
0,9058
0,8907
0,4684
0,4077
0,4364
0,4504
0,4135
0,4397
0,4282
0,4786
0,8733
0,9284
19
0,9369
0,9051
0,7942
0,4016
0,4158
0,4383
0,4140
0,4291
0,4955
0,8295
0,9100
0,9590
20
0,9509
0,9159
0,8115
0,4185
0,4431
0,4306
0,4105
0,4332
0,9389
0,8369
0,9052
0,9710
21
0,9487
0,9327
0,8469
0,7922
0,5773
0,4342
0,4467
0,8494
0,9472
0,8776
0,9048
0,9713
22
0,9728
0,9563
0,8728
0,8161
0,8266
0,7290
0,9016
0,9469
0,9557
0,8837
0,9088
0,9922
23
0,9913
0,9734
0,8914
0,8404
0,8125
0,8009
0,8889
0,9501
0,9321
0,8662
0,9093
0,9885
24
0,9788
0,9577
0,8920
0,8342
0,8176
0,7859
0,8795
0,9276
0,8945
0,8491
0,9051
0,9599
02.09.2016 r.
Strona 183 z 275
Tablica 6. (1/5)
Profil R
poniedziałek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
2
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
3
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
4
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
5
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
6
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
7
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
8
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
9
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
10
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
11
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
12
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
13
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
14
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
15
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
16
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
17
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
18
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
19
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
20
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
21
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
22
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
23
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
24
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
02.09.2016 r.
Strona 184 z 275
Tablica 6. (2/5)
Profil R
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
2
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
3
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
4
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
5
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
6
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
7
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
8
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
9
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
10
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
11
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
12
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
13
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
14
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
15
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
16
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
17
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
18
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
19
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
20
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
21
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
22
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
23
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
24
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
02.09.2016 r.
Strona 185 z 275
Tablica 6. (3/5)
Profil R
piątek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
2
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
3
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
4
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
5
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
6
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
7
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
8
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
9
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
10
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
11
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
12
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
13
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
14
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
15
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
16
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
17
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
18
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
19
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
20
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
21
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
22
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
23
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
24
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
02.09.2016 r.
Strona 186 z 275
Tablica 6. (4/5)
Profil R
sobota
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
2
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
3
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
4
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
5
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
6
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
7
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
8
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
9
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
10
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
11
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
12
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
13
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
14
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
15
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
16
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
17
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
18
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
19
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
20
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
21
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
22
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
23
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
24
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
02.09.2016 r.
Strona 187 z 275
Tablica 6. (5/5)
Profil R
niedziela
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
2
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
3
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
4
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
5
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
6
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
7
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
8
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
9
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
10
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
11
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
12
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
13
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
14
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
15
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
16
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
17
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
18
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
19
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
20
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
21
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
22
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
23
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
24
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
1,0000
02.09.2016 r.
Strona 188 z 275
Tablica 7. (1/5)
Profil G12w
poniedziałek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
0,8315
0,8893
0,6814
0,6079
0,5308
0,4987
0,3824
0,3478
0,3603
0,4462
0,4998
0,5443
2
0,7307
0,7898
0,5995
0,5456
0,4531
0,4210
0,3178
0,3001
0,2980
0,3690
0,4376
0,4947
3
0,6783
0,7418
0,5628
0,4896
0,4154
0,3689
0,2948
0,2780
0,2816
0,3446
0,4062
0,4639
4
0,6726
0,7385
0,5657
0,5037
0,4207
0,3809
0,3127
0,2960
0,2986
0,3524
0,4034
0,4568
5
0,7215
0,7643
0,6059
0,5340
0,4485
0,3966
0,3216
0,3091
0,3171
0,3933
0,4407
0,4863
6
0,7769
0,8337
0,6748
0,6029
0,5155
0,4291
0,3516
0,3293
0,3696
0,4534
0,4774
0,5323
7
0,8999
0,9459
0,7944
0,6852
0,6015
0,5248
0,3869
0,3678
0,4335
0,5158
0,5484
0,6305
8
0,9206
0,9883
0,8222
0,7207
0,6301
0,5732
0,4309
0,4055
0,4837
0,5612
0,5752
0,6521
9
0,9199
0,9579
0,8216
0,7061
0,6424
0,5856
0,4501
0,4113
0,4785
0,5457
0,5626
0,6205
10
0,8850
0,9490
0,7844
0,7044
0,6370
0,5802
0,4735
0,4321
0,4788
0,5311
0,5638
0,6359
11
0,8857
0,9471
0,7780
0,7052
0,6471
0,5878
0,4609
0,4380
0,4736
0,5255
0,5550
0,6126
12
0,8567
0,9181
0,7808
0,7034
0,6300
0,5713
0,4637
0,4404
0,4706
0,5145
0,5566
0,6144
13
0,9154
0,9536
0,8107
0,7493
0,6457
0,6069
0,4839
0,4599
0,5123
0,5750
0,6054
0,6572
14
1,1254
1,1451
0,9334
0,8366
0,7226
0,6895
0,5499
0,5202
0,5779
0,6739
0,7608
0,8456
15
1,0496
1,0729
0,8993
0,8115
0,7163
0,6717
0,5356
0,5054
0,5470
0,6482
0,7390
0,8206
16
1,0895
1,0392
0,8758
0,7900
0,7089
0,6312
0,5087
0,4858
0,5222
0,6390
0,7621
0,8423
17
1,1801
1,1365
0,8759
0,7913
0,7076
0,6281
0,4765
0,4552
0,5053
0,6840
0,8311
0,8867
18
1,1823
1,2130
0,9428
0,7922
0,7083
0,6782
0,4833
0,4560
0,5342
0,7350
0,8586
0,9004
19
1,2505
1,2941
1,1242
0,8899
0,7638
0,7081
0,5193
0,5012
0,6521
0,8384
0,8858
0,9231
20
1,1962
1,2262
1,0924
0,8940
0,8044
0,6946
0,5371
0,5295
0,7006
0,8320
0,8704
0,8963
21
1,1553
1,1913
1,0513
0,9796
0,8799
0,7524
0,5732
0,5679
0,6652
0,8042
0,8432
0,8735
22
1,2484
1,2671
1,0715
0,9629
0,9212
0,7971
0,6376
0,6178
0,6765
0,8269
0,8711
0,9326
23
1,1396
1,1492
0,9727
0,8940
0,8657
0,7682
0,6220
0,5929
0,5873
0,7395
0,8209
0,8821
24
1,0395
1,0275
0,8334
0,7585
0,6943
0,6241
0,5157
0,4652
0,4682
0,5930
0,6757
0,7386
02.09.2016 r.
Strona 189 z 275
Tablica 7. (2/5)
Profil G12w
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
0,8849
0,8960
0,7156
0,6455
0,5458
0,5120
0,4141
0,3762
0,3650
0,4624
0,5519
0,6205
2
0,7770
0,7938
0,6205
0,5672
0,4563
0,4467
0,3451
0,3166
0,3027
0,3818
0,4629
0,5269
3
0,7271
0,7455
0,6025
0,5311
0,4159
0,3889
0,3179
0,2905
0,2819
0,3576
0,4289
0,4949
4
0,7120
0,7282
0,5989
0,5429
0,4174
0,4006
0,3311
0,3017
0,3002
0,3651
0,4248
0,4814
5
0,7461
0,7786
0,6348
0,5633
0,4514
0,4116
0,3366
0,3071
0,3211
0,3970
0,4624
0,5126
6
0,8202
0,8317
0,7155
0,6211
0,4961
0,4539
0,3592
0,3277
0,3644
0,4538
0,5072
0,5456
7
0,9250
0,9487
0,8036
0,7042
0,5800
0,5424
0,4140
0,3741
0,4278
0,5285
0,5863
0,6392
8
0,9556
0,9795
0,8295
0,7462
0,6465
0,6101
0,4454
0,4051
0,4939
0,5891
0,6282
0,6865
9
0,9291
0,9393
0,8172
0,7398
0,6443
0,6199
0,4615
0,4173
0,4777
0,5554
0,5755
0,6316
10
0,9147
0,9201
0,7965
0,7120
0,6323
0,6002
0,4735
0,4229
0,4693
0,5291
0,5790
0,6170
11
0,9077
0,9200
0,7778
0,7054
0,6228
0,5909
0,4756
0,4288
0,4568
0,5228
0,5665
0,6206
12
0,9058
0,9117
0,7687
0,6953
0,6149
0,5949
0,4872
0,4371
0,4628
0,5192
0,5654
0,6214
13
0,9432
0,9785
0,8028
0,7314
0,6439
0,6286
0,5074
0,4682
0,4953
0,5735
0,6235
0,6793
14
1,1631
1,1441
0,9497
0,8177
0,7252
0,7103
0,5761
0,5384
0,5566
0,6851
0,7971
0,8429
15
1,0936
1,0727
0,9093
0,8006
0,7248
0,6854
0,5474
0,5020
0,5296
0,6556
0,7553
0,8147
16
1,1152
1,0706
0,8790
0,7667
0,6929
0,6418
0,5159
0,4694
0,5019
0,6413
0,7741
0,8587
17
1,1671
1,1284
0,8914
0,7699
0,6991
0,6521
0,4920
0,4568
0,4957
0,6713
0,8593
0,9036
18
1,1880
1,2037
0,9990
0,7795
0,7058
0,6707
0,5022
0,4653
0,5242
0,7379
0,8875
0,9185
19
1,2646
1,2637
1,1605
0,8879
0,7487
0,7236
0,5208
0,4856
0,6270
0,8390
0,9102
0,9540
20
1,2209
1,2381
1,1124
0,9554
0,7927
0,7248
0,5425
0,5353
0,6777
0,8309
0,8822
0,9327
21
1,1573
1,1625
1,0536
0,9843
0,8555
0,7728
0,5704
0,5700
0,6490
0,8057
0,8645
0,9002
22
1,2373
1,2421
1,0542
0,9752
0,9049
0,8401
0,6324
0,6136
0,6653
0,8280
0,9190
0,9612
23
1,1374
1,1346
0,9620
0,9187
0,8247
0,7968
0,6268
0,5870
0,5994
0,7499
0,8493
0,9125
24
1,0239
1,0231
0,8490
0,7746
0,6795
0,6525
0,5194
0,4835
0,4685
0,5918
0,6969
0,7667
02.09.2016 r.
Strona 190 z 275
Tablica 7. (3/5)
Profil G12w
piątek
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
0,9078
0,8602
0,7202
0,6121
0,5329
0,5366
0,4159
0,3640
0,3636
0,4538
0,5697
0,6406
2
0,8036
0,7606
0,6212
0,5414
0,4717
0,4562
0,3411
0,3089
0,3090
0,3852
0,4938
0,5808
3
0,7517
0,7245
0,6028
0,5029
0,4165
0,3947
0,3158
0,2852
0,2875
0,3605
0,4543
0,5287
4
0,7270
0,7322
0,5925
0,5164
0,4317
0,4102
0,3274
0,2987
0,3005
0,3694
0,4542
0,5185
5
0,7700
0,7731
0,6412
0,5325
0,4501
0,4291
0,3450
0,3160
0,3259
0,3973
0,4839
0,5471
6
0,8239
0,8255
0,7001
0,5723
0,4962
0,4671
0,3643
0,3283
0,3677
0,4485
0,5256
0,5830
7
0,9282
0,9324
0,7846
0,6619
0,5888
0,5493
0,4097
0,3703
0,4330
0,5222
0,6047
0,6605
8
0,9496
0,9709
0,8178
0,7154
0,6441
0,5855
0,4444
0,4141
0,5018
0,5796
0,6245
0,7140
9
0,9415
0,9241
0,8078
0,6993
0,6359
0,5844
0,4695
0,4373
0,4877
0,5459
0,5901
0,6800
10
0,9032
0,9037
0,7711
0,6942
0,6375
0,5891
0,4802
0,4368
0,4964
0,5361
0,6048
0,6513
11
0,9011
0,8902
0,7534
0,6969
0,6071
0,5805
0,4792
0,4361
0,4841
0,5245
0,5869
0,6378
12
0,8800
0,9059
0,7386
0,6668
0,6043
0,5796
0,4720
0,4455
0,4787
0,5196
0,5978
0,6482
13
0,9507
0,9500
0,7762
0,6951
0,6413
0,6166
0,5034
0,4777
0,5154
0,5649
0,6481
0,7132
14
1,1755
1,1220
0,9162
0,7764
0,7235
0,6797
0,5672
0,5442
0,5668
0,6528
0,8039
0,8791
15
1,1047
1,0479
0,9093
0,7627
0,7046
0,6597
0,5441
0,5225
0,5423
0,6182
0,7633
0,8337
16
1,0848
0,9964
0,8442
0,7126
0,6481
0,6273
0,5197
0,4920
0,5067
0,5962
0,7822
0,8538
17
1,1354
1,0570
0,8738
0,6989
0,6639
0,6097
0,4946
0,4704
0,5074
0,5909
0,8482
0,8952
18
1,1659
1,1310
0,9584
0,7181
0,7049
0,6210
0,5074
0,4961
0,5356
0,6581
0,8750
0,9061
19
1,1865
1,1932
1,1028
0,8096
0,7204
0,6566
0,5186
0,5175
0,6172
0,7499
0,8753
0,9282
20
1,1945
1,1372
1,0726
0,8701
0,7536
0,6847
0,5447
0,5288
0,6770
0,7489
0,8477
0,9004
21
1,1247
1,0822
1,0160
0,8973
0,8064
0,7434
0,5821
0,5697
0,6319
0,7231
0,7951
0,8551
22
1,2262
1,1938
1,0468
0,9041
0,8558
0,8132
0,6266
0,6147
0,6499
0,7656
0,8862
0,9564
23
1,1578
1,1031
0,9659
0,8640
0,8041
0,7857
0,5979
0,5788
0,6038
0,7214
0,8480
0,9107
24
1,0467
1,0077
0,8624
0,7462
0,6903
0,6431
0,5096
0,4843
0,4933
0,5853
0,7181
0,7927
02.09.2016 r.
Strona 191 z 275
Tablica 7. (4/5)
Profil G12w
sobota
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
0,8919
0,9130
0,7499
0,6397
0,5598
0,5120
0,4499
0,3877
0,4102
0,4781
0,5741
0,6583
2
0,7838
0,8313
0,6573
0,5402
0,4693
0,4230
0,3392
0,3219
0,3256
0,4029
0,4947
0,5802
3
0,7160
0,7690
0,6374
0,5059
0,4210
0,3680
0,3118
0,2985
0,3047
0,3727
0,4560
0,5388
4
0,7032
0,7819
0,6113
0,5139
0,4315
0,3767
0,3205
0,2991
0,3058
0,3743
0,4509
0,5219
5
0,7124
0,7829
0,6386
0,5205
0,4577
0,3833
0,3263
0,3098
0,3288
0,3907
0,4658
0,5504
6
0,7894
0,8470
0,6904
0,5708
0,4717
0,4105
0,3520
0,3256
0,3555
0,4222
0,4989
0,5716
7
0,8489
0,9060
0,7788
0,6233
0,5502
0,5002
0,4065
0,3781
0,4250
0,4836
0,5387
0,6308
8
0,8747
0,9390
0,8546
0,7158
0,6232
0,5663
0,4626
0,4364
0,5022
0,5556
0,6091
0,6982
9
0,9316
1,0028
0,8783
0,7310
0,6440
0,5989
0,4878
0,4735
0,5316
0,6024
0,6688
0,7267
10
0,9814
1,0358
0,9068
0,7961
0,7220
0,6597
0,5395
0,5082
0,5697
0,6472
0,7141
0,7827
11
1,0131
1,0803
0,8961
0,8008
0,7507
0,6833
0,5629
0,5381
0,5750
0,6490
0,7305
0,7928
12
1,0064
1,0760
0,8772
0,7818
0,7509
0,6893
0,5713
0,5589
0,5938
0,6599
0,7533
0,8022
13
1,0366
1,0816
0,8944
0,8015
0,7493
0,7009
0,5655
0,5770
0,5993
0,7073
0,7633
0,8634
14
1,1336
1,1625
0,9553
0,8518
0,7985
0,7516
0,6256
0,6015
0,6218
0,7231
0,8531
0,9196
15
1,0754
1,1598
0,9551
0,8544
0,8011
0,7281
0,6191
0,6050
0,6246
0,7147
0,8788
0,9176
16
1,1940
1,2076
0,9602
0,8168
0,7881
0,7273
0,6183
0,5944
0,6185
0,7062
0,9480
0,9769
17
1,2780
1,2915
1,0073
0,8182
0,7809
0,6992
0,5877
0,5835
0,6170
0,7229
1,0061
1,0381
18
1,3331
1,3680
1,1260
0,8484
0,7622
0,6894
0,5848
0,5548
0,6272
0,8106
1,0058
1,0548
19
1,3431
1,3908
1,2348
0,9403
0,8314
0,7453
0,6243
0,6029
0,7258
0,9212
0,9900
1,0458
20
1,2916
1,3214
1,1930
0,9629
0,8390
0,7586
0,6294
0,6397
0,7767
0,9015
0,9397
1,0157
21
1,1975
1,2120
1,0842
0,9374
0,8420
0,7460
0,6296
0,6068
0,7068
0,8101
0,8740
0,9410
22
1,2067
1,2083
1,0364
0,9264
0,8479
0,7563
0,6384
0,6349
0,6989
0,7937
0,8462
0,9499
23
1,0969
1,1226
0,9267
0,8385
0,7867
0,7127
0,5926
0,5550
0,5954
0,6964
0,7834
0,8470
24
0,9935
1,0117
0,8285
0,7084
0,6604
0,6050
0,5094
0,4716
0,4983
0,5762
0,6790
0,7349
02.09.2016 r.
Strona 192 z 275
Tablica 7. (5/5)
Profil G12w
niedziela
godziny
styczeń
luty
marzec
kwiecień
maj
czerwiec
lipiec
sierpień
wrzesień
październik
listopad
grudzień
1
0,8900
0,9229
0,7285
0,6051
0,5452
0,5063
0,4134
0,3948
0,4182
0,4702
0,5339
0,6106
2
0,7938
0,8100
0,5166
0,5324
0,4621
0,4263
0,3459
0,3308
0,3553
0,3839
0,4707
0,5299
3
0,7148
0,7766
0,5697
0,4918
0,4110
0,3767
0,3154
0,3016
0,3134
0,3662
0,4332
0,5027
4
0,6896
0,7638
0,5816
0,5037
0,4093
0,3750
0,3128
0,3029
0,3103
0,3648
0,4246
0,4921
5
0,7016
0,7714
0,5997
0,5037
0,4213
0,3827
0,3178
0,3082
0,3138
0,3692
0,4404
0,5144
6
0,7741
0,8279
0,6757
0,5451
0,4565
0,4043
0,3436
0,3325
0,3479
0,4173
0,4680
0,5318
7
0,8286
0,8997
0,7450
0,5981
0,5076
0,4706
0,3883
0,3811
0,3964
0,4711
0,4997
0,5769
8
0,8801
0,9170
0,8087
0,6642
0,5832
0,5376
0,4250
0,4218
0,4444
0,5164
0,5603
0,6416
9
0,9242
0,9912
0,8411
0,7400
0,6413
0,5750
0,4683
0,4420
0,4706
0,5627
0,6108
0,6897
10
1,0009
1,0380
0,8725
0,7669
0,6847
0,6094
0,5290
0,4919
0,5277
0,5999
0,6606
0,7541
11
1,0119
1,0569
0,8824
0,7667
0,7006
0,6440
0,5498
0,5106
0,5394
0,5957
0,6843
0,7528
12
1,0468
1,0834
0,8650
0,7623
0,7297
0,6721
0,5760
0,5290
0,5551
0,6275
0,7087
0,7728
13
1,0585
1,1124
0,8843
0,7837
0,7397
0,6881
0,5957
0,5440
0,5756
0,6646
0,7356
0,8438
14
1,1176
1,0758
0,8719
0,7431
0,7367
0,6918
0,5768
0,5392
0,5801
0,6467
0,7557
0,8607
15
1,0731
1,0382
0,8722
0,7155
0,7073
0,6491
0,5355
0,4946
0,5547
0,6272
0,7377
0,8404
16
1,1325
1,0675
0,8596
0,6889
0,6715
0,6512
0,5188
0,4782
0,5283
0,6195
0,7807
0,9215
17
1,2104
1,1411
0,8746
0,6848
0,6614
0,6334
0,5050
0,4543
0,5288
0,6581
0,8598
0,9832
18
1,2258
1,2536
1,0064
0,7231
0,6899
0,6486
0,5159
0,4793
0,5542
0,7227
0,8719
0,9977
19
1,2853
1,3328
1,1516
0,8594
0,8120
0,7505
0,5496
0,5284
0,6848
0,8659
0,9109
1,0161
20
1,2301
1,2775
1,1484
0,8738
0,8088
0,7419
0,5979
0,5919
0,7352
0,8495
0,8929
1,0029
21
1,1579
1,2191
1,0648
0,8801
0,8394
0,7508
0,5804
0,5925
0,6935
0,7883
0,8161
0,9521
22
1,1743
1,2211
1,0513
0,8920
0,8725
0,7975
0,6049
0,5878
0,6763
0,7802
0,8359
0,9476
23
1,0483
1,1265
0,9144
0,7860
0,7720
0,7412
0,5570
0,5256
0,5515
0,6710
0,7296
0,8208
24
0,9583
1,0085
0,8069
0,6805
0,6178
0,6197
0,4628
0,4326
0,4375
0,5452
0,5937
0,7017
02.09.2016 r.
Strona 193 z 275
Tablica 8. (1/1)
Dzień
Algorytm
1 styczeń 2016 (piątek)
przyjąć profil niedziela (dla grupy taryfowej G12w przyjąć profil niedzieli G12)
5 styczeń 2016 (wtorek)
przyjąć profil piątek
6 styczeń 2016 (środa)
7 styczeń 2016 (czwartek)
przyjąć profil poniedziałek
28 marzec 2016 (poniedziałek)
29 marzec 2016 (wtorek)
2 maj 2016 (poniedziałek)
przyjąć profil sobota (dla grupy taryfowej G12w przyjąć profil soboty G12)
3 maj 2016 (wtorek)
4 maj 2016 (środa)
25 maj 2016 ( środa)
26 maj 2016 (czwartek)
27 maj 2016 (piątek)
przyjąć profil sobota (dla grupy taryfowej G12w przyjąć profil soboty G12)
15 sierpień 2016 (poniedziałek)
16 sierpień 2016 (wtorek)
31 październik 2016 (poniedziałek)
1 listopad 2016 ( wtorek)
2 listopad 2016 (środa)
10 listopad 2015 (czwartek)
11 listopad 2016 (piątek)
26 grudzień 2016 ( poniedziałek)
27 grudzień 2016 (wtorek)
ZMIANA CZASU: na letni 27 marca 2016 r., na zimowy 30 października 2016 r.
02.09.2016 r.
Strona 194 z 275
H. POSTĘPOWANIE REKLAMACYJNE I OBOWIĄZKI INFORMACYJNE
H.1.
Niniejszy rozdział określa procedury postępowania i rozstrzygania reklamacji
w zakresie objętym niniejszą IRiESD.
H.2.
Reklamacje podmiotów zobowiązanych do stosowania IRiESD mogą być
zgłaszane w formie pisemnej (drogą pocztową, osobiście), w formie elektronicznej
(pocztą elektroniczną lub poprzez stronę internetową) lub ustnej (osobiście,
telefonicznie).
H.3.
URD posiadający zawartą ze sprzedawcą umowę kompleksową, składa reklamacje
do tego sprzedawcy, z zastrzeżeniem pkt H.4.
URD posiadający zawartą ze sprzedawcą umowę sprzedaży oraz z innogy Stoen
Operator umowę dystrybucji, reklamacje dotyczące umowy dystrybucji składa
bezpośrednio do innogy Stoen Operator.
H.4.
innogy Stoen Operator samodzielnie (bez udziału sprzedawcy) realizować będzie
następujące obowiązki w zakresie postępowania reklamacyjnego oraz realizacji
obowiązków informacyjnych wynikających z przepisów o których mowa
w pkt. A.1.1.:
1. przyjmuje od URD przez całą dobę zgłoszeń dotyczących przerw
w dostarczaniu energii elektrycznej oraz wystąpienia zagrożeń życia i zdrowia
spowodowanych niewłaściwą pracą sieci;
2. udzielanie URD, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie
w sieci;
3. powiadamianie, z co najmniej pięciodniowym wyprzedzeniem o terminach
i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej w formie:
a) ogłoszeń prasowych, internetowych, komunikatów radiowych lub
telewizyjnych lub w inny sposób zwyczajowo przyjęty na danym terenie –
jeżeli URD jest zasilany z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż
1 kV,
b) indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą
innego środka komunikowania się – jeżeli URD jest zasilany z sieci
o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV,
4. informowanie na piśmie z co najmniej:
a) rocznym wyprzedzeniem - o konieczności dostosowania urządzeń
poziomu prądów zwarcia, zmiany rodzaju przyłącza lub innych warunków
funkcjonowania sieci, jeżeli URD jest zasilany z sieci o napięciu
znamionowym nie wyższym niż 1 kV,
02.09.2016 r.
Strona 195 z 275
b) trzyletnim wyprzedzeniem - o konieczności dostosowania urządzeń
poziomu prądów zwarcia lub innych warunków funkcjonowania sieci,
jeżeli URD jest zasilany z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż
1 kV,
c) tygodniowym wyprzedzeniem – o zamierzonej zmianie nastawień
w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na
współpracę ruchową z siecią, jeżeli URD jest zasilany z sieci o napięciu
znamionowym wyższym niż 1 kV.
5. kontaktowanie się z URD w sprawie odpłatnego podejmowania stosownych
czynności w sieci w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania, przez URD
lub inny podmiot, prac w obszarze oddziaływania tej sieci.
6. przyjmowanie od URD reklamacji na wstrzymanie przez innogy Stoen
Operator dostarczania energii z przyczyn innych niż wskazana w pkt. II 3.2.2.;
7. przyjmowanie dodatkowych zleceń od URD na wykonanie czynności
wynikających z taryfy innogy Stoen Operator.
H.5.
Postępowanie w sprawie reklamacji złożonych sprzedawcy przez URD
posiadającego zawartą umowę kompleksową, w sprawach innych niż opisane
w pkt. H.4., realizowane jest w następujący sposób:
1) reklamacje dotyczące odczytu wskazań układu pomiaroworozliczeniowego przekazywane są przez sprzedawcę do innogy Stoen
Operator. innogy Stoen Operator dokonuje weryfikacji wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego w terminie 7 dni kalendarzowych od daty
otrzymania reklamacji od sprzedawcy i w tym samym terminie przekazuje
odpowiedź sprzedawcy,
2) reklamacje dotyczące prawidłowości działania układu pomiaroworozliczeniowego sprzedawca przekazuje do innogy Stoen Operator w
ciągu 2 dni roboczych w formie elektronicznej. innogy Stoen Operator
bezzwłocznie podejmuje działania w celu rozpatrzenia reklamacji oraz
naprawy lub wymiany układu pomiarowo-rozliczeniowego. innogy Stoen
Operatornie zwłocznie informuje w formie elektronicznej sprzedawcę
o zrealizowanych działaniach, w tym naprawach lub wymianach, a także
o ewentualnej korekcie danych pomiarowych w wyniku stwierdzonych
nieprawidłowości pracy układu pomiarowo-rozliczeniowego. innogy
Stoen Operator wykonuje powyższe czynności w terminie 9 dni
kalendarzowych od otrzymania reklamacji,
3) w przypadku żądania URD laboratoryjnego sprawdzenia licznika,
sprzedawca informuje o tym innogy Stoen Operator w terminie 2 dni
roboczych. innogy Stoen Operator realizuje żądanie URD w terminie
zapewniającym realizację obowiązku w 14 dni kalendarzowych od
02.09.2016 r.
Strona 196 z 275
zgłoszenia URD. Pokrycie kosztów laboratoryjnego sprawdzenia licznika
odbywa się zgodnie z zapisami obowiązującego prawa,
4) w ciągu 30 dni kalendarzowych od dnia otrzymania wyniku badania
laboratoryjnego o którym mowa w pkt. 3), URD może zlecić wykonanie
dodatkowej ekspertyzy badanego uprzednio układu pomiaroworozliczeniowego. Koszt ekspertyzy pokrywa URD na zasadach
określonych w przepisach prawa,
5) reklamacje dotyczące dotrzymania parametrów jakościowych energii
elektrycznej dostarczanej z sieci elektroenergetycznej, przekazywane są do
innogy Stoen Operator przez sprzedawcę w terminie 2 dni roboczych.
innogy Stoen Operator w miarę możliwości technicznych i
organizacyjnych, dokonuje sprawdzenia dotrzymania parametrów
jakościowych
energii
elektrycznej
dostarczanej
z
sieci
elektroenergetycznej, poprzez wykonanie odpowiednich pomiarów. OSD
przekazuje sprzedawcy informację o wynikach sprawdzenia niezwłocznie
po zakończeniu pomiarów, a w przypadku URD w gospodarstwach
domowych, niezwłocznie, jednak nie później niż w terminie 10 dni
kalendarzowych od zakończenia pomiarów. W przypadku zgodności
zmierzonych parametrów z określonymi w umowie kompleksowej lub
IRiESD, koszty sprawdzenia i pomiarów ponosi URD, na zasadach
określonych w taryfie innogy Stoen Operator,
6) w przypadku otrzymania przez sprzedawcę pisemnego wniosku URD
w sprawie udzielenia bonifikaty za niedotrzymanie parametrów
jakościowych dostarczanej energii elektrycznej lub niedotrzymania
standardów jakościowych obsługi URD, sprzedawca przekazuje do innogy
Stoen Operator w formie elektronicznej skan wniosku w ciągu 2 dni
roboczych. innogy Stoen Operator po rozpatrzeniu wniosku, przekazuje do
sprzedawcy informację o uznaniu bądź odrzuceniu wniosku URD, wraz
z podaniem przyczyn odrzucenia, w terminie 14 dni kalendarzowych od
dnia otrzymania wniosku od sprzedawcy,
7) wnioski URD o odszkodowanie wynikające z niedotrzymania parametrów
jakościowych
energii
elektrycznej
dostarczanej
z
sieci
elektroenergetycznej, niedotrzymania standardów jakościowych obsługi
URD, przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, bądź nie wykonania lub
nienależytego wykonania usługi dystrybucji na rzecz URD, sprzedawca
przekazuje w ciągu 2 dni roboczych do innogy Stoen Operator w formie
elektronicznej wraz ze skanem wniosku. innogy Stoen Operator
niezwłocznie rozpatruje złożone wnioski i informuje sprzedawcę lub URD
o wyniku ich rozpatrzenia,
8) w przypadku prowadzonego postępowania reklamacyjnego sprzedawca,
na żądanie innogy Stoen Operator, w terminie 7 dni od otrzymania
02.09.2016 r.
Strona 197 z 275
żądania, prześle w formie elektronicznej do innogy Stoen Operator kopię
odpowiedzi udzielonej URD.
Odpowiedzi na reklamacje URD złożone do sprzedawcy, zgodnie z zasadami
opisanymi w niniejszym punkcie, udzielane są URD przez sprzedawcę za
wyjątkiem podpunktu 7).
H.6.
Reklamacje powinny być przesyłane do innogy Stoen Operator, na adres:
ul. Nieświeska 52
03-867 Warszawa
lub na adresy, w tym dedykowane adresy poczty elektronicznej, wskazane na
stronie internetowej innogy Stoen Operator www.innogystoenoperator.pl.
H.7.
Zgłoszenie przez podmiot reklamacji do innogy Stoen Operator 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 żądanie;
d) dokumenty uzasadniające żądanie.
Uchybienia w zgłoszeniu reklamacyjnym dot. ppkt. a)-d) nie mogą być przyczyną
odmowy rozpatrzenia reklamacji przez innogy Stoen Operator.
H.8.
innogy Stoen Operator rozstrzyga zgłoszoną reklamację w terminie nie dłuższym
niż:
a) określonym w pkt. H.5. – jeżeli reklamacja została złożona do sprzedawcy
przez URD posiadającego zawartą ze sprzedawcą umowę kompleksową,
b) 14 dni kalendarzowych od daty otrzymania zgłoszenia reklamacji od URD –
jeżeli reklamacja dotyczy rozliczeń za świadczone przez innogy Stoen
Operator usługi dystrybucji lub jeżeli reklamacja dotyczy kwestii związanych
ze wstrzymaniem dostarczania energii elektrycznej dokonanych z inicjatywy
c) 30 dni kalendarzowych od daty otrzymania zgłoszenia reklamacji –
w pozostałych przypadkach.
W przypadku konieczności wykonania dodatkowych analiz i pomiarów, innogy
Stoen Operator we wskazanych powyżej terminach, informuje o planowanym
terminie rozpatrzenia reklamacji.
W przypadku, gdy reklamacja została złożona przez odbiorcę energii elektrycznej
w gospodarstwie domowym i dotyczy kwestii związanych ze wstrzymaniem
02.09.2016 r.
Strona 198 z 275
dostarczania energii elektrycznej, dokonanych z inicjatywy innogy Stoen Operator,
to jeżeli reklamacja nie została rozpatrzona w terminie 14 dni od dnia jej złożenia,
uważa się, że została uwzględniona.
H.9.
Rozstrzygnięcie reklamacji wraz z uzasadnieniem jest przesyłane:
a) w przypadkach o których mowa w pkt. H.8. a) – w sposób określony
w GUD-K,
b) w przypadkach o których mowa w pkt. H.8. b) i c) - w sposób określony
w pkt. H.2.
H.10.
Jeżeli rozstrzygnięcie reklamacji przez innogy Stoen Operator zgodnie z pkt. H.9,
w całości lub w części nie jest satysfakcjonujące dla podmiotu zgłaszającego, to
podmiot ten ma prawo w terminie 14 dni kalendarzowych od dnia otrzymania
rozstrzygnięcia, wystąpić pisemnie do innogy Stoen Operator z wnioskiem
o ponowne rozstrzygnięcie reklamacji, zawierającym:
a) zakres nieuwzględnionego przez innogy Stoen Operator żądania;
b) uzasadnienie faktyczne zgłoszonego żądania;
c) dane przedstawicieli podmiotu upoważnionych do prowadzenia negocjacji.
Wniosek o ponowne rozstrzygnięcie reklamacji powinien być przesłany listem na
adresy, o których mowa w pkt. H.6, odpowiednio listem lub w formie
elektronicznej w postaci skanu dokumentu.
H.11.
innogy Stoen Operator rozstrzyga wniosek o ponowne rozpatrzenie reklamacji
w terminie nieprzekraczającym 30 dni kalendarzowych od daty jego otrzymania.
innogy Stoen Operator rozpatruje przedmiotowy wniosek po przeprowadzeniu
negocjacji z upoważnionymi przedstawicielami podmiotu zgłaszającego
reklamację i może ją uwzględnić w całości lub w części lub podtrzymać swoje
wcześniejsze stanowisko. innogy Stoen Operator przesyła rozstrzygnięcie wniosku
w formie pisemnej.
H.12.
Jeżeli reklamacje prowadzące do sporu pomiędzy innogy Stoen Operator,
a podmiotem zgłaszającym żądanie, nie zostaną uwzględnione w trakcie opisanego
powyżej postępowania reklamacyjnego, Strony sporu mogą zgłosić spór do
rozstrzygnięcia przez sąd, zgodnie z zapisami zawartymi w stosownej umowie
wiążącej innogy Stoen Operator i podmiot składający reklamację.
H.13.
Skierowanie sprawy do rozstrzygnięcia przez sąd, musi być poprzedzone
procedurą reklamacyjną zgodnie z powyższymi postanowieniami.
I. ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI
I.1.
innogy Stoen Operator identyfikuje ograniczenia systemowe ze względu na
spełnienie wymagań niezawodności dostaw energii elektrycznej.
02.09.2016 r.
Strona 199 z 275
I.2.
Ograniczenia systemowe dzielimy na:
a) ograniczenia elektrowniane,
b) ograniczenia sieciowe.
I.3.
Ograniczenia elektrowniane obejmują restrykcje w pracy elektrowni spowodowane
przez:
a) parametry techniczne poszczególnych jednostek wytwórczych,
b) przyczyny technologiczne w elektrowni,
c) działanie siły wyższej,
d)
I.4.
realizację polityki energetycznej państwa.
innogy Stoen Operator 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.
I.5.
Identyfikacja ograniczeń systemowych jest wykonywana przez innogy Stoen
Operator 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.
I.6.
Analizy sieciowe dla potrzeb identyfikacji ograniczeń systemowych w planach
koordynacyjnych są realizowane przez innogy Stoen Operator z wykorzystaniem
dostępnych programów analitycznych i na bazie najbardziej aktualnych modeli
matematycznych KSE.
I.7.
Ograniczenia systemowe są identyfikowane w cyklach pokrywających się z planami
koordynacyjnymi oraz udostępniane w ramach planów koordynacyjnych.
I.8.
innogy Stoen Operator przy planowaniu pracy sieci uwzględnia ograniczenia
występujące w pracy sieci przesyłowej, dystrybucyjnej sąsiednich OSD oraz
zgłoszone przez wytwórców ograniczenia dotyczące jednostek wytwórczych
przyłączonych do jego sieci, mając na celu minimalizację skutków tych ograniczeń.
I.9.
W przypadku wystąpienia ograniczeń systemowych innogy Stoen Operator
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 w szczególności przez:
02.09.2016 r.
Strona 200 z 275
a) zmianę układu pracy sieci dystrybucyjnej;
b) wprowadzanie zmian do zatwierdzonego planu wyłączeń elementów sieci
dystrybucyjnej;
c) dysponowanie mocą nJWCD przyłączonych do sieci dystrybucyjnej;
d) wnioskowanie do OSP o zmianę poziomu generacji mocy JWCD i JWCK;
e) wnioskowanie do OSP o zmianę układu pracy sieci przesyłowej.
I.10.
W przypadku wystąpienia ograniczeń systemowych innogy Stoen Operator
podejmuje działania mające na celu ich likwidację lub zmniejszenie skutków
ograniczeń występujących w sieci dystrybucyjnej samodzielnie oraz we współpracy
z OSP oraz innymi OSD.
I.11.
W przypadku przekroczenia zidentyfikowanych ograniczeń systemowych
spowodowanych awariami w KSE, innogy Stoen Operator podejmuje działania
szczegółowo uregulowane w części ogólnej IRiESD rozdział IV Bezpieczeństwo
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
02.09.2016 r.
Strona 201 z 275
SŁOWNIK SKRÓTÓW I DEFINICJI
02.09.2016 r.
Strona 202 z 275
Na potrzeby niniejszej Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnych przyjęto
następujące oznaczenia skrótów i definicje stosowanych pojęć.
i.
OZNACZENIA SKRÓTÓW
APKO
Automatyka przeciwkołysaniowa
ARNE
Automatyczna regulacja napięcia elektrowni
AWSCz
Automatyka wymuszania składowej czynnej, stosowana dla potrzeb
zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sieciach skompensowanych
BTHD
Bilans techniczno-handlowy dobowy
BTHM
Bilans techniczno-handlowy miesięczny
BTHR
Bilans techniczno-handlowy roczny
CSWI
Centralny System Wymiany Informacji
EAZ
Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa
FPP
Fizyczny Punkt Pomiarowy
GPO
Główny punkt odbioru energii
GUD
Generalna umowa dystrybucji
GUD-K
Generalna umowa dystrybucji dla usługi kompleksowej
IRiESD
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (całość)
IRiESDBilansowanie
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej – część: bilansowanie
systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi
IRiESP
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (całość)
IRiESPBilansowanie
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej – część: bilansowanie
systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi
JWCD
Jednostka wytwórcza centralnie dysponowana – jednostka wytwórcza
przyłączona do koordynowanej sieci 110 kV podlegająca centralnemu
dysponowaniu przez OSP
JWCK
Jednostka wytwórcza centralnie koordynowana – jednostka wytwórcza
której praca podlega koordynacji przez OSP
KSE
Krajowy system elektroenergetyczny
kWp
Jednostka mocy szczytowej baterii słonecznej, która jest oddawana przy
określonym promieniowaniu słonecznym.
LRW
Lokalna rezerwa wyłącznikowa
02.09.2016 r.
Strona 203 z 275
LSPR
Lokalny System Pomiarowo Rozliczeniowy
MB
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego
MBZW
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego, poprzez
które jest reprezentowany zbiór PDE, należących do wytwórczy energii
elektrycznej, reprezentujące źródła energii elektrycznej wykorzystujące
energię wiatru.
FMB
Fizyczne Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku Bilansującego
WMB
Ponadsieciowe (wirtualne) Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej Rynku
Bilansującego
MD
Miejsce Dostarczania Energii Elektrycznej
MDD
Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego
FMDD
Fizyczne Grafikowe Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego
PMDD
Fizyczne Profilowe Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego
nJWCD
Jednostka wytwórcza przyłączona do koordynowanej sieci 110 kV nie
podlegająca centralnemu dysponowaniu przez OSP
nN
Niskie napięcie
OH
Operator handlowy
OHT
Operator handlowo-techniczny
OSD
Operator systemu dystrybucyjnego
OSDp
Operator systemu dystrybucyjnego którego sieć dystrybucyjna posiada
bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową
OSDn
Operator systemu dystrybucyjnego którego sieć dystrybucyjna nie posiada
bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową
OSP
Operator systemu przesyłowego
PCC
Punkt przyłączenia źródła energii elektrycznej
PDE
Punkt Dostarczania Energii
PKD
Plan koordynacyjny dobowy
PKM
Plan koordynacyjny miesięczny
PKR
Plan koordynacyjny roczny
POB
Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe
PPE
Punkt Poboru Energii
Plt
Wskaźnik długookresowego migotania światła, obliczany z sekwencji
12 kolejnych wartości Pst, zgodnie ze wzorem:
02.09.2016 r.
Strona 204 z 275
Psti3
∑
i =1 12
.
12
Plt = 3
Gdzie: i – rząd harmonicznej
Pst
Wskaźnik
10 minut.
SCO
Samoczynne częstotliwościowe odciążanie
SN
Średnie napięcie
SOWE
System Operatywnej Współpracy z Elektrowniami
SPZ
Samoczynne ponowne załączanie - automatyka elektroenergetyczna, której
działanie polega na samoczynnym podaniu impulsu załączającego wyłącznik
liniowy bezzwłocznie lub po upływie odpowiednio dobranego czasu, po
przejściu tego wyłącznika w stan otwarcia.
SZR
Samoczynne załączanie rezerwy - automatyka elektroenergetyczna, której
działanie
polega
na
samoczynnym
przełączeniu
odbiorców
z zasilania ze źródła podstawowego na zasilanie ze źródła rezerwowego,
w przypadku nadmiernego obniżenia się napięcia lub zaniku napięcia.
THD
Współczynnik odkształcenia napięcia harmonicznymi, obliczany zgodnie ze
wzorem:
krótkookresowego
migotania
40
THD =
światła,
przez
2
∑ (U )
h
h= 2
mierzony
.
Gdzie: i – rząd harmonicznej
Uh – wartość względna napięcia w procentach składowej podstawowej
THFF
Współczynnik zakłóceń harmonicznych telefonii
UCTE
Unia Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej
URB
Uczestnik Rynku Bilansującego
URBBIL
Operator Systemu Przesyłowego jako Uczestnik Rynku Bilansującego typu
Przedsiębiorstwo Bilansujące
URBGE
Uczestnik Rynku Bilansującego typu Giełda Energii
URBW
Uczestnik Rynku Bilansującego typu Wytwórca energii
URBO
Uczestnik Rynku Bilansującego typu Odbiorca energii:
• URBSD – odbiorca sieciowy
• URBOK – odbiorca końcowy
URBPO
Uczestnik Rynku Bilansującego typu Przedsiębiorstwo obrotu energią
02.09.2016 r.
Strona 205 z 275
elektryczną
URD
Uczestnik Rynku Detalicznego którego sieci i urządzenia są przyłączone do
sieci OSDp
URDn
Uczestnik Rynku Detalicznego którego sieci i urządzenia są przyłączone do
sieci OSDn
URDO
Uczestnik Rynku Detalicznego typu odbiorca
URDW
Uczestnik Rynku Detalicznego typu wytwórca
URE
Urząd Regulacji Energetyki
WIRE
System wymiany informacji o rynku energii
WPKD
Wstępny plan koordynacyjny dobowy
ZUSE
Zgłoszenie Umowy Sprzedaży Energii
02.09.2016 r.
Strona 206 z 275
ii. POJĘCIA I DEFINICJE
Administrator pomiarów
Jednostka organizacyjna OSD odpowiedzialna za obsługę
i kontrolę układów pomiarowo-rozliczeniowych.
Automatyczny układ
regulacji napięcia
elektrowni (ARNE)
Układ automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej
w węźle wytwórczym.
Awaria sieciowa
Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie
z ruchu synchronicznego części KSE, która produkuje lub
pobiera z sieci energię elektryczną w ilości nie większej niż
5 % bieżącego zapotrzebowania na moc w KSE.
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 powyżej 5 %
bieżącego zapotrzebowania na moc w KSE.
Bezpieczeństwo dostaw
energii elektrycznej
Zdolność systemu elektroenergetycznego do zapewnienia
bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej oraz
dostaw
energii
elektrycznej
równoważenia
z zapotrzebowaniem na tę energię.
Bilansowanie systemu
Działalność gospodarczą wykonywaną przez operatora
systemu przesyłowego lub dystrybucyjnego w ramach
świadczonych usług przesyłania lub dystrybucji, polegającą
na równoważeniu zapotrzebowania na energię elektryczną
z dostawami tej energii.
Dystrybucja energii
elektrycznej
Transport energii elektrycznej sieciami dystrybucyjnymi
w celu jej dostarczania odbiorcom, z wyłączeniem sprzedaży
energii.
Elektroenergetyczna
automatyka
zabezpieczeniowa
Automatyka której celem jest wykrywanie zakłóceń w pracy
systemu elektroenergetycznego lub jego elementach oraz
podejmowanie działań mających na celu zminimalizowanie
ich skutków. EAZ dzielimy na automatykę eliminacyjną,
prewencyjną oraz restytucyjną
Farma wiatrowa
Jednostka wytwórcza lub zespół tych jednostek
wykorzystujących do wytwarzania energii elektrycznej
energię wiatru, przyłączonych do sieci w jednym miejscu
przyłączenia.
Fizyczne Miejsce
Dostarczenia Energii
Rynku Bilansującego
Miejsce Dostarczenia Energii Rynku Bilansującego, w którym
jest realizowana fizyczna dostawa energii. Ilość energii
elektrycznej dostarczonej w FMB jest wyznaczana na
02.09.2016 r.
Strona 207 z 275
podstawie Fizycznych Punktów Pomiarowych (FPP) oraz
(FMB)
odpowiednich algorytmów obliczeniowych.
Fizyczne Grafikowe
Miejsce Dostarczania
Energii Rynku
Detalicznego (FMDD)
Punkt, w którym ilość energii elektrycznej dostarczonej albo
odebranej jest wyznaczana na podstawie wielkości energii
zarejestrowanej przez urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe
umożliwiające rejestrację danych godzinowych oraz
odpowiednich algorytmów obliczeniowych.
Fizyczne Profilowe
Energii Rynku
Detalicznego (PMDD)
Punkt, w którym ilość energii elektrycznej dostarczonej albo
odebranej jest wyznaczana na podstawie wielkości energii
zarejestrowanej przez urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe
nie umożliwiające rejestracji danych godzinowych,
standardowych
profili
zużycia
oraz
odpowiednich
algorytmów obliczeniowych
Fizyczny Punkt
Pomiarowy (FPP)
Miejsce w sieci, urządzeniu lub instalacji, w którym
dokonywany jest pomiar przepływającej energii elektrycznej.
Generacja wymuszona
Wytwarzanie energii elektrycznej wymuszone jakością
i niezawodnością pracy KSE, dotyczy jednostek
wytwórczych,
w których generacja jest wymuszona technicznymi
ograniczeniami działania systemu elektroenergetycznego lub
koniecznością zapewnienia odpowiedniej jego niezawodności.
Generacja
zdeterminowana
Wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach odnawialnych
oraz wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu
z wytwarzaniem ciepła, objęte obowiązkiem zakupu zgodnie
z rozporządzeniem Ministra Gospodarki, lub też wytwarzanie
energii elektrycznej objętej długoterminowymi umowami
sprzedaży energii elektrycznej.
Generalna umowa
dystrybucji
Umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej
przez OSD na rzecz sprzedawcy, w celu umożliwienia
realizacji przez sprzedawcę umów sprzedaży energii
elektrycznej z URD przyłączonych do sieci OSD, którzy
posiadają z OSD zawartą umowę dystrybucyjną.
Generalna umowa
dystrybucji dla usługi
kompleksowej
Umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej
na mocy której OSD zobowiązuje się wobec sprzedawcy do
świadczenia
usług
dystrybucji
na
rzecz
URD
w gospodarstwach domowych, którym sprzedawca świadczy
usługę kompleksową na podstawie umowy kompleksowej.
Główny punkt odbioru
energii
Stacja transformatorowa wytwórcy o górnym napięciu
wyższym niż 45 kV służąca wyłącznie do połączenia
jednostek wytwórczych z KSE.
02.09.2016 r.
Strona 208 z 275
Grafik obciążeń
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 przyłączeniowe
Grupy podmiotów ubiegających się o przyłączenie do sieci
urządzeń, instalacji i sieci, podzielone według następujących
kryteriów:
a) grupa I - przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu
znamionowym wyższym niż 110 kV,
b) grupa II - przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu
znamionowym 110 kV,
c) grupa III - przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu
znamionowym wyższym niż 1 kV, lecz niższym niż 110
kV,
d) grupa IV - przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu
znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy
przyłączeniowej większej niż 40 kW lub prądzie
znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze
prądowym większym niż 63 A,
e) grupa V - przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu
znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy
przyłączeniowej nie większej niż 40 kW i prądzie
znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie
większym niż 63 A,
f) grupa VI - przyłączane do sieci poprzez tymczasowe
przyłącze, które będzie na zasadach określonych
w umowie o przyłączenie zastąpione przyłączem
docelowym lub podmioty przyłączane do sieci na czas
określony, lecz nie dłuższy niż rok.
Jednostka grafikowa
Zbiór Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego.
Jednostka wytwórcza
Wyodrębniony
zespół
urządzeń
należących
do
przedsiębiorstwa energetycznego lub odbiorcy, służący do
wytwarzania energii elektrycznej i wyprowadzania mocy,
opisany poprzez dane techniczne i handlowe. Jednostka
wytwórcza obejmuje zatem także transformatory blokowe
oraz linie blokowe wraz z łącznikami w miejscu przyłączenia
jednostki do sieci.
Koordynowana sieć 110
kV
Część sieci dystrybucyjnej 110 kV, w której przepływy
energii elektrycznej zależą także od warunków pracy sieci
przesyłowej,
Krajowy system
System elektroenergetyczny na terenie Polski.
02.09.2016 r.
Strona 209 z 275
elektroenergetyczny
Linia bezpośrednia
Linia elektroenergetyczna łącząca wydzieloną jednostkę
wytwarzania energii elektrycznej bezpośrednio z odbiorcą lub
linia elektroenergetyczna łączącą jednostkę wytwarzania
energii elektrycznej przedsiębiorstwa energetycznego
z instalacjami należącymi do tego przedsiębiorstwa albo
instalacjami należącymi do przedsiębiorstw od niego
zależnych.
Łącze niezależne
Łącze przeznaczone wyłącznie dla potrzeb EAZ, służące do
realizacji pracy współbieżnej zabezpieczeń lub przesyłania
sygnału bezwarunkowego wyłączenia drugiego końca linii.
Łącze może być realizowane jako dedykowane włókna
światłowodów, w których pozostałe włókna służą realizacji
innych funkcji telekomunikacyjnych.
Mała instalacja
Odnawialne źródło energii, o łącznej mocy zainstalowanej
elektrycznej większej niż 40 kW i nie większej niż 200 kW,
przyłączone do sieci elektroenergetycznej o napięciu
znamionowym niższym niż 110 kV lub o łącznej mocy
zainstalowanej cieplnej większej niż 120 kW i nie większej
niż 600 kW
Miejsce dostarczania
Punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne
dostarcza energię elektryczną, określony w umowie
o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług
dystrybucji, albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej,
albo w umowie kompleksowej, będący jednocześnie
miejscem jej odbioru.
Miejsce dostarczania
energii rynku
bilansującego (MB)
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.
Energii Rynku
Detalicznego (MDD)
Określony przez OSD punkt w sieci dystrybucyjnej poza
obszarem Rynku Bilansującego, którym
następuje
przekazanie energii pomiędzy sprzedawcą lub POB a URD.
Miejsce przyłączenia
Punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią.
Mikroinstalacja
Odnawialne źródło energii, o łącznej mocy zainstalowanej
elektrycznej nie większej niż 40 kW, przyłączone do sieci
elektroenergetycznej o napięciu znamionowym niższym niż
110 kV;
Moc dyspozycyjna
Moc osiągalna pomniejszona o ubytki mocy.
02.09.2016 r.
Strona 210 z 275
Moc osiągalna
Maksymalna moc czynna, przy której jednostka wytwórcza
może pracować przez czas nieograniczony bez uszczerbku dla
trwałości tej jednostki przy parametrach nominalnych,
potwierdzona testami.
Moc przyłączeniowa
Moc czynna planowana do pobierania lub wprowadzania do
sieci, określona w umowie o przyłączenie jako wartość
maksymalna wyznaczana w ciągu każdej godziny okresu
rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy w okresie
15 minut, służąca do zaprojektowania przyłącza.
Moc umowna
Moc czynna, pobierana lub wprowadzana do sieci, określona
w:
a) umowie o świadczenie usług dystrybucji, umowie
sprzedaży
energii
elektrycznej
albo
umowie
kompleksowej, jako wartość maksymalna, wyznaczona
w ciągu każdej godziny okresu rozliczeniowego ze
średnich wartości tej mocy rejestrowanych w okresie
15 minutowych, albo
b) umowie o świadczenie usług przesyłania energii
elektrycznej zawieranej pomiędzy OSP a OSD, jako
średnia
z
maksymalnych
łącznych
mocy
średniogodzinnych pobieranych przez danego OSD
w miejscach dostarczania energii elektrycznej z sieci
przesyłowej będących miejscami przyłączenia sieci
dystrybucyjnej do sieci przesyłowej, wyznaczoną na
podstawie wskazań układów pomiarowo-rozliczeniowych,
albo
c) umowie o świadczenie usług przesyłania energii
elektrycznej zawieranej pomiędzy OSP a OSD, dla miejsc
dostarczania energii elektrycznej niebędących miejscami
przyłączenia sieci dystrybucyjnej do sieci przesyłowej,
jako wartość maksymalna ze średnich wartości tej mocy
w okresie godziny.
Należyta staranność
Wykonywanie
czynności
ruchowych
oraz
prac
eksploatacyjnych w obiektach, instalacjach i urządzeniach
elektroenergetycznych, w terminach i zakresach zgodnych
z obowiązującymi przepisami i instrukcjami w tym Instrukcją
Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej, z uwzględnieniem
zasad efektywności i minimalizacji kosztów, prowadzących
do zachowania wymaganej niezawodności, jakości dostaw
i dotrzymywanie ustaleń wynikających z zawartych umów.
Napięcie znamionowe
Wartość skuteczna napięcia określająca i identyfikująca sieć
02.09.2016 r.
Strona 211 z 275
elektroenergetyczną.
Napięcie deklarowane
Wartość napięcia zasilającego uzgodniona miedzy OSD
i odbiorcom – wartość ta jest zwykle zgodna z napięciem
znamionowym.
Nielegalne pobieranie
Pobieranie energii elektrycznej bez zawarcia umowy,
z całkowitym albo częściowym pominięciem układu
pomiarowo-rozliczeniowego lub poprzez ingerencję w ten
układ mającą wpływ na zafałszowanie pomiarów
dokonywanych przez układ pomiarowo-rozliczeniowy.
Niezbilansowanie
W przypadku odbiorcy – różnica pomiędzy rzeczywistym,
a planowanym poborem energii elektrycznej. W przypadku
wytwórcy – różnica pomiędzy planowaną, a rzeczywiście
wprowadzoną do sieci energią elektryczną.
Normalny układ pracy
sieci
Układ pracy sieci i przyłączonych źródeł wytwórczych,
zapewniający
najkorzystniejsze
warunki
techniczne
i ekonomiczne transportu energii elektrycznej oraz spełnienie
kryteriów niezawodności pracy sieci i jakości energii
elektrycznej dostarczanej użytkownikom sieci.
Normalne warunki pracy
sieci
Stan pracy sieci, w którym pokryte jest zapotrzebowanie na
moc, obejmujący operacje łączeniowe i eliminację zaburzeń
przez
automatyczny
system
zabezpieczeń,
przy
okoliczności
równoczesnym
braku
wyjątkowych
spowodowanych:
a) wpływami zewnętrznymi takimi jak np.: niezgodność
instalacji lub urządzeń odbiorcy z odpowiednimi normami
i przepisami,
b) czynnikami będącymi poza kontrolą OSD takimi jak np.:
wyjątkowe warunki atmosferyczne i klęski żywiołowe,
zakłócenia spowodowane przez osoby trzecie, działania
siły wyższej, wprowadzenie ograniczeń mocy zgodnie
z innymi przepisami.
Obrót energią elektryczną
Działalność gospodarcza polegająca na handlu hurtowym albo
detalicznym energią elektryczną.
Obszar OSD
Posiadana przez OSD sieć elektroenergetyczna na obszarze
określonym w koncesji na dystrybucję energii elektrycznej
OSD, za której ruch i eksploatację odpowiada OSD.
Obszar Rynku
Bilansującego
Część systemu elektroenergetycznego, w której jest
prowadzony hurtowy obrót energią elektryczną oraz
w ramach której OSP równoważy bieżące zapotrzebowanie na
02.09.2016 r.
Strona 212 z 275
energię elektryczną z dostawami tej energii w krajowym
systemie elektroenergetycznym, oraz zarządza ograniczeniami
systemowymi i prowadzi wynikające z tego rozliczenia,
z podmiotami uczestniczącymi w Rynku Bilansującym.
Odbiorca
Każdy, kto otrzymuje lub pobiera energię elektryczną na
podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym.
Odbiorca energii
elektrycznej w
gospodarstwie domowym
Odbiorca końcowy dokonujący zakupu energii elektrycznej
wyłącznie w celu ich zużycia w gospodarstwie domowym.
Odbiorca końcowy
Odbiorca dokonujący zakupu energii elektrycznej na własny
użytek; do własnego użytku nie zalicza się energii
elektrycznej zakupionej w celu jej zużycia na potrzeby
wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji.
Odłączenie od sieci
Trwałe rozdzielenie urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu
przyłączonego do sieci dystrybucyjnej, obejmujące m.in.
trwały demontaż elementów przyłącza.
Odnawialne źródło energii Źródło wykorzystujące w procesie przetwarzania energię
wiatru,
promieniowania
słonecznego,
aerotermalną,
(OZE)
geotermalną, hydrotermalną, fal, prądów i pływów morskich,
spadku rzek oraz energię pozyskiwaną z biomasy, biogazu
pochodzącego ze składowisk odpadów, a także biogazu
powstałego w procesach odprowadzania lub oczyszczania
ścieków albo rozkładu składowanych szczątek roślinnych
i zwierzęcych.
Ograniczenia
elektrowniane
Ograniczenia wynikające z technicznych warunków pracy
jednostek wytwórczych.
Ograniczenia sieciowe
Maksymalne dopuszczalne lub minimalnie niezbędne
wytwarzanie mocy w danym węźle, lub w danym obszarze,
lub maksymalny dopuszczalny przesył mocy przez dany
przekrój sieciowy, w tym dla wymiany międzysystemowej,
z uwzględnieniem bieżących warunków eksploatacji KSE.
Okres rozliczeniowy usług
dystrybucji
Okres pomiędzy dwoma kolejnymi rozliczeniowymi
odczytami urządzeń do pomiaru mocy lub energii
elektrycznej, dokonanymi przez innogy Stoen Operator.
Operator
Operator systemu przesyłowego lub operator systemu
dystrybucyjnego.
Operator handlowy (OH)
Podmiot, który jest odpowiedzialny za dysponowanie
Jednostką Grafikową Uczestnika Rynku Bilansującego
w zakresie handlowym.
02.09.2016 r.
Strona 213 z 275
Operator handlowotechniczny (OHT)
Podmiot, który jest odpowiedzialny za dysponowanie
Jednostką Grafikową Uczestnika Rynku Bilansującego
w zakresie handlowym i technicznym.
Operator pomiarów
Podmiot odpowiedzialny za zbieranie, przetwarzanie
i udostępnianie danych pomiarowych oraz pomiaroworozliczeniowych energii elektrycznej, a także za utrzymanie
i eksploatacje układów pomiarowych i pomiaroworozliczeniowych.
Operator systemu
dystrybucyjnego
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją
energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy
w systemie dystrybucyjnym, bieżące i długookresowe
bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację,
konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci
dystrybucyjnej, w tym połączeń z innymi systemami
elektroenergetycznymi.
Operator systemu
przesyłowego
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem
energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy
w systemie przesyłowym, bieżące i długookresowe
bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację,
konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci
przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami
elektroenergetycznymi.
Podmiot ubiegający się o
przyłączenie do sieci
(podmiot przyłączony do
sieci)
Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci swoich
urządzeń, instalacji lub sieci elektroenergetycznej (podmiot
którego urządzenia, instalacje i sieci są przyłączone do sieci
elektroenergetycznej).
Procedura zmiany
sprzedawcy
Zbiór działań zapoczątkowany w dniu złożenia przez odbiorcę
(lub sprzedawcę w imieniu odbiorcy) zgłoszenia zmiany
sprzedawcy, który w konsekwencji podjętych przez OSD
prac, doprowadza do zmiany sprzedawcy przez odbiorcę, lub
w przypadku nie spełnienia warunków koniecznych do
realizacji procedury, do przekazania odbiorcy oraz nowemu
sprzedawcy informacji o przerwaniu procesu zmiany
sprzedawcy wraz z podaniem przyczyn.
Programy łączeniowe
Procedury i czynności związane z operacjami łączeniowymi,
próbami napięciowymi, tworzeniem układów przejściowych
oraz włączeniami do systemu elektroenergetycznego nowych
obiektów, a także po dłuższym postoju związanym
z modernizacją lub przebudową.
Przedsiębiorstwo
Podmiot prowadzący działalność gospodarczą w zakresie
02.09.2016 r.
Strona 214 z 275
wytwarzania, przesyłania, dystrybucji energii lub obrotu nią.
energetyczne
Przedsiębiorstwo obrotu
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność
gospodarczą polegającą na handlu hurtowym lub detalicznym
energią elektryczną, niezależnie od innych rodzajów
prowadzonych działalności.
Przerwa w dostarczaniu
planowana
Przerwa wynikająca z programu prac eksploatacyjnych sieci
elektroenergetycznej; czas trwania tej przerwy jest liczony od
momentu otwarcia wyłącznika do czasu wznowienia
dostarczania energii elektrycznej.
Przerwa w dostarczaniu
nieplanowana
Przerwa spowodowana wystąpieniem awarii w sieci
elektroenergetycznej, przy czym czas trwania tej przerwy jest
liczony od momentu uzyskania przez przedsiębiorstwo
energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją
energii elektrycznej informacji o jej wystąpieniu do czasu
wznowienia dostarczania energii elektrycznej.
Przesyłanie - transport
Przesyłanie-transport
energii
elektrycznej
sieciami
przesyłowymi w celu jej dostarczania do sieci
dystrybucyjnych lub odbiorcom końcowym przyłączonym do
sieci przesyłowych, z wyłączeniem sprzedaży energii.
Przyłącze
Odcinek lub element sieci służący do połączenia urządzeń,
instalacji lub sieci podmiotu, o wymaganej przez niego mocy
przyłączeniowej, z pozostałą częścią sieci przedsiębiorstwa
energetycznego świadczącego na rzecz podmiotu usługę
przesyłania lub dystrybucji.
Punkt Dostarczania
Energii
Miejsce przyłączenia URD do sieci dystrybucyjnej poza
obszarem Rynku Bilansującego, obejmujące jeden lub więcej
fizycznych punktów przyłączenia do sieci, dla których
realizowany jest proces bilansowania handlowego.
Punkt Poboru Energii
Punkt w sieci, w którym produkty energetyczne (energia,
usługi dystrybucyjne, moc, itp.) są mierzone przez urządzenia
umożliwiające rejestrację danych pomiarowych (okresowych
lub godzinowych) lub są wyznaczane na potrzeby rozliczeń.
Jest to najmniejsza jednostka, dla której odbywa się
zbilansowanie dostaw, oraz dla której może nastąpić zmiana
sprzedawcy.
Regulacyjne usługi
systemowe
Usługi świadczone przez podmioty na rzecz operatora
systemu przesyłowego, umożliwiające operatorowi systemu
przesyłowego świadczenie usług systemowych, niezbędne do
prawidłowego
funkcjonowania
KSE,
zapewniające
zachowanie
określonych
wartości
parametrów
02.09.2016 r.
Strona 215 z 275
niezawodnościowych
elektrycznej.
i
jakościowych
dostaw
energii
Rejestrator zakłóceń
Rejestrator zapisujący przebiegi chwilowe napięć, prądów
i sygnałów logicznych.
Rejestrator zdarzeń
Rejestrator zapisujący czasy wystąpienia i opisy znakowe
zmian stanów urządzeń pola, w którym jest zainstalowany,
w tym układów EAZ.
Rezerwa mocy
Możliwa do wykorzystania w danym okresie, zdolność
jednostek wytwórczych do wytwarzania energii elektrycznej
i dostarczania jej do sieci.
Ruch próbny
Nieprzerwana praca uruchamianych urządzeń, instalacji lub
sieci, przez okres co najmniej 72 godzin, z parametrami pracy
określonymi przez operatora systemu dystrybucyjnego.
Ruch sieciowy
Sterowanie pracą sieci
Rynek bilansujący
Mechanizm bieżącego bilansowania zapotrzebowania na
energię elektryczną i wytwarzania tej energii w KSE.
Rynek detaliczny
Obszar sieci dystrybucyjnej zarządzanej przez OSD, która nie
jest objęta obszarem Rynku Bilansującego.
Samoczynne
częstotliwościowe
odciążanie – SCO
Samoczynne wyłączanie zdefiniowanych grup odbiorców
w przypadku obniżenia się częstotliwości do określonej
wielkości, spowodowanego deficytem mocy w systemie
elektroenergetycznym.
Samoczynne ponowne
załączanie - SPZ
Automatyka elektroenergetyczna, której działanie polega na
samoczynnym podaniu impulsu załączającego wyłącznik linii
po upływie odpowiednio dobranego czasu, po przejściu tego
wyłącznika w stan otwarcia z powodu zadziałania
zabezpieczenia.
Sieci
Instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do
przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, należące do
przedsiębiorstwa energetycznego,
Sieć przesyłowa
Sieć elektroenergetyczna najwyższych lub wysokich napięć,
za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu
przesyłowego.
Sieć dystrybucyjna
Sieć elektroenergetyczna wysokich, średnich i niskich napięć,
za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny operator systemu
dystrybucyjnego.
Sprzedawca
Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność
gospodarczą polegającą na sprzedaży energii elektrycznej
02.09.2016 r.
Strona 216 z 275
przez niego wytworzonej lub przedsiębiorstwo energetyczne
prowadzące działalność gospodarczą polegającą na obrocie
energią elektryczną.
Sprzedaż energii
elektrycznej
Bezpośrednia sprzedaż energii przez podmiot zajmujący się
jej wytwarzaniem lub odsprzedaż energii przez podmiot
zajmujący się jej obrotem.
Sterownik polowy
Terminal polowy, który posiada wbudowane przyciski lub
ekran dotykowy do sterowania łącznikami oraz umożliwia
wizualizację aktualnego stanu łączników w tym polu.
System
elektroenergetyczny
Sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone
urządzenia i instalacje, współpracujące z siecią.
Średnie napięcie
Napięcie wyższe od 1 kV i niższe od 110 kV.
Terminal polowy
Mikroprocesorowe urządzenie posiadające przynajmniej
jedno łącze cyfrowe z systemem nadzoru (komputerem
nadrzędnym), które realizuje zadania w zakresie obsługi
wydzielonego pola elementu systemu elektroenergetycznego
(linii, transformatora, łącznika szyn, itp.) związane z EAZ
eliminacyjną, prewencyjną lub restytucyjną oraz dodatkowo
w zakresie pomiarów wielkości elektrycznych, sterowania
łącznikami, rejestracji zdarzeń i zakłóceń, lokalizacji miejsca
zwarcia lub inne.
Uczestnik Rynku
Bilansującego
Podmiot, który ma zawartą Umowę o świadczenie usług
przesyłania z Operatorem Systemu Przesyłowego, na mocy
której, w celu zapewnienia sobie zbilansowania handlowego,
realizuje dostawy energii poprzez obszar Rynku
Bilansującego oraz podlega rozliczeniom z tytułu działań
bilansowanie
energii
i
zarządzanie
obejmujących
ograniczeniami systemowymi, zgodnie z zasadami
określonymi w IRiESP-Bilansowanie.
Uczestnik Rynku
Detalicznego
Podmiot, którego urządzenia lub instalacje są przyłączone do
sieci dystrybucyjnej OSD nie objętej obszarem rynku
bilansującego oraz który zawarł umowę o świadczenie usług
dystrybucji z OSD lub umowę kompleksową ze sprzedawcą
posiadającym zawartą z OSD GUD-K.
Uczestnik Rynku
Detalicznego w
gospodarstwie domowym
(URD w gospodarstwie
domowym)
Podmiot dokonujący zakupu energii elektrycznej wyłącznie
w celu zużycia jej w gospodarstwie domowym, którego
urządzenia lub instalacje są przyłączone do sieci
dystrybucyjnej OSD nie objętej obszarem rynku
bilansującego oraz który zawarł umowę o świadczenie usług
dystrybucji z OSD lub umowę kompleksową ze sprzedawcą
do
nich
02.09.2016 r.
Strona 217 z 275
posiadającym zawartą z OSD GUD-K.
Układ pomiaroworozliczeniowy
Liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub pomiaroworozliczeniowe, w szczególności: liczniki energii czynnej,
liczniki energii biernej oraz przekładniki prądowe
i napięciowe, a także układy połączeń między nimi, służące
bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów energii elektrycznej
i rozliczeń za tę energię.
Układ pomiarowo-rozliczeniowy, którego wskazania stanowią
Układ pomiaroworozliczeniowy podstawowy podstawę do rozliczeń ilościowych i wartościowych
(finansowych) mocy i energii elektrycznej.
Układ pomiaroworozliczeniowy rezerwowy
podstawę do rozliczeń ilościowych i wartościowych,
w przypadku nieprawidłowego działania układu pomiaroworozliczeniowego podstawowego.
Układ pomiaroworozliczeniowy
równoważny
podstawę do rozliczeń ilościowych i wartościowych
(finansowych) mocy i energii elektrycznej.
Układ pomiarowokontrolny
Układ pomiarowy, którego wskazania stanowią podstawę do
monitorowania prawidłowości wskazań układów pomiaroworozliczeniowych poprzez porównywanie zmierzonych
wielkości i/lub bilansowanie obiektów elektroenergetycznych
lub obszarów sieci.
Układ zabezpieczeniowy
Zespół złożony z jednego lub kilku urządzeń
zabezpieczeniowych i innych urządzeń współpracujących
przeznaczony do spełniania jednej lub wielu określonych
funkcji zabezpieczeniowych.
Umowa sieciowa
Umowa na podstawie której OSD świadczy usługi dystrybucji
dla URD tj. umowa kompleksowa lub umowa o świadczenie
usług dystrybucji.
Urządzenia
Urządzenia
techniczne
energetycznych.
Usługi systemowe
Usługi świadczone na rzecz OSP, niezbędne do zapewnienia
przez
OSP
prawidłowego
funkcjonowania
KSE,
niezawodności jego pracy i utrzymywania parametrów
jakościowych jakości energii elektrycznej.
Ustawa
Ustawa z dnia 10.04.1997r.
z późniejszymi zmianami.
Użytkownik systemu
Podmiot dostarczający energię elektryczną do systemu
elektroenergetycznego lub zaopatrywany z tego systemu,
stosowane
–
w
Prawo
procesach
energetyczne
02.09.2016 r.
Strona 218 z 275
Wirtualne Miejsce
Dostarczenia Energii
Rynku Bilansującego
(WMB)
Miejsce Dostarczenia Energii Rynku Bilansującego, w którym
jest realizowana dostawa energii niepowiązana bezpośrednio
z fizycznymi przepływami energii (punkt „ponad siecią”).
Ilość energii elektrycznej dostarczonej albo odebranej
w WMB jest wyznaczana na podstawie wielkości energii
wynikających z Umów Sprzedaży Energii oraz odpowiednich
algorytmów obliczeniowych.
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
niż 10 % przy obciążeniu znamionowym.
Wstępne dane pomiarowe
Nie zweryfikowane dane pozyskane w trakcie okresu
rozliczeniowego z układów pomiarowych i pomiaroworozliczeniowych, nie służące do rozliczeń, a pozyskane
jedynie w celu prowadzenia działalności operatorskiej przez
OSD.
Wyłączenie awaryjne
Wyłączenie urządzeń automatyczne lub ręczne, w przypadku
zagrożenia bezpieczeństwa tego urządzenia lub innych
urządzeń, instalacji i sieci albo zagrożenia bezpieczeństwa
osób, mienia lub środowiska.
Wymiana
międzysystemowa
Wymiana mocy i energii elektrycznej pomiędzy KSE i innymi
systemami elektroenergetycznymi.
Wytwórca
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem
Zabezpieczenia
Część EAZ służąca do wykrywania i lokalizacji zakłóceń oraz
wyłączenia elementów nimi dotkniętych. W pewnych
przypadkach zabezpieczenia mogą tylko sygnalizować
powstanie zakłócenia i jego miejsce.
Zabezpieczenie
nadprądowe zwłoczne
Zabezpieczenie nadprądowe, którego nastawa prądowa jest
zasadniczo odstrojona od prądów roboczych zabezpieczanego
urządzenia.
Zabezpieczenie
nadprądowe zwarciowe
Zabezpieczenie nadprądowe, którego opóźnienie czasowe jest
mniejsze od 0,4 s, a nastawa prądowa wynika z oceny prądów
zwarciowych w otoczeniu miejsca jego zainstalowania
z pominięciem wpływu prądów roboczych.
Zaprzestanie dostaw
Nie dostarczanie energii elektrycznej do przyłączonego
obiektu z powodu rozwiązania lub wygaśnięcia umowy
02.09.2016 r.
Strona 219 z 275
o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej,
bez dokonania trwałego demontażu elementów przyłącza.
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
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.
02.09.2016 r.
Strona 220 z 275
Załącznik nr 1
SZCZEGÓŁOWE WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK
WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZANYCH I PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI
DYSTRYBUCYJNEJ
02.08.2016
Strona 221 z 275
1.
POSTANOWIENIA OGÓLNE
1.1.
Wymagania zawarte w niniejszym załączniku dotyczą jednostek wytwórczych
przyłączanych do sieci dystrybucyjnej, z zastrzeżeniem pkt II.4.1.5 – II.4.1.7.
IRiESD. Przyłączone do sieci jednostki wytwórcze muszą spełniać wymagania
zawarte w niniejszym załączniku po ich remoncie lub modernizacji, których zakres
obejmuje również urządzenia lub instalacje wchodzące w skład jednostki
wytwórczej nie spełniającej tych wymagań.
1.2.
innogy Stoen Operator określa warunki przyłączenia do sieci dla jednostek
wytwórczych, w tym ustala do sieci o jakim poziomie napięcia znamionowego
należy przyłączyć jednostki wytwórcze, w zależności od wielkości mocy
przyłączeniowej i lokalnych warunków pracy sieci dystrybucyjnej oraz
z uwzględnieniem wyników ekspertyzy wpływu przyłączanych instalacji na
system elektroenergetyczny.
1.3.
Sposób przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci dystrybucyjnej, powinien
umożliwiać ich odłączenie oraz stworzenie przerwy izolacyjnej, w sposób
nieograniczony dla innogy Stoen Operator.
1.4.
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyżej 150 kVA przyłączane do sieci
dystrybucyjnej powinny być zautomatyzowane i dostosowane do zdalnego
sterowania. innogy Stoen Operator decyduje o konieczności wyposażenia łącznika
sprzęgającego jednostkę wytwórczą z siecią dystrybucyjną w urządzenia
umożliwiające zdalne sterowanie.
1.5.
Dla jednostek wytwórczych planowanych do przyłączenia do sieci dystrybucyjnej
SN lub nN, moc zwarciowa (Sk) w miejscu przyłączenia powinna być
przynajmniej 20 razy większa od łącznej mocy znamionowej jednostek
wytwórczych przyłączonych lub planowanych do przyłączenia do sieci
dystrybucyjnej zasilanej z tej samej co dany punkt przyłączenia stacji
transformatorowej 110 kV/SN.
1.6.
Moc zwarciowa w miejscu przyłączania, o której mowa w pkt 1.5. wyznaczona
jest dla minimalnej konfiguracji sieci dystrybucyjnej.
1.7.
Minimalna konfiguracja sieci dystrybucyjnej jest to stan pracy przy minimalnym
poziomie mocy zwarciowej po stronie SN, wyłączonych wszystkich jednostkach
wytwórczych przyłączonych bezpośrednio do szyn zbiorczych rozdzielni SN, jak
również do linii SN wyprowadzonych ze stacji transformatorowej 110 kV/SN, do
której przyłączona jest rozpatrywana jednostka wytwórcza.
1.8.
W przypadku opracowania przez innogy Stoen Operator ekspertyzy wpływu
przyłączenia jednostek wytwórczych na pracę sieci dystrybucyjnej lub
indywidualnej analizy dla konkretnego punktu w sieci dystrybucyjnej, dla oceny
możliwości przyłączenia jednostek wytwórczych przyjmuje się wnioski
02.08.2016
Strona 222 z 275
wynikające z ww. opracowań. Wówczas kryterium określonego w pkt 1.5. nie
stosuje się.
1.9.
Praca wyspowa jednostek wytwórczych jest możliwa jedynie na wyspę urządzeń
tego wytwórcy, o ile uwzględniono to w warunkach przyłączenia.
2.
URZĄDZENIA ŁĄCZENIOWE
2.1.
Jednostki wytwórcze muszą posiadać następujące urządzenia łączeniowe:
a) łącznik dostosowany do wyłączania jednostki wytwórczej,
b) łącznik do odłączania jednostki wytwórczej i stwarzania przerwy izolacyjnej.
Jeśli w skład jednostki wytwórczej wchodzi transformator, to łączniki te powinny
być zainstalowane od strony sieci, z którą jednostka wytwórcza współpracuje.
Dopuszcza się w uzasadnionych przypadkach stosowanie wspólnych obu
wymienionych łączników lub jednego z nich dla mikroinstalacji lub grupy
jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci, jeśli to nie wpłynie na pogorszenie
warunków zasilania odbiorców.
2.2.
W przypadku, gdy w układzie sieci jest możliwa praca wyspowa jednostki
wytwórczej, musi ona posiadać dodatkowy łącznik dostosowany do oddzielenia
wyspy od pozostałej części sieci dystrybucyjnej.
2.3.
innogy Stoen Operator koordynuje pracę łączników, o którym mowa w pkt 2.1.
i 2.2. oraz decyduje o konieczności ich wyposażenia w system zdalnego
sterowania i odwzorowania stanu pracy. Nie dotyczy to łączników
współpracujących z mikroinstalacjami.
2.4.
Urządzenia łączeniowe jednostek wytwórczych współpracujących z falownikami,
powinny być zlokalizowane po stronie prądu przemiennego falownika.
2.5.
Impuls wyłączający przesłany od zabezpieczeń do urządzenia łączeniowego musi
powodować bezzwłoczne wyłączenie jednostki wytwórczej przez to urządzenie.
3.
ZABEZPIECZENIA
3.1.
Jednostki wytwórcze powinny być wyposażone w zabezpieczenia podstawowe
oraz zabezpieczenia dodatkowe, zgodnie z zapisami pkt II.4.5 IRiESD oraz pkt 3
niniejszego załącznika.
Wymagania pkt 3 niniejszego załącznika nie dotyczą mikroinstalacji, za wyjątkiem
drugiego akapitu punktu 3.11.
02.08.2016
Strona 223 z 275
3.2.
Zabezpieczenia podstawowe jednostek wytwórczych powinny zostać dobrane
zgodnie z obowiązującymi przepisami i normami. Zabezpieczenia te powinny
działać na urządzenie łączeniowe określone w pkt 2.1.a), powodując wyłączenie
jednostki wytwórczej z ruchu.
3.3.
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej do 100 kVA z generatorami
asynchronicznymi
lub
synchronicznymi
powinny
być
wyposażone
w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia zerowo-nadnapięciowe
oraz zabezpieczenia do ochrony przed: obniżeniem napięcia, wzrostem napięcia
oraz wzrostem prędkości obrotowej. Dla jednostek przyłączonych do sieci nN
należy stosować zabezpieczenia od pracy niepełnofazowej z kryterium kontroli
asymetrii prądu obciążenia
3.4.
Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyżej 100 kVA powinny być
wyposażone w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia zerowonadnapięciowe oraz zabezpieczenia do ochrony przed: obniżeniem napięcia,
wzrostem napięcia, obniżeniem częstotliwości oraz wzrostem częstotliwości. Dla
jednostek przyłączonych do sieci nN należy stosować zabezpieczenia od pracy
niepełnofazowej z kryterium kontroli asymetrii prądu obciążenia.
3.5.
Jednostki wytwórcze współpracujące z falownikami powinny być wyposażone
w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia do ochrony przed:
obniżeniem napięcia oraz wzrostem napięcia, jak również w urządzenia
pozwalające na kontrolowanie i utrzymywanie zadanych parametrów
jakościowych energii elektrycznej.
3.6.
innogy Stoen Operator o potrzebie wyposażenia jednostek wytwórczych
w zabezpieczenie od mocy zwrotnej i pracy wyspowej.
3.7.
Zabezpieczenia dodatkowe powinny powodować otwarcie łącznika sprzęgającego
jednostkę wytwórczą z siecią dystrybucyjną. W zależności od rodzaju pracy
jednostki wytwórczej łącznikiem sprzęgającym jest:
a) łącznik określony w pkt 2.1.a), gdy jednostka wytwórcza nie ma możliwości
pracy wyspowej,
b) łącznik określony w pkt 2.2, gdy jednostka wytwórcza ma możliwość pracy
wyspowej.
3.8.
innogy Stoen Operator ustala nastawy oraz zwłokę czasową działania
zabezpieczeń dodatkowych, w zależności od miejsca przyłączenia jednostki
wytwórczej do sieci dystrybucyjnej.
3.9.
Zabezpieczenie dodatkowe do ochrony przed obniżeniem lub wzrostem napięcia
musi być wykonane trójfazowo. Jednostka wytwórcza przy obniżeniu lub wzroście
napięcia w jednym z przewodów fazowych musi być odłączona od sieci
trójbiegunowo.
3.10.
Jednostki wytwórcze przyłączane do sieci nN lub modernizowane, muszą być
02.08.2016
Strona 224 z 275
wyposażone w automatykę uniemożliwiającą pracę wyspową.
3.11.
W przypadku jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej poprzez
transformator SN/nN, dla zabezpieczeń dodatkowych do ochrony przed: wzrostem
częstotliwości, obniżeniem częstotliwości oraz obniżeniem napięcia, wielkości
pomiarowe powinny być pobierane po stronie nN. Natomiast dla zabezpieczeń
dodatkowych: zerowo-nadnapięciowych oraz do ochrony przed wzrostem
napięcia, wielkości pomiarowe powinny być pobierane po stronie SN.
W przypadku jednostek wytwórczych, nie będącymi mikroinstalacjami i małymi
instalacjami, przyłączonych bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej nN, dla
zabezpieczeń dodatkowych wielkości pomiarowe powinny być pobierane z sieci nN.
W przypadku podłączania mikroinstalacji i małych instalacji, wielkości pomiarowe
dla działania zainstalowanych zabezpieczeń powinny być pobierane z sieci nN.
Punkt pomiarowy może być umieszczony w dowolnym miejscu pomiędzy
zaciskami inwertera a siecią rozdzielczą, z wyłączeniem punktu przyłączenia do
sieci OSD (PCC).
3.12.
Dla generatorów synchronicznych lub asynchronicznych czas działania
zabezpieczeń dodatkowych i czas własny łącznika sprzęgającego muszą być tak
dobrane, aby wyłączenie generatora nastąpiło podczas zaników napięcia
spowodowanych zadziałaniem automatyki SPZ lub SZR.
3.13.
Farmy wiatrowe z generatorami asynchronicznymi należy wyposażyć
w automatykę bezzwłocznego wyłączania elektrowni po przejściu do pracy na
wydzieloną sieć.
3.14.
W przypadku zwarcia w linii, do której przyłączona jest farma wiatrowa
automatyka zabezpieczeniowa farmy powinna:
a) wyłączać ją w czasie krótszym od czasu działania istniejącego zabezpieczenia
linii,
b) załączać farmę samoczynnie po czasie nie krótszym niż 30 s, liczonym od
zakończenia udanego cyklu SPZ.
3.15.
W przypadku zwarcia w farmie wiatrowej z generatorem asynchronicznym
automatyka zabezpieczeniowa powinna wyłączać ją bezzwłocznie lub ze zwłoką
czasową uzgodnioną z innogy Stoen Operator.
3.16.
W przypadku zadziałania SZR w stacji, do której przyłączona jest farma wiatrowa,
automatyka zabezpieczeniowa farmy powinna:
a) wyłączać ją w czasie krótszym od czasu działania istniejącego zabezpieczenia
stacji,
b) załączać farmę samoczynnie po czasie 30 s, liczonym od zakończenia cyklu
SZR.
3.17.
innogy Stoen Operator może zdecydować o potrzebie stosowania zabezpieczeń
02.08.2016
Strona 225 z 275
różnicowoprądowych dla poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych.
4.
KOMPENSACJA MOCY BIERNEJ
4.1.
Wymagany stopień skompensowania mocy biernej określa innogy Stoen Operator
w warunkach przyłączenia.
4.2.
Nie jest wymagane stosowanie urządzeń do kompensacji mocy biernej
w przypadku jednostek wytwórczych, których moc osiągalna określona na
przewód fazowy nie przekracza 4,6 kVA (5 kWp dla jednostek wytwórczych
fotowoltaicznych). W pozostałych jednostkach wytwórczych należy stosować
urządzenia do kompensacji mocy biernej. W jednostkach wytwórczych
charakteryzujących się pracą ze zmienną mocą, w szczególności w farmach
wiatrowych należy stosować układy automatycznej regulacji mocy biernej.
4.3.
Moc bierną przy generatorach synchronicznych należy regulować przy pomocy
wzbudzenia. W jednostkach wytwórczych charakteryzujących się pracą ze
zmienną mocą, w szczególności w farmach wiatrowych należy stosować układy
automatycznej regulacji wzbudzenia.
4.4.
W przypadku generatorów asynchronicznych układ służący do automatycznego
bądź ręcznego załączania kondensatorów do kompensacji mocy biernej powinien
być tak skonstruowany, aby nie było możliwe załączenie baterii kondensatorów
przed dokonaniem rozruchu generatora. Wyłączenie generatora i baterii
kondensatorów następuje równocześnie.
4.5.
Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej poprzez
falowniki sieciowzbudne obowiązują warunki dotyczące załączania i odłączania
kondensatorów oraz warunki ich doboru takie same, jak przy generatorach
asynchronicznych. W jednostkach wytwórczych z falownikami niezależnymi
kompensacja mocy biernej nie jest wymagana.
5.
ZAŁĄCZANIE JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
5.1.
Załączenie jednostki wytwórczej do sieci dystrybucyjnej jest możliwe tylko, gdy
napięcie sieci istnieje we wszystkich trzech fazach i posiada odpowiednie
parametry. W przypadku stosowania ochrony przed obniżeniem napięcia
powodującej odłączenie jednostki wytwórczej od sieci dystrybucyjnej, powinna
ona mieć zwłokę czasową rzędu kilku minut pomiędzy powrotem napięcia w sieci
dystrybucyjnej, a ponownym załączeniem jednostki wytwórczej.
5.2.
Dla generatorów asynchronicznych, których rozruch odbywa się przy
wykorzystaniu silnika napędowego, załączenie do sieci dystrybucyjnej powinno
02.08.2016
Strona 226 z 275
następować przy prędkości obrotowej pomiędzy 95 ÷ 105 % prędkości
synchronicznej. Przy zdolnych do pracy wyspowej, samowzbudnych generatorach
asynchronicznych należy dotrzymać warunków jak dla załączania generatorów
synchronicznych, określonych w pkt 5.4. i 5.5.
5.3.
Dla generatorów asynchronicznych, które dokonują rozruchu jako silnik
obowiązują warunki jak dla przyłączania silników elektrycznych. Dla generatorów
o mocy osiągalnej do 100 kVA przyłączonych do sieci dystrybucyjnej nN prąd
rozruchu nie powinien przekraczać wartości 60 A. Dla pozostałych jednostek
wytwórczych prąd rozruchu należy ograniczyć w sposób zapobiegający ujemnemu
wpływowi na sieć dystrybucyjną.
5.4.
Dla generatorów synchronicznych wymagane jest urządzenie synchronizujące,
umożliwiające załączenie generatora z zachowaniem następujących warunków
synchronizacji:
a) różnica napięć
–
∆U < ± 10 % Un,
b) różnica częstotliwości
–
∆f < ± 0,5 Hz,
c) różnica kąta fazowego
–
∆φ < ± 10°,
5.5.
innogy Stoen Operator może w uzasadnionych przypadkach ustalić inne granice
warunków synchronizacji w momencie załączania generatorów synchronicznych
niż podane w pkt 5.4.
5.6.
Falowniki załącza się tylko, gdy są one bez napięcia po stronie prądu
przemiennego. Przy zdolnych do pracy wyspowej jednostkach wytwórczych
z falownikami, które nie są przyłączane beznapięciowo, należy dotrzymać
warunków jak dla załączania generatorów synchronicznych.
5.7.
Załączanie generatorów do ruchu powinno odbywać się sekwencyjnie, w trybie
uzgodnionym z innogy Stoen Operator.
5.8.
Wymagania pkt 5 niniejszego załącznika nie dotyczą mikroinstalacji.
6.
CZĘSTOTLIWOŚĆ I NAPIĘCIE
6.1.
Oddziaływanie jednostek wytwórczych na warunki pracy sieci dystrybucyjnej
należy ograniczać w takim stopniu, aby nie zostały przekroczone, w miejscu
dostarczania energii elektrycznej z jednostki wytwórczej do sieci dystrybucyjnej,
wymagania określone w niniejszym pkt 6 niniejszego załącznika.
6.2.
Częstotliwość znamionowa wynosi 50 Hz z dopuszczalnym odchyleniem
zawierającym się w przedziale od -0,5Hz do +0,5 Hz, przez 99,5% czasu tygodnia.
6.3.
Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, w każdym
tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia
02.08.2016
Strona 227 z 275
zasilającego powinno mieścić się w przedziale odchyleń ±5% napięcia
znamionowego lub deklarowanego (w sieciach niskiego napięcia wartości napięć
deklarowanych i znamionowych są równe).
6.4.
Dla miejsc przyłączenia w sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym 110 kV,
SN i nN, zawartość poszczególnych harmonicznych odniesionych do harmonicznej
podstawowej nie może przekraczać 0,5 %.
6.5.
Współczynnik THD (uwzględniający wszystkie harmoniczne, aż do rzędu 40)
odkształcenia napięcia nie może przekraczać odpowiednio:
a) 1,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
niż 110 kV i wyższym niż 30 kV,
b) 3,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
niż 30 kV i wyższym niż 1 kV,
c) 5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym
niż 1 kV.
6.6.
Dla jednostek wytwórczych współpracujących z falownikami, w których
zastosowany jest przekształtnik sześciopołówkowy z wygładzaniem indukcyjnym
i nie są stosowane szczególne środki do redukcji wyższych harmonicznych,
powinien być spełniony następujący warunek:
SrA 1
<
SkV 120
gdzie:
SrA – moc osiągalna jednostki wytwórczej,
SkV – moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci
dystrybucyjnej, określona jako iloraz kwadratu napięcia znamionowego sieci
oraz sumy impedancji linii od transformatora do miejsca przyłączenia
i impedancji transformatora.
6.7.
W normalnych warunkach pracy sieci dystrybucyjnej, w ciągu każdego tygodnia,
wskaźnik długookresowego migotania światła Plt spowodowanego wahaniami
napięcia, przez 95 % czasu, powinien spełniać warunek: Plt ≤ 0,6.
6.8.
Wymaganie określone w pkt 6.7 jest również spełnione w przypadkach, gdy:
- dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci SN zasilanych z szyn stacji
110/SN:
SrA
×100% < 2 N
SkV
- dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci nN:
02.08.2016
Strona 228 z 275
S rA
3%
× 100% <
S kV
k
gdzie:
SrA
– moc osiągalna jednostki wytwórczej,
SkV
– moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci
dystrybucyjnej,
N
– liczba przekształtników tyrystorowych o jednakowych lub zbliżonych
do siebie mocach znamionowych, współpracujących z jednostką
wytwórczą,
k
– współczynnik wynoszący:
1
- dla generatorów synchronicznych,
2
- dla generatorów asynchronicznych, które są załączane przy
95 % ÷ 105 % ich prędkości synchronicznej,
Ia/Ir - dla generatorów asynchronicznych, które są wprowadzane na
obroty jako silnik,
8
7.
- dla przypadków, gdy nie jest znany prąd rozruchu,
Ia
– prąd rozruchowy,
Ir
– znamionowy prąd ciągły.
KRYTERIA OCENY MOŻLIWOŚCI PRZYŁĄCZENIA JEDNOSTEK
WYTWÓRCZYCH DO SIECI SN i nN
innogy Stoen Operator na swojej stronie internetowej zamieszcza kryteria oceny
przyłączania źródeł energii do sieci elektroenergetycznej SN i nN. Po raz pierwszy
kryteria te zostaną zamieszczone na stronie internetowej w terminie do 12
miesięcy po wejściu w życie niniejszej IRiESD.
8.
DODATKOWE
WYMAGANIA
DLA
FARM
PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI DYSTRYBUCYJNYCH
8.1.
8.1.1.
Farmy wiatrowe przyłączane bezpośrednio do sieci dystrybucyjnej powinny
02.08.2016
Strona 229 z 275
WIATROWYCH
spełniać ogólne wymagania i procedury przewidziane dla podmiotów
przyłączanych do sieci dystrybucyjnej określone w pozostałych punktach
niniejszej IRiESD.
8.1.2.
Wymagania techniczne i zalecenia zapisane w pkt 8 niniejszego załącznika
obowiązują farmy wiatrowe przyłączane do sieci dystrybucyjnej.
8.1.3.
Przyłączone do sieci dystrybucyjnej farmy wiatrowe muszą spełniać wymagania
zawarte w pkt 8 niniejszego załącznika po ich remoncie lub modernizacji, których
zakres obejmuje również urządzenia lub instalacje wchodzące w skład jednostki
wytwórczej nie spełniającej tych wymagań.
8.1.4.
Wymagania techniczne dla farm wiatrowych obejmują następujące zagadnienia:
a) regulacja mocy czynnej,
b) praca w zależności od napięcia i częstotliwości,
c) załączanie do pracy i wyłączanie z sieci,
d) regulacja napięcia i mocy biernej,
e) wymagania dla pracy przy zakłóceniach w sieci,
f) dotrzymywanie standardów jakości energii elektrycznej,
g) elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa,
h) systemy monitoringu i telekomunikacji,
i) testy sprawdzające.
8.1.5.
innogy Stoen Operator ma prawo do kontroli realizacji warunków przyłączenia
i może zażądać udostępnienia przez wytwórcę dokumentacji stwierdzającej, że
farma wiatrowa wypełnia wymagania określone w IRiESD oraz w warunkach
przyłączenia do sieci. W szczególności dokumentacja ta powinna zawierać wyniki
pomiarów konieczne dla oceny wpływu farmy wiatrowej na jakość energii
elektrycznej oraz - dla farm przyłączanych do sieci 110 kV - symulacje
komputerowe, na modelu systemu akceptowanym przez odpowiedniego operatora
sieci, pokazujące reakcję farmy wiatrowej na zakłócenia sieciowe.
8.1.6.
W przypadku, gdy dwie lub więcej farm wiatrowych przyłączanych jest do szyn
zbiorczych tej samej rozdzielni 110 kV przez wydzielone transformatory
110 kV/SN, należy traktować te farmy jako pojedynczą farmę wiatrową
z miejscem przyłączenia na napięciu 110 kV z punktu widzenia wymogów
niniejszej IRiESD.
8.1.7.
Farmy wiatrowe przyłączane do sieci dystrybucyjnej powinny być wyposażone
w urządzenia
umożliwiające
bezpieczną
współpracę
z
systemem
elektroenergetycznym w różnych możliwych sytuacjach ruchowych.
8.1.8.
Szczegółowe wymagania dla każdej farmy wiatrowej są określane przez innogy
Stoen Operator w warunkach przyłączenia do sieci, w zależności od mocy farmy
02.08.2016
Strona 230 z 275
wiatrowej, jej lokalizacji w sieci, sytuacji w systemie elektroenergetycznym
i wyników ekspertyzy wpływu przyłączanej farmy wiatrowej na system
elektroenergetyczny.
8.1.9.
innogy Stoen Operator może w warunkach przyłączenia określić dla farmy
wiatrowej wymóg przystosowania farmy do automatycznej regulacji mocy
i zażądać aby regulacja mocy farmy wiatrowej była dostosowana do
automatycznej regulacji zdalnej.
8.1.10.
Farma wiatrowa w przypadku niedotrzymania standardów jakości energii
określonych w niniejszym załączniku, może zostać wyłączona na polecenie
operatora systemu, do czasu usunięcia nieprawidłowości.
8.2.
Regulacja mocy czynnej farmy wiatrowej
8.2.1.
Farma wiatrowa przyłączana do sieci 110 kV, powinna być wyposażona w system
sterowania i regulacji mocy, umożliwiający pracę w następujących reżimach:
a) praca bez ograniczeń, odpowiednio do warunków wiatrowych,
b) praca inteinnogyncyjna według wymagań odpowiedniego operatora systemu,
w sytuacjach zakłóceń i zagrożeń w pracy systemu elektroenergetycznego,
c) udział w regulacji częstotliwości (dotyczy farm wiatrowych o mocy
znamionowej 50 MW i większej),
d) z ograniczeniami mocy generowanej do wielkości określonej w ekspertyzie lub
umowie.
8.2.2.
W normalnych warunkach pracy systemu i farmy wiatrowej, moc czynna
wprowadzana do sieci przez farmę wiatrową nie może przekraczać limitu mocy
(z dokładnością ± 5 %) przydzielonego operatywnie przez odpowiedniego
operatora systemu i mocy przyłączeniowej określonej w umowie o przyłączenie.
8.2.3.
W normalnych warunkach pracy farmy wiatrowej przyłączanej do sieci 110 kV
i SN, w tym również podczas normalnych uruchomień i odstawień, gradient średni
zmiany mocy czynnej farmy wiatrowej nie może przekraczać 10% mocy
znamionowej farmy wiatrowej na minutę. Gradient średni w okresie 1 minuty nie
powinien przekraczać 30 % mocy znamionowej na minutę.
8.2.4.
W sytuacjach zakłóceniowych w systemie elektroenergetycznym, wyżej określony
gradient zmian obciążenia może być przekroczony przez farmy wiatrowe
uczestniczące w regulacji częstotliwości lub w sytuacji, gdy innogy Stoen Operator
poleci szybkie odciążenie lub, jeśli jest to technicznie możliwe, dociążenie farmy
wiatrowej.
8.2.5.
Farma wiatrowa powinna być wyposażona w system sterowania i regulacji mocy
czynnej umożliwiający:
1) pracę farmy wiatrowej bez ograniczeń, odpowiednio do warunków
02.08.2016
Strona 231 z 275
wiatrowych;
Podczas pracy farmy wiatrowej bez ograniczeń, odpowiednio do warunków
wiatrowych, a także w trakcie uruchomień i odstawień farmy wiatrowej,
gradient średni zmiany mocy czynnej farmy wiatrowej nie może przekraczać
10% mocy znamionowej farmy wiatrowej na minutę. W przypadku
przekroczenia maksymalnej dopuszczalnej prędkości wiatru proces
odstawiania z pracy poszczególnych turbin wiatrowych powinien odbywać się
w jak najdłuższym czasie, przy zapewnieniu bezpieczeństwa urządzeń.
2) ograniczanie maksymalnego dopuszczalnego obciążenia mocą czynną
(wykorzystanie inteinnogyncyjne farmy wiatrowej).
Wartość zadanej, w trybie inteinnogyncyjnym przez operatora systemu, mocy
czynnej powinna być utrzymywana z dokładnością co najmniej ±5% Pz
(wartości zadanej), przy uwzględnieniu ograniczeń wynikających z warunków
wiatrowych.
Prędkość redukcji mocy, powinna wynosić domyślnie 2% mocy znamionowej
farmy wiatrowej na sekundę, w zakresie obciążenia farmy od 100% do 20%
mocy znamionowej. W przypadku pracy farmy z obciążeniem poniżej 20%
mocy znamionowej, dopuszcza się mniejszą prędkość redukcji mocy ale nie
mniejszą niż 10% mocy znamionowej na minutę.
3) automatyczną redukcję mocy czynnej, przy wzroście częstotliwości.
Przy wzroście częstotliwości w miejscu przyłączenia farmy wiatrowej, układ
regulacji mocy czynnej farmy wiatrowej, powinien być zdolny do
automatycznej redukcji mocy czynnej, zgodnie z ustawioną charakterystyką
statyczną przedstawioną na rysunku poniżej. W takim przypadku jako wartość
domyślną prędkości redukcji mocy czynnej, należy przyjąć 5% mocy
znamionowej farmy wiatrowej na sekundę dla całego zakresu obciążenia mocą
czynną farmy wiatrowej.
02.08.2016
Strona 232 z 275
02.08.2016
Strona 233 z 275
8.2.6.
Zmniejszanie mocy wymagane przy zwyżce częstotliwości ponad 50,5 Hz
powinno być realizowane w pierwszej kolejności poprzez możliwości regulacyjne
poszczególnych turbin wiatrowych, a następnie poprzez wyłączanie
poszczególnych pracujących turbin wiatrowych farmy wiatrowej.
8.2.7.
Określona w pkt 8.2.5.1) dopuszczalna prędkość zmian obciążenia nie ma
zastosowania w przypadku odciążania farmy wiatrowej ze względu na wzrost
częstotliwości powyżej 50,5 Hz, zgodnie z charakterystyką statyczną korekcji
mocy farmy wiatrowej w funkcji wzrostu częstotliwości P = f(df) oraz w
sytuacjach zakłóceniowych w systemie, w przypadku gdy OSP lub OSD poleci
szybkie odciążenie lub, jeśli jest to technicznie możliwe, dociążenie farmy
wiatrowej. W takich przypadkach należy zapewnić prędkość redukcji mocy
zgodnie z postanowieniami pkt 8.2.5. 2) - 3).
02.08.2016
Strona 234 z 275
8.2.8.
W celu zapewnienia właściwości dynamicznych dla całej farmy wiatrowej zaleca
się aby każda pojedyncza turbina wiatrowa farmy wiatrowej była zdolna do
redukcji mocy czynnej z prędkością nie mniejszą niż 5% Pn mocy znamionowej na
sekundę w zakresie od 100% do 40% mocy generowanej.
8.2.9.
Operator systemu ma prawo ograniczyć czasowo moc farmy wiatrowej
przyłączonej do sieci 110 kV, do wartości nie mniejszej niż 5% mocy
znamionowej farmy wiatrowej. Ograniczenie mocy może być zadawane przez
sygnał zewnętrzny w MW lub % aktualnej mocy farmy wiatrowej, lub też
w postaci zależności od częstotliwości i/lub napięcia sieci. Algorytm regulacji
mocy czynnej farmy wiatrowej musi być dostosowany do realizacji tego
wymagania. Szybkość zmniejszania mocy w celu osiągnięcia zadanej wartości
powinna wynosić co najmniej 10% mocy znamionowej farmy wiatrowej na
minutę.
8.2.10.
innogy Stoen Operator, z co najmniej pięciodniowym wyprzedzeniem,
powiadamia właściciela farmy wiatrowej o konieczności jej wyłączenia, w celu
dokonania określonych planowych prac remontowych lub naprawczych w sieci
elektroenergetycznej.
8.2.11.
W sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego
odpowiedni operator systemu, może polecić całkowite wyłączenie farmy
wiatrowej. innogy Stoen Operator określa w warunkach przyłączenia do sieci
wymagania w zakresie przystosowania farmy wiatrowej do zdalnego wyłączania,
monitorowania i transmisji danych.
8.3.
Praca farmy wiatrowej w zależności od częstotliwości i napięcia
8.3.1.
Farma wiatrowa powinna mieć możliwość pracy w następującym zakresie
częstotliwości:
a)
Przy 49,5 ≤ f ≤ 50,5 Hz farma wiatrowa musi mieć możliwość pracy trwałej
z mocą znamionową,
b) Przy 48,5 ≤ f < 49,5 Hz farma wiatrowa musi mieć możliwość pracy z mocą
większą niż 90% mocy wynikającej z aktualnej prędkości wiatru, przez co
najmniej 30 min.,
c) Przy 48,0 ≤ f < 48,5 Hz farma wiatrowa musi mieć możliwość pracy z mocą
najmniej 20 min.,
d) Przy 47,5 ≤ f < 48,0 Hz farma wiatrowa musi mieć możliwość pracy z mocą
najmniej 10 min.,
e) Przy f < 47,5 Hz farmę wiatrową można odłączyć od sieci ze zwłoką czasową
02.08.2016
Strona 235 z 275
uzgodnioną z operatorem systemu,
f) Przy 50,5 < f ≤ 51,5 Hz farma wiatrowa musi mieć możliwość trwałej pracy
z mocą ograniczaną wraz ze wzrostem częstotliwości, do zera przy
częstotliwości 51,5 Hz,
g) Przy f > 51,5 Hz farmę wiatrową należy odłączyć od sieci w ciągu maks. 0,3 s,
o ile operator systemu nie określi inaczej w warunkach przyłączenia do sieci.
8.3.2.
Farma wiatrowa powinna spełniać warunki wymienione w pkt 8.3.1.a)
i pkt 8.3.1.b) przy zmianach napięcia w miejscu przyłączenia do sieci
w następującym zakresie:
a) 105 kV ÷ 123 kV – dla sieci 110 kV,
b) ±10 % Un – dla sieci SN.
8.3.3.
Wartości napięcia i częstotliwości podane w powyższych punktach są quasistacjonarnymi, z gradientem zmian dla częstotliwości mniejszym niż 0,5% na
minutę, a dla napięcia mniejszym niż 5% na minutę.
8.3.4.
Zmniejszanie mocy wymagane przy zwyżce częstotliwości ponad 50,5 Hz może
być realizowane poprzez kolejne wyłączanie jednostek pracujących w farmy
wiatrowej.
8.3.5.
innogy Stoen Operator może określić w warunkach przyłączenia farm wiatrowych
przystosowanie do udziału w regulacji częstotliwości w systemie
elektroenergetycznym, poprzez zmianę mocy po zmianie częstotliwości.
Wymaganie to dotyczy pełnego zakresu obciążenia farmy wiatrowej.
8.3.6.
innogy Stoen Operator, w uzgodnieniu z operatorem systemu przesyłowego,
określa w warunkach przyłączenia do sieci farmy wiatrowej, warunki udziału tej
farmy w regulacji częstotliwości i wymagane parametry regulacji.
8.3.7.
W zależności od lokalizacji i skali rozwoju energetyki wiatrowej, innogy Stoen
Operator może w warunkach przyłączenia do sieci dopuścić odstępstwa od
podanych wymagań określonych w pkt od 8.3.1. do 8.3.6.
8.4.
Załączanie i wyłączanie farm wiatrowych
8.4.1.
Farma wiatrowa powinna przekazywać do odpowiedniego operatora systemu
sygnał informujący o aktualnym stanie jej jednostek wytwórczych. Sygnał ten
powinien być generowany na podstawie identyfikacji stanu i przyczyn odstawienia
jednostki.
8.4.2.
Podczas każdego uruchamiania farmy wiatrowej gradient przyrostu mocy farmy
wiatrowej nie może przekraczać wartości określonej w pkt 8.2.3. niniejszego
załącznika.
8.4.3.
Algorytm uruchamiania farmy wiatrowej musi zawierać kontrolę warunków
02.08.2016
Strona 236 z 275
napięciowych w miejscu przyłączenia do sieci.
8.4.4.
W przypadku farmy wiatrowej przyłączanej do sieci 110 kV, innogy Stoen
Operator musi być poinformowany z 15 minutowym wyprzedzeniem o
planowanym uruchomieniu farmy wiatrowej, po postoju dłuższym niż 15 minut
spowodowanym wyłączeniem awaryjnym lub przekroczeniem granicznej
prędkości wiatru. Powiadomienie nie jest konieczne jeżeli uruchomienie następuje
wskutek wzrostu prędkości wiatru ponad wartość minimalną, niezbędną dla
wytwarzania mocy i prognozowane na najbliższą godzinę obciążenie farmy
wiatrowej nie przekroczy 10% jej mocy znamionowej.
8.4.5.
Z wyjątkiem przypadków zakłóceń w sieci i awarii farmy wiatrowej, redukcja
mocy farmy wiatrowej powinna być realizowana zgodnie ze zdefiniowanym
w pkt 8.2.3. niniejszego załącznika gradientem zmiany mocy czynnej.
8.5.
Regulacja napięcia i mocy biernej
8.5.1.
Wyposażenie farmy wiatrowej musi być tak dobrane, aby zapewnić utrzymanie,
określonych w warunkach przyłączenia, warunków napięciowych (w miejscu
przyłączenia do sieci lub innym określonym w warunkach przyłączenia) oraz
stabilność współpracy z systemem elektroenergetycznym.
8.5.2.
Farma wiatrowa musi mieć możliwość regulacji współczynnika mocy lub napięcia
w miejscu przyłączenia do sieci lub innym określonym w warunkach przyłączenia.
innogy Stoen Operator w warunkach przyłączenia do sieci określa wymagania
w tym zakresie, wraz z potrzebą zastosowania automatycznej regulacji zdalnej.
8.5.3.
Podczas produkcji mocy czynnej, farma wiatrowa przyłączona do sieci 110 kV
musi mieć możliwość pracy ze współczynnikiem mocy w miejscu przyłączenia do
sieci w granicach od 0,95 (indukcyjny) do 0,95 (pojemnościowy), w pełnym
zakresie obciążenia farmy.
8.5.4.
W zależności od warunków napięciowych w miejscu przyłączenia farmy
wiatrowej do sieci, odpowiedni operator systemu może w trybie operatywnym
zmieniać w/w zakres regulacji współczynnika mocy lub wymagać pracy
z określonym stałym współczynnikiem mocy. Dla farm wiatrowych przyłączanych
do sieci 110 kV zmiana zakresu regulacji powinna odbywać się w sposób zdalny.
8.5.5.
Dla farm wiatrowych o mocy znamionowej w miejscu przyłączenia, równej
50 MW i wyższej, należy zapewnić system zdalnego sterowania napięciem farmy
i mocą bierną, z zachowaniem możliwości współpracy z nadrzędnymi układami
regulacji napięcia i mocy biernej, w tym także z istniejącymi układami regulacji
napięcia na stacji ARST.
8.6.
Praca farm wiatrowych przy zakłóceniach w sieci
02.08.2016
Strona 237 z 275
8.6.1.
Farmy wiatrowe przyłączone do sieci 110 kV powinny być przystosowane do
utrzymania się w pracy w przypadku wystąpienia zwarć w sieci skutkujących
obniżka napięcia w miejscu przyłączenia do sieci. Krzywa przedstawiona na
rysunku poniżej przedstawia obszar, powyżej którego jednostki wytwórcze farmy
wiatrowej nie mogą być wyłączane.
Charakterystyka wymaganego zakresu pracy farmy wiatrowej w przypadku
wystąpienia zakłóceń w sieci.
8.6.2.
W niektórych lokalizacjach, innogy Stoen Operator może wymagać by farmy
wiatrowe podczas zakłóceń w systemie produkowały możliwie dużą, w ramach
ograniczeń technicznych, moc bierną. Wymaganie to określa innogy Stoen
Operator w warunkach przyłączenia do sieci lub umowie o przyłączenie.
8.6.3.
Wymagania w zakresie pracy farmy wiatrowej przy zakłóceniach w sieci, innogy
Stoen Operator określa w warunkach przyłączenia do sieci, biorąc pod uwagę
rodzaj zastosowanych generatorów, moc farmy wiatrowej, jej położenie w sieci,
koncentrację generacji wiatrowej w systemie i wyniki ekspertyzy wpływu
przyłączanej farmy wiatrowej na system.
8.6.4.
Podczas zakłóceń skutkujących obniżeniem napięcia w miejscu przyłączenia do
sieci, do wartości zgodnych z wykresem w pkt 8.6.1. niniejszego załącznika
(obszar powyżej krzywej), farma wiatrowa przyłączana do sieci 110 kV nie może
utracić zdolności regulacji mocy biernej i musi aktywnie oddziaływać w kierunku
podtrzymania napięcia, w ramach ograniczeń technicznych farmy wiatrowej.
8.7.
Dotrzymanie standardów jakości energii
8.7.1.
Farma wiatrowa nie powinna powodować nagłych zmian i skoków napięcia
02.08.2016
Strona 238 z 275
przekraczających 3%. W przypadku, gdy zakłócenia napięcia spowodowane pracą
farmy wiatrowej mają charakter powtarzający się, zakres jednorazowej szybkiej
zmiany wartości skutecznej napięcia nie może przekraczać 2,5% dla częstości do
10 zakłóceń/godz. i 1,5% dla częstości do 100 zakłóceń/godz. Wymagania
powyższe dotyczą również przypadków rozruchu i wyłączeń jednostek
wytwórczych.
8.7.2.
Szybkie zmiany napięcia spowodowane pulsacją mocy farmy wiatrowej
o częstotliwości rzędu 1 Hz powinny mieć amplitudę nie większą niż 0,7%.
8.7.3.
Wskaźniki krótkookresowego (Pst) i długookresowego (Plt) migotania napięcia
farm wiatrowych przyłączonych do sieci 110 kV oraz SN nie powinny przekraczać
odpowiednio wartości:
a) P st < 0,35 dla sieci 110 kV i P st < 0,45 dla sieci SN,
b) P lt < 0,25 dla sieci 110 kV i P lt < 0,35 dla sieci SN.
8.7.4.
Farmy wiatrowe nie powinny powodować w miejscu przyłączenia emisji
pojedynczych harmonicznych napięcia rzędu od 2 do 50 większych niż 0,7% dla
sieci 110 kV oraz 1,5 dla sieci SN. Współczynnik dystorsji harmonicznych THD
w miejscu przyłączenia do sieci powinien być mniejszy od 2,0% dla sieci 110 kV
oraz 4% dla sieci SN.
8.7.5.
W ciągu każdego tygodnia 99 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości
skutecznych podanych powyżej w pkt od 8.7.1. do 8.7.3. współczynników jakości
energii, powinno mieścić się w granicach określonych w tych punktach.
8.7.6.
Farmy wiatrowe powinny być wyposażone w system pomiaru i rejestracji
parametrów jakości energii (pomiar współczynnika migotania światła oraz
harmonicznych napięcia i prądu). Farmy wiatrowe przyłączane do sieci 110 kV
powinny być wyposażone w system teletransmisji danych do odpowiedniego
operatora systemu.
8.7.7.
Współczynnik zakłóceń harmonicznymi telefonii THFF powinien być poniżej 1%.
8.7.8.
Ze względu na ochronę urządzeń telekomunikacyjnych poziom zakłóceń
powodowany przez farmę wiatrową w miejscu przyłączenia do sieci, powinien
spełniać wymagania odpowiednich przepisów telekomunikacyjnych.
8.8.
Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa
8.8.1.
Właściciel farmy wiatrowej ponosi odpowiedzialność za projekt i instalację
zabezpieczeń chroniących farmę przed skutkami prądów zwarciowych, napięć
powrotnych po wyłączeniu zwarć w systemie, pracy asynchronicznej farmy oraz
innymi oddziaływaniami zakłóceń systemowych.
8.8.2.
Nastawienia zabezpieczeń farmy wiatrowej powinny być skoordynowane
z zabezpieczeniami zainstalowanymi w sieci elektroenergetycznej.
02.08.2016
Strona 239 z 275
8.8.3.
Nastawy zabezpieczeń farmy wiatrowej muszą zapewniać selektywność
współdziałania z zabezpieczeniami sieci dla zwarć w sieci i w tej farmy wiatrowej.
8.8.4.
Zwarcia wewnątrz farmy wiatrowej powinny być likwidowane selektywnie
i powodować możliwie jak najmniejszy ubytek mocy tej farmy.
8.8.5.
Na etapie opracowywania dokumentacji projektowej farmy wiatrowej, właściciel
farmy jest zobowiązany przeprowadzić i uzgodnić z odpowiednim operatorem
systemu analizę zabezpieczeń obejmującą m.in. sprawdzenie:
a) kompletności zabezpieczeń,
b) poprawności nastaw na poszczególnych
i w rozdzielni farmy wiatrowej,
jednostkach
wytwórczych
c) koordynacji z zabezpieczeniami systemu dystrybucyjnego i/lub przesyłowego.
Analizę zabezpieczeń należy przekazać innogy Stoen Operator.
8.9.
Monitoring i komunikacja farmy wiatrowej z operatorem systemu
8.9.1.
Operator systemu, do sieci którego przyłączana jest farma wiatrowa, musi
otrzymywać sygnały pomiarowe i rejestrowane parametry farmy.
Zakres danych przekazywanych do operatora systemu przesyłowego
i dystrybucyjnego oraz miejsce ich dostarczania określa w warunkach przyłączenia
8.9.2.
Minimalny zakres przekazywanych operatorowi systemu pomiarów wielkości
z farmy wiatrowej obejmuje wartości chwilowe:
a) mocy czynnej,
b) mocy biernej,
c) napięcia i prądu w miejscu przyłączenia do sieci,
d) współczynnika mocy cos ϕ,
e) średniej dla farmy prędkości wiatru.
8.9.3.
Minimalny zakres przekazywanych operatorowi systemu danych dwustanowych
obejmuje:
a) aktualny stan jednostek wytwórczych farmy, w tym liczbę jednostek
pracujących, gotowych do pracy i przyczyny postoju pozostałych,
b) stan układu regulacji częstotliwości dla farm wiatrowych przyłączonych do
sieci 110 kV,
c) inne dane mogące skutkować wyłączeniem farmy wiatrowej, na warunkach
uzgodnionych w umowie o przyłączenie.
02.08.2016
Strona 240 z 275
8.9.4.
Jako standardowe wyposażenie farmy wiatrowej przyłączanej na napięcie 110 kV
powinien być stosowany system monitorowania w czasie rzeczywistym stanu
i parametrów pracy, z zapewnieniem przekazywania danych do operatora systemu.
8.9.5.
Właściciel farmy wiatrowej przyłączanej do sieci 110 kV zapewni dostarczanie
operatorowi systemu prognozy średniej godzinowej mocy farmy wiatrowej z co
najmniej 48 godzinnym wyprzedzeniem i aktualizacją prognozy co 6 godzin.
Sposób realizacji tego obowiązku definiuje się w warunkach przyłączenia
i uzgadnia na etapie projektu.
8.9.6.
Właściciel farmy wiatrowej dostarcza odpowiedniemu operatorowi systemu,
aktualne parametry wyposażenia farmy wiatrowej (urządzeń podstawowych
i układów regulacji), niezbędne dla przeprowadzania analiz systemowych. W fazie
przed uruchomieniem farmy wiatrowej są to dane producentów urządzeń.
8.9.7.
innogy Stoen Operator określa w warunkach przyłączenia do sieci zakres danych
technicznych dla danej farmy wiatrowej, które są niezbędne do prowadzenia
i planowania ruchu systemu.
8.9.8.
Parametry techniczne systemu wymiany informacji, w tym protokoły komunikacji,
pomiędzy farmą wiatrową i innogy Stoen Operator, określa innogy Stoen Operator
na etapie projektowania.
8.9.9.
W farmie wiatrowej przyłączanej do sieci 110 kV powinny być zainstalowane
rejestratory przebiegów zakłóceniowych. Rejestratory powinny zapewniać
rejestrację przebiegów przez 10 s przed zakłóceniem i 60 s po zakłóceniu oraz:
a) rejestrować w każdym polu sygnały analogowe – 3 napięcia i 3 prądy fazowe,
napięcie 3U0 i prąd 3I0 oraz napięcia prądu stałego zasilającego aparaturę
w polu,
b) rejestrować sygnały o pobudzeniu zabezpieczeń podstawowych, wszystkie
sygnały o zadziałaniu zabezpieczeń lub automatyk na wyłączenie, wszystkie
sygnały telezabezpieczeniowe (nadawanie i odbiór), sygnały załączające od
układów SPZ oraz położenie biegunów aparatury łączeniowej.
8.10.
Testy sprawdzające
8.10.1.
Właściciel farmy wiatrowej przyłączanej do sieci dystrybucyjnej jest zobowiązany
do przeprowadzenia w okresie pierwszego roku pracy farmy, testów
sprawdzających spełnienie wymagań IRiESD. Sposób i zakres przeprowadzenia
testów farmy wiatrowej uzgadniany jest z właściwym operatorem systemu.
Uzgodnienie to powinno nastąpić co najmniej na 6 miesięcy przed terminem
uruchomienia farmy wiatrowej.
8.10.2.
Właściciel farmy wiatrowej na co najmniej 2 miesiące przed terminem
przyłączenia farmy wiatrowej dostarcza odpowiedniemu operatorowi systemu
02.08.2016
Strona 241 z 275
zakres, program i harmonogram przeprowadzania testów, dostarczając
równocześnie inne niezbędne dokumenty, jak instrukcje układów regulacji
i instrukcję współpracy ruchowej. Powyższe dokumenty podlegają uzgodnieniu
z właściwym operatorem systemu. Uzgodnienie to powinno być zakończone
w terminie 30 dni roboczych przed rozpoczęciem testów sprawdzających.
Testy powinny być wykonane zgodnie z obowiązującymi przepisami przy
zachowaniu należytej staranności i wiedzy technicznej, przez niezależną firmę
ekspercką posiadającą odpowiednie kwalifikacje, wiedzę i doświadczenie,
uzgodnioną z innogy Stoen Operator, według programu uzgodnionego z innogy
Stoen Operator. Firma ekspercka nie powinna być zaangażowana w jakiekolwiek
prace przy budowie farmy wiatrowej, będące przedmiotem przeprowadzania
obiektowych testów sprawdzających. Operator systemu ma prawo uczestniczyć
w przeprowadzeniu testów.
8.10.3.
Testy obejmować powinny w szczególności:
a) charakterystyki mocy farmy wiatrowej w funkcji prędkości wiatru,
b) uruchomienia farmy wiatrowej przy wietrze umożliwiającym osiągnięcie co
najmniej 75% mocy znamionowej, z kontrolą gradientu wzrostu mocy i zmian
napięcia,
c) odstawiania farmy wiatrowej przy prędkości wiatru przekraczającej wartość,
przy której osiągana jest moc znamionowa,
d) szybkości zmian napięcia przez układ regulacji napięcia,
e) działania układu regulacji mocy i częstotliwości,
f) wpływ farmy wiatrowej na jakość energii.
8.10.4.
innogy Stoen Operator wydaje zgodę na pierwsze uruchomienie farmy wiatrowej
i przeprowadzenie testów.
8.10.5.
Szczegółowy raport z przeprowadzonych testów dostarczany jest innogy Stoen
Operator w terminie do 6 tygodni po ich zakończeniu.
8.10.6.
W przypadku gdy przeprowadzone testy wykażą, iż farma wiatrowa nie spełnia
wymagań określonych w IRiESD oraz umowie o przyłączenie, właściwy operator
systemu wyznacza termin na usunięcie nieprawidłowości i powtórne wykonanie
testów. W przypadku dalszego nie spełnienia wymagań określonych w IRiESD
oraz umowie o przyłączenie, operator systemu ma prawo do odłączenia farmy
wiatrowej, do czasu usunięcia nieprawidłowości.
02.08.2016
Strona 242 z 275
Załącznik nr 2
Formularz powiadomienia OSDp przez sprzedawcę o zawartej umowie sprzedaży lub
umowie kompleksowej
Pozycja nr
Zawartość
1.
Data powiadomienia
2.
Miejscowość*
3.
Dane sprzedawcy
3.1.
nazwa
3.2.
kod nadany przez OSD (w przypadku kiedy OSD nadał taki kod albo stosuje
się kod nadany przez OSP)
4.
Nazwa sprzedawcy rezerwowego
5.
Dane URD (Odbiorcy)
5.1.
nazwa
5.2.
kod pocztowy
5.3.
miejscowość
5.4.
ulica
5.5.
nr budynku
5.6.
nr lokalu
5.7.
NIP/PESEL/nr paszportu (przy czym nr paszportu dotyczy obcokrajowców)
6.
Dane punktu poboru
6.1.
kod identyfikacyjny PPE, a w przypadku jego braku nr fabryczny licznika
6.2.
kod pocztowy*
6.3.
miejscowość*
6.4.
ulica*
6.5.
nr budynku*
6.6.
nr lokalu tego punktu poboru*
02.08.2016
Strona 243 z 275
6.7.
nr działki (w przypadku braku administracyjnego numeru budynku)*
7.
Data rozpoczęcia obowiązywania umowy sprzedaży/umowy kompleksowej
8.
Planowaną średnioroczną ilość energii elektrycznej objętej umową
sprzedaży/umową kompleksową w podziale na poszczególne punkty PPE
w MWh, z dokładnością do 0,001 MWh – w przypadku nie podania tej
wartości lub gdy podana wartość odbiega od historycznego zużycia, zostanie
ona określona przez OSD i traktowana według takich samych zasad jak
podana przez URD i/lub sprzedawcę. W takim przypadku OSD nie ponosi
żadnej odpowiedzialności za skutki określenia tej wartości
9.
Kod MB do którego ma być przypisany URD*
10.
Imię, nazwisko oraz podpisy osób zgłaszających (tylko w wersji papierowej,
wersja elektroniczna powinna umożliwiać jednoznaczną, bezpośrednią
weryfikację zgłaszającego przy składaniu formularza)
11.
Oświadczenie woli, o którym mowa w pkt D.1.2. lit. b)
* pozycja niewymagana
W przypadku powiadamiania o zawartej umowie kompleksowej z URD w gospodarstwie
domowym przyłączonym do sieci elektroenergetycznej innogy Stoen Operator o napięciu do
1 kV, dodatkowe informacje które powinno zawierać powiadomienie określa innogy Stoen
Operator w SWI.
02.08.2016
Strona 244 z 275
Załącznik nr 3
Lista kodów, którymi innogy Stoen Operator informuje sprzedawcę o wyniku
przeprowadzonej weryfikacji zgłoszonych umów sprzedaży oraz umów kompleksowych.
Nr kodu
Objaśnienie
W-00
Weryfikacja pozytywna
W-01
Weryfikacja negatywna - brak kompletnego wypełnienia formularza
powiadomienia o którym mowa w pkt F.1.1. IRiESD-Bilansowanie
W-02 (x)
Weryfikacja negatywna - błąd w formularzu powiadamiania w pozycji „x”
W-03
Weryfikacja negatywna - brak umowy o świadczenie usług dystrybucji
pomiędzy innogy Stoen Operator a URD
W-04
Weryfikacja negatywna - brak umowy dystrybucji pomiędzy innogy Stoen
Operator a POB sprzedawcy
W-05
Weryfikacja negatywna - zmiana wybranego sprzedawcy dla danego PPE już
występuje w zgłaszanym okresie
W-06
Weryfikacja negatywna - brak GUD lub GUD-K pomiędzy innogy Stoen
Operator a danym sprzedawcą
W-07
Weryfikacja negatywna
rozliczeniowych
W-08
Weryfikacje negatywna – brak lub błędne wskazanie POB lub MB
W-09
Weryfikacja negatywna - zgłoszenie umowy kompleksowej dotyczy PPE dla
którego nie jest możliwa realizacja umowy kompleksowej
W-10
Weryfikacja negatywna – inne (kod ten będzie uzupełniany o przyczynę
weryfikacji negatywnej)
-
brak
dostosowania
02.08.2016
Strona 245 z 275
układów
pomiarowo-
Załącznik nr 4
ZMIANY IRIESD W MOMENCIE URUCHOMIENIA CSWI
Opisane w niniejszym załączniku punkty D’, E’ oraz F’ zastąpią zapisy IRiESDBilansowanie w pkt. D, E oraz F w momencie uruchomienia CSWI
D’. ZASADY WYMIANY INFORMACJI
D’.1.
WYMAGANIA OGÓLNE
D’.1.1.
CSWI jest systemem służącym do wymiany informacji pomiędzy OSD,
a sprzedawcami i POB w zakresie następujących procesów rynku detalicznego:
a) BRS-PL-010. Zmiana sprzedawcy
b) BRS-PL-020. Migracja odbiorcy
c) BRS-PL-030. Zawiadomienie o zmianie danych PPE
d) BRS-PL-040. Zapytanie o PPE
e) BRS-PL-050. Zmiana POB
f) BRS-PL-060. Udostępnianie danych MB i MDD
g) BRS-PL-070. Udostępnianie danych pomiarowo-rozliczeniowych
h) BRS-PL-080. Zakończenie świadczenia usług
i) BRS-PL-090. Wstrzymanie/wznowienie dostaw
j) BRS-PL-100. Reklamacja
k) BRS-PL-110. Wprowadzenie zmian w umowie kompleksowej
l) BRS-PL-120. Przekazanie wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego
przez odbiorcę
m) BRS-PL-130. Przekazanie komunikatu na licznik odbiorcy przez
sprzedawcę
Szczegółowy opis realizacji procesów, warunków walidacji, zasad anulowania
oraz zakres komunikatów objętych wymianą poprzez CSWI, zawierają
„Standardy Wymiany Informacji CSWI” (zwane dalej „Standardami CSWI”),
udostępnione na stronie internetowej innogy Stoen Operator.
D’.1.2
W ramach realizacji procesów o których mowa w pkt. D’.1.1. wymieniane są
komunikaty zgodnie ze Standardami CSWI oraz zasadami opisanymi
w pkt. D’.1.3. – D’.1.5.
02.08.2016
Strona 246 z 275
D’.1.3.
Od momentu wpłynięcia komunikatu do innogy Stoen Operator do czasu
zakończenia jego realizacji, rozumianego jako weryfikacja komunikatu przez
innogy Stoen Operator wraz z ewentualnym okresem przewidzianym dla
inicjującego proces na jego anulowanie, innogy Stoen Operator nie przyjmuje dla
danego PPE innych komunikatów, chyba, że wynika to z macierzy
priorytetyzacji, zawartej w Standardach CSWI, o których mowa w punkcie
D’.1.1.
D’.1.4.
Dla każdego komunikatu, dla którego jest to wymagane, w Standardach CSWI
określone zostały warunki walidacji tj. określenie jakie warunki muszą być
łącznie spełnione, aby komunikat został zweryfikowany przez innogy Stoen
Operator pozytywnie.
Weryfikacja parametrów następuje w kolejności określonej w warunkach
walidacji. W sytuacji, gdy jakiś warunek walidacji nie zostanie spełniony,
wówczas system CSWI odrzuci komunikat i nie nastąpi weryfikacja dalszych
parametrów. W komunikacie przesyłanym do nadawcy pojawi się wówczas kod
błędu (powód odrzucenia) pierwszego zweryfikowanego negatywnie parametru.
D’.1.5.
Komunikaty przesyłane za pośrednictwem CSWI będą oznaczone numerem
identyfikacyjnym i mogą przyjmować następujące statusy:
a) Oryginał,
b) Anulowanie,
c) Aktualizacja.
Szczegółowe warunki anulowania lub aktualizacji poszczególnych komunikatów
zawierają Standardy CSWI oraz tabela terminów wysyłania i przyjmowania
komunikatów, stanowiąca Załącznik nr 5 do niniejszej IRiESD.
D’.1.6.
Opis rozwiązania informatycznego CSWI oraz dokumentacja techniczna, będą
udostępnione na stronie internetowej innogy Stoen Operator.
D’.1.7.
CSWI umożliwia komunikację poprzez:
a) bezpośrednie interfejsy pomiędzy systemami uczestników rynku a CSWI,
b) aplikację www.
Uczestnicy rynku, o których mowa w pkt D’.1.7. pkt a) są zobowiązani zapewnić
zgodność swoich systemów informatycznych z obowiązującymi wymaganiami
funkcjonalnymi i technicznymi CSWI.
D’.2.
ZASADY DOSTĘPU DO CSWI
D’.2.1.
Dokumenty dotyczące procedury przyłączania i akceptacji systemów
informatycznych uczestników rynku do CSWI opublikowane są na stronie
internetowej innogy Stoen Operator.
02.08.2016
Strona 247 z 275
D’.2.2.
Wszyscy uczestnicy rynku zamierzający korzystać z wymiany informacji za
pośrednictwem CSWI muszą posiadać login i hasło do systemu, a informacja
nt. ich pozyskania jest opublikowana na stronie internetowej innogy Stoen
Operator.
D’.3.
ZASADY ZARZĄDZANIA ZMIANAMI
INFORMACJI POPRZEZ CSWI
D’.3.1.
Uczestnicy rynku korzystający z CSWI, mają możliwość zgłaszania uwag do
standardu wymiany informacji, w zakresie procesów o których mowa w
pkt. D’.1.1.
STANDARDU
WYMIANY
Uwagi te zgłaszane są na formularzu i na adres poczty elektronicznej, wskazane
na stronie internetowej innogy Stoen Operator.
D’.3.2.
Uwagi o których mowa w pkt. D’.3.1. podlegają analizie w okresach nie
rzadszych niż raz na 6 miesięcy. Raport z analizy zgłoszonych uwag
zamieszczany jest na stronie internetowej innogy Stoen Operator
D’.3.3.
Przyjęte uwagi są wprowadzane poprzez aktualizację IRiESD, zgodnie z zasadami
opisanymi w pkt. I.1.16.-I.1.23 oraz A.9.2.
D’.4.
TERMINY WYSYŁANIA
POPRZEZ CSWI
D’.4.1.
Terminy realizacji procesów oznaczają najwcześniejszy i najpóźniejszy czas
przesłania danego komunikatu poprzez CSWI. Jest to czas zarejestrowany przez
CSWI.
D’.4.2.
Jeżeli nie zaznaczono inaczej, jest to zawsze pełny dzień kalendarzowy i jest
liczony od północy (00:00) dnia, w którym komunikat został zarejestrowany na
CSWI.
D’.4.3.
Data realizacji zmiany oznacza datę, z którą wchodzi w życie zmiana parametrów
PPE/realizacja procesu.
D’.4.4.
Szczegółowe terminy wysyłania i przyjmowania komunikatów za pośrednictwem
CSWI określa tabela w Załączniku nr 5.
D’.5.
ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW
D’.5.1.
innogy Stoen Operator udziela informacji użytkownikom systemu oraz
podmiotom ubiegającym się o przyłączenie do sieci nt. świadczonych usług
dystrybucji oraz zasad i procedur zmiany sprzedawcy.
I
PRZYJMOWANIA
02.08.2016
Strona 248 z 275
KOMUNIKATÓW
D’.5.2.
Informacje ogólne udostępnione są przez innogy Stoen Operator:
a) na stronach internetowych innogy Stoen Operator,
b) w niniejszej IRiESD opublikowanej na stronach internetowych innogy Stoen
Operator,
c) w punktach obsługi klienta.
D’.5.3.
W celu uzyskania szczegółowych informacji odbiorca może złożyć zapytanie
następującymi drogami:
a)
osobiście w punkcie obsługi klienta,
b)
listownie na adres innogy Stoen Operator,
c)
pocztą elektroniczną,
d)
faksem,
e)
telefonicznie.
innogy Stoen Operator udziela odbiorcy odpowiedzi dotyczących informacji
szczegółowych taką drogą jaką zostało złożone zapytanie, chyba że odbiorca
wskaże inną drogę udzielenia odpowiedzi.
D’.5.4.
innogy Stoen Operator informuje odbiorców o warunkach zmiany sprzedawcy,
a w szczególności o:
a) uwarunkowaniach formalno-prawnych,
b) ogólnych zasadach funkcjonowania rynku bilansującego,
c) procedurze zmiany sprzedawcy,
d) wymaganych umowach,
e) prawach i obowiązkach podmiotów korzystających z prawa wyboru
sprzedawcy,
f) procedurach powiadamiania o zawartych umowach sprzedaży energii
elektrycznej lub umowach kompleksowych oraz weryfikacji powiadomień,
g) zasadach ustanawiania
bilansowanie handlowe,
i
zmiany
podmiotów
odpowiedzialnych
za
h) warunkach świadczenia usług dystrybucyjnych.
D’.5.5.
Adresy pocztowe, adresy email oraz numery faksu niezbędne do kontaktu z
innogy Stoen Operator zamieszczone są na stronie internetowej innogy Stoen
Operator. oraz na fakturach wystawianych przez innogy Stoen Operator
D’.5.6.
innogy Stoen Operator oraz sprzedawcy umieszczają kod PPE na wystawianych
przez siebie fakturach dla URD z tytułu sprzedaży energii elektrycznej,
świadczonych usług dystrybucji lub świadczonej usługi kompleksowej.
02.08.2016
Strona 249 z 275
D’.6.
ZASADY
UDZIELANIA
INFORMACJI
ZE SPRZEDAWCĄ PRZY ZAWIERANIU UMÓW
I
WSPÓŁPRACY
D’.6.1.
W celu zawarcia przez sprzedawcę, posiadającego zawartą z innogy Stoen Operator
GUD lub GUD-K, odpowiednio umowy sprzedaży lub umowy kompleksowej z URD,
sprzedawca ten może złożyć do innogy Stoen Operator „Zapytanie o Paszport PPE”.
D’.6.2.
Paszport PPE jest udostępniany sprzedawcy na podstawie upoważnienia URD do
uzyskania przez sprzedawcę od innogy Stoen Operator Paszportu PPE. Złożenie
„Zapytania o Paszport PPE” jest równoznaczne z dysponowaniem przez sprzedawcę
upoważnieniem URD dla sprzedawcy do zapytania o Paszport PPE. Sprzedawca
zobowiązany jest do przekazania innogy Stoen Operator oryginału powyższego
upoważnienia albo kopii tego upoważnienia, którego zgodność z oryginałem
zostanie stwierdzona przez upoważnionego pracownika sprzedawcy albo treści
tego upoważnienia w formie elektronicznej, na każde żądanie innogy Stoen
Operator, najpóźniej w terminie 7 dni kalendarzowych od dnia otrzymania
żądania.
D’.6.3.
innogy Stoen Operator i sprzedawca współpracują w zakresie wprowadzania
zmian do umów sprzedaży oraz umów kompleksowych, poprzez wymianę danych
i informacji za pośrednictwem CSWI.
D’.6.4.
Wprowadzenie zmian do umowy kompleksowej w zakresie mającym wpływ na
świadczenie i rozliczanie usługi dystrybucji przez innogy Stoen Operator lub dane
PPE, następuje zgodnie z poniższymi zasadami:
a) sprzedawca po otrzymaniu od URD wniosku o zmianę umowy kompleksowej
przekazuje go do innogy Stoen Operator w formie „Zgłoszenia zmiany
parametrów umowy kompleksowej”,
b) po weryfikacji Zgłoszenia, innogy Stoen Operator informuje sprzedawcę
o przyjęciu lub odrzuceniu zmiany parametrów,
w dniu wejścia w życie zmiany parametrów umowy kompleksowej, innogy Stoen
Operator przekazuje sprzedawcy aktualne dane PPE w formie „Zawiadomienia
o zmianie danych PPE”.
D’.6.5.
Sprzedawca może złożyć do innogy Stoen Operator poprzez CSWI:
a) dla aktywnej umowy z URD w danym PPE, zapytanie o dane tego PPE,
b) zapytanie o zestaw PPE, przyporządkowanych do MDD tego sprzedawcy.
E’
ZASADY BILANSOWANIA HANDLOWEGO W OBSZARZE RYNKU
DETALICZNEGO
02.08.2016
Strona 250 z 275
E’.1.
Procedura ustanawiania lub zmiany podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie
handlowe (POB) przebiega zgodnie z zapisami IRiESD-Bilansowanie oraz
IRiESP-Bilansowanie.
POB jest ustanawiany przez:
1) Sprzedawcę, który zamierza sprzedawać energię elektryczną URD typu
odbiorca (URDO), przyłączonemu do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen
Operator;
2) URD typu wytwórca (URDW), przyłączonego do sieci dystrybucyjnej innogy
Stoen Operator.
URDO wskazuje w umowie dystrybucyjnej zawartej z innogy Stoen Operator,
ustanowionego przez sprzedawcę POB, który będzie bilansował handlowo PPE
tego URDO.
URDW wskazuje w umowie dystrybucyjnej zawartej z innogy Stoen Operator,
ustanowionego POB, który będzie bilansował handlowo PPE tego URDW.
Na obszarze działania innogy Stoen Operator sprzedawca może ustanowić jednego
POB.
E’.2.
Proces ustanowienia lub zmiany POB odpowiedzialnego za bilansowanie
handlowe sprzedawcy lub URDW, jest realizowany według następującej
procedury:
1) Sprzedawca albo POB wskazany przez URDW powiadamia innogy Stoen
Operator o planowanym ustanowieniu lub zmianie POB przez tego
sprzedawcę albo URDW. Powiadomienie to składane jest przez wnioskodawcę
również w imieniu i na rzecz drugiej strony tj. nowego POB albo URDW;
2) innogy Stoen Operator dokonuje weryfikacji wypełnienia powiadomienia
w ciągu 3 dni roboczych po jego otrzymaniu, pod względem poprawności
i zgodności z IRiESD oraz zawartymi umowami dystrybucyjnymi;
3) innogy Stoen Operator, w przypadku pozytywnej weryfikacji:
a) przy zmianie POB, informuje dotychczasowego POB o dacie, w której
przestaje pełnić funkcję POB,
b) informuje sprzedawcę lub URDW oraz nowego POB o dacie, w której
następuje ustanowienie lub zmiana POB,
c) zmienia przyporządkowanie PPE URDO posiadających umowę sprzedaży
lub umowę kompleksową ze sprzedawcą lub miejsca dostarczania URDW
w MB JGO, którymi dysponują dotychczasowy lub nowy POB;
4) innogy Stoen Operator, w przypadku negatywnej weryfikacji zgłoszenia,
o którym mowa w ppkt. 1), informuje wnioskującego o przyczynach
02.08.2016
Strona 251 z 275
negatywnej weryfikacji.
Zmiana POB nie wymaga zmiany umów zawartych przez innogy Stoen Operator
z dotychczasowym i nowym POB, Sprzedawcą lub URDW.
E’.3.
Ustanowienie lub zmiana POB następuje po pozytywnej weryfikacji
powiadomienia, o której mowa w pkt. E’.2. ppkt. 2), jednak nie wcześniej niż po
10 dniach kalendarzowych od otrzymania powiadomienia, z zastrzeżeniem
pkt. E’.5.
E’.4.
Z dniem ustanowienia lub zmiany POB, innogy Stoen Operator przeprowadza
zmiany w konfiguracji i strukturze obiektowej i podmiotowej rynku detalicznego,
które obejmują POB przekazującego odpowiedzialność za bilansowanie handlowe
(dotychczasowy POB) i POB przejmującego tą odpowiedzialność (nowy POB),
z uwzględnieniem że:
1)
każdy PPE danego URD powinien być przyporządkowany tylko do jednego
MDD;
2) każdy MDD powinien być przyporządkowany tylko do jednego MB;
3) URDW mogą być bilansowani handlowo tylko w MBW;
4) URDO mogą być bilansowani handlowo tylko w MBO.
E’.5.
Jeżeli innogy Stoen Operator otrzyma powiadomienie, o którym mowa
w pkt. E’.2.1), przed datą nadania i uaktywnienia na rynku bilansującym MB
nowego POB w obszarze sieci innogy Stoen Operator, zgodnie z zasadami
określonymi w IRiESP, wówczas weryfikacja powiadomienia o ustanowieniu lub
zmianie POB jest negatywna.
E’.6.
Z zastrzeżeniem pkt. E’.2. – E’.4., w przypadku, gdy POB ustanowiony przez
sprzedawcę lub URDW jako odpowiedzialny za jego bilansowanie handlowe,
zaprzestanie niezależnie od przyczyny 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 URDO lub na innogy Stoen
Operator w przypadku utraty POB przez URDW. Jednocześnie z tym dniem
sprzedaż energii lub świadczenie rezerwowej usługi kompleksowej do URDO
przejmuje sprzedawca rezerwowy.
E’.7.
Jeżeli sprzedaży energii lub świadczenia rezerwowej usługi kompleksowej URDO,
w przypadku o którym mowa w pkt. E’.6., nie przejmie sprzedawca rezerwowy
lub URDO utraci sprzedawcę rezerwowego albo sprzedawca rezerwowy utraci
wskazanego przez siebie POB jako odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe,
wówczas URDO traci sprzedawcę rezerwowego. W przypadku URDO innych niż
URDo w gospodarstwach domowych, innogy Stoen Operator podejmuje działania
mające na celu wstrzymanie dostarczania energii elektrycznej ww. URDO.
Sprzedaż energii elektrycznej URDo w gospodarstwach domowych, w przypadku
02.08.2016
Strona 252 z 275
o którym mowa w akapicie poprzednim, przejmuje sprzedawca z urzędu.
E’.8.
Jeżeli URDW utraci ustanowionego POB, wówczas URDW, w porozumieniu
z innogy Stoen Operator, winien zaprzestać wprowadzania energii do sieci
dystrybucyjnej innogy Stoen Operator, a innogy Stoen Operator ma prawo do
wyłączenia tego URDW. Sposób i zasady rozliczenia energii niezbilansowania
w okresie braku POB, określone są w umowie o świadczenie usług dystrybucji
energii elektrycznej zawartej pomiędzy innogy Stoen Operator a URDW.
E’.9.
innogy Stoen Operator niezwłocznie po uzyskaniu od OSP informacji
o planowanym zawieszeniu lub zaprzestaniu działalności na rynku bilansującym
przez POB powiadamia sprzedawcę lub URDW, którzy wskazali tego POB jako
odpowiedzialnego za ich bilansowanie handlowe, o braku możliwości
bilansowania handlowego przez wskazanego POB. W takim przypadku
sprzedawca lub URDW jest zobowiązany do zmiany POB, przed ww. terminem
planowanego zawieszenia lub zaprzestania działalności na RB przez
dotychczasowego POB, z zachowaniem postanowień niniejszego rozdziału E’.
E’.10.
POB odpowiedzialny za bilansowanie sprzedawcy lub URDW jest zobowiązany do
natychmiastowego skutecznego poinformowania innogy Stoen Operator
i sprzedawcy lub URDW, który go wskazał, o zawieszeniu lub zaprzestaniu
działalności na RB.
E’.11.
Powiadomienie innogy Stoen Operator o zakończeniu przez POB bilansowania
handlowego sprzedawcy lub URDW powinno nastąpić niezwłocznie po uzyskaniu
takich informacji przez ww. podmioty, jednak nie później niż 15 dni
kalendarzowych przed planowanym zakończeniem bilansowania handlowego.
F’. ZASADY ZMIANY SPRZEDAWCY
F’.1.
POSTANOWIENIA OGÓLNE
F’.1.1.
Procedura zmiany sprzedawcy energii elektrycznej zawarta w niniejszym
rozdziale, dotyczy URD przyłączonych do sieci dystrybucyjnej innogy Stoen
Operator, nie objętych obszarem Rynku Bilansującego.
Realizacja procesu zmiany sprzedawcy odbywa się poprzez zgłoszenie do innogy
Stoen Operator umowy sprzedaży/kompleksowej o którym mowa w pkt. F’.2.4.
Proces zmiany sprzedawcy rozpoczyna się od dnia otrzymania przez innogy Stoen
Operator od sprzedawcy zgłoszenia, o którym mowa w pkt. F’.2.4.
F’.1.2.
W dniu złożenia zgłoszenia, o którym mowa w pkt. F’.2.4., URD powinien mieć
zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej z innogy
Stoen Operator albo umowę kompleksową z nowym sprzedawcą.
02.08.2016
Strona 253 z 275
F’.1.3.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe podmiotów chcących skorzystać z prawa
wyboru sprzedawcy muszą spełniać postanowienia IRiESD na dzień złożenia
zgłoszenia, o którym mowa w pkt. F’.2.4.
F’.1.4.
Przy każdej zmianie sprzedawcy przez URD, dokonywany jest odczyt wskazań
układu pomiarowo-rozliczeniowego. Ustalenie wskazań układu pomiaroworozliczeniowego na dzień zmiany sprzedawcy, dokonywane jest na podstawie
odczytu wykonanego przez innogy Stoen Operator maksymalnie z
pięciodniowym wyprzedzeniem lub opóźnieniem.
Dla URD przyłączonych do sieci innogy Stoen Operator na niskim napięciu,
innogy Stoen Operator może ustalić wskazania układu pomiaroworozliczeniowego na dzień zmiany sprzedawcy również na podstawie:
1) odczytu wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego dokonanego przez URD
na dzień zmiany sprzedawcy i przekazanego do innogy Stoen Operator
najpóźniej jeden dzień po zmianie sprzedawcy oraz zweryfikowanego
i przyjętego przez innogy Stoen Operator,
a w przypadku braku możliwości ustalenia wskazań układu pomiaroworozliczeniowego w sposób, o którym mowa w pkt. 1,
2) ostatniego posiadanego przez innogy Stoen Operator odczytu wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego URD, jednak nie starszego niż 3 miesiące,
przeliczonego na dzień zmiany sprzedawcy na podstawie przyznanego profilu
lub średniodobowego zużycia energii w ostatnim okresie rozliczeniowym
usług dystrybucji za który innogy Stoen Operator posiada odczytane
wskazania.
F’.1.5.
Zmiana sprzedawcy tj. przyjęcie przez innogy Stoen Operator do realizacji nowej
umowy sprzedaży albo umowy kompleksowej zawartej pomiędzy URD
a sprzedawcą, dokonywana jest zgodnie z procedurą opisaną w pkt. F’.2.
F’.1.6.
URD może mieć dla jednego PPE zawartą dowolną ilość umów sprzedaży energii
elektrycznej. W umowie o świadczenie usług dystrybucji URD wskazuje jednak
tylko jednego ze swoich sprzedawców, który dokonuje zgłoszenia, o którym
mowa w pkt. F’.2.4. Energia elektryczna zmierzona w PPE URD, będzie
wykazywana na MB POB wskazanego w GUD przez tego sprzedawcę.
F’.1.7.
Sprzedawca nie później niż na 14 dni kalendarzowych przed zaprzestaniem
sprzedaży energii elektrycznej lub świadczenia usługi kompleksowej, informuje
innogy Stoen Operator o dacie rozwiązania lub wygaśnięcia umowy sprzedaży
W przypadku nie dotrzymania przez sprzedawcę tego terminu, innogy Stoen
Operator będzie realizował dotychczasową umowę sprzedaży lub umowę
kompleksową do 14 dnia kalendarzowego od uzyskania tej informacji przez
02.08.2016
Strona 254 z 275
innogy Stoen Operator od sprzedawcy, chyba, że w terminie wcześniejszym
nastąpi zmiana sprzedawcy.
F’.1.8
innogy Stoen Operator przyjmuje do realizacji pierwszą zgłoszoną i pozytywnie
zweryfikowaną umowę sprzedaży albo umowę kompleksową zgodnie z macierzą,
o której mowa w punkcie D’.1.3.
F’.1.9.
URD może mieć w danym okresie dla jednego PPE zawartą obowiązującą tylko
jedną umowę: kompleksową albo o świadczenie usług dystrybucji.
F’.1.10.
Zmiana sprzedawcy nie może powodować pogorszenia technicznych warunków
świadczenia usługi dystrybucji energii elektrycznej.
F’.1.11.
Zmiana formy umowy sieciowej tj. rozdzielenie umowy kompleksowej na umowę
sprzedaży oraz umowę dystrybucyjną i odwrotnie, bez dokonywania zmiany
sprzedawcy, wymaga zgłoszenia umowy sprzedaży lub umowy kompleksowej na
zasadach i w trybie określonym w rozdziale F’.
Zmiana formy umowy sieciowej nie wymaga dostosowania układów pomiaroworozliczeniowych do wymagań określonych w IRiESD.
F’.1.12.
W przypadku zawartych umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów
kompleksowych dotyczących nowego PPE, zgłoszenie ich do innogy Stoen
Operator odbywa się za pomocą procesu „BRS-PL-020. Migracja odbiorcy”
podproces „023 Wprowadzenie odbiorcy do pustego PPE”, o którym mowa
w pkt. D’.1.1.
W przypadku zawartych umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów
kompleksowych dotyczących nowego URD w danym PPE, zgłoszenie ich do
innogy Stoen Operator odbywa się za pomocą procesu „BRS-PL-020. Migracja
odbiorcy” podproces „021 Zmiana odbiorcy w PPE”, o którym mowa
w pkt. D’.1.1.
F’.2.
PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY PRZEZ URD
F’.2.1.
URD dokonuje wyboru sprzedawcy i zawiera z nim:
a) umowę sprzedaży energii elektrycznej, albo
b) umowę kompleksową.
W przypadku zawarcia umowy o której mowa w ppkt. a) warunkiem koniecznym
umożliwiającym zmianę sprzedawcy jest posiadanie umowy o świadczenie usług
dystrybucji zawartej pomiędzy URD i innogy Stoen Operator.
F’.2.2.
URD winien zawrzeć nową umowę sprzedaży albo umowę kompleksową przed
rozwiązaniem albo wygaśnięciem umowy sprzedaży albo umowy kompleksowej
zawartej z dotychczasowym sprzedawcą.
02.08.2016
Strona 255 z 275
F’.2.3.
URD lub upoważniony przez niego nowy sprzedawca energii elektrycznej
wypowiada umowę sprzedaży lub umowę kompleksową zawartą
z dotychczasowym sprzedawcą, chyba że dotychczasowa umowa tego nie
wymaga.
F’.2.4.
Nowy sprzedawca energii elektrycznej w imieniu własnym oraz URD, zgłasza
innogy Stoen Operator zawartą umowę sprzedaży energii elektrycznej lub umowę
kompleksową oraz planowany termin rozpoczęcia sprzedaży energii elektrycznej
lub świadczenia usługi kompleksowej, z zachowaniem terminu zgłoszenia
o którym mowa w pkt. D’.4.
Zgłoszenie składa się, nie później niż na 14 dni kalendarzowych przed
planowanym terminem wejścia w życie umowy sprzedaży lub umowy
kompleksowej. W przypadku zawarcia umowy sprzedaży lub umowy
kompleksowej z konsumentem, zgłoszenia należy dokonać po bezskutecznym
upływie terminu na odstąpienie od umowy przewidzianego w art. 27 ustawy
z dnia 30 maja 2014r. o prawach konsumenta (Dz. U. z 2014 r., poz. 827).
F’.2.5.
Sprzedawca jest zobowiązany uzyskać pełnomocnictwo URD do dokonania
zgłoszenia o którym mowa w pkt. F’.2.4. Dokonanie tego zgłoszenia jest
równoznaczne z posiadaniem przez sprzedawcę pełnomocnictwa URD na
dokonanie zmiany sprzedawcy.
Jednocześnie sprzedawca jest zobowiązany do przekazania innogy Stoen Operator
oryginału powyższego pełnomocnictwa albo kopii tego pełnomocnictwa, którego
zgodność z oryginałem zostanie stwierdzona przez upoważnionego pracownika
sprzedawcy, na każde żądanie innogy Stoen Operator najpóźniej w terminie 7 dni
kalendarzowych od dnia otrzymania żądania. Przedłożenie może nastąpić za
pośrednictwem operatora pocztowego, przesyłką kurierską lub w inny ustalony
miedzy OSD i sprzedawcą sposób.
F’.2.6.
innogy Stoen Operator w terminie nie dłuższym niż 3 dni robocze od dnia
otrzymania zgłoszenia o którym mowa w pkt. F’.2.4., dokonuje jego weryfikacji
oraz informuje sprzedawcę o wyniku weryfikacji.
innogy Stoen Operator dokonuje weryfikacji, zgodnie z zapisami rozdziału F’.3.
F’.2.7.
Zmiana sprzedawcy i rozpoczęcie sprzedaży energii elektrycznej lub usługi
kompleksowej przez nowego sprzedawcę następuje w terminie 14 dni od dnia
dokonania zgłoszenia, o którym mowa w pkt. F’.2.4., pod warunkiem jego pozytywnej
weryfikacji przez innogy Stoen Operator, chyba, że w powiadomieniu określony
został termin późniejszy, z zastrzeżeniem terminów o których mowa w pkt. D’.4.
F’.2.8.
Zmiana sprzedawcy nie wymaga potwierdzenia rozwiązania umowy sprzedaży energii
elektrycznej lub umowy kompleksowej przez dotychczasowego sprzedawcę. Informacja
od dotychczasowego sprzedawcy o braku możliwości rozwiązania umowy sprzedaży
energii elektrycznej lub umowy kompleksowej nie wstrzymuje procesu zmiany
sprzedawcy.
02.08.2016
Strona 256 z 275
F’.2.9.
Wyłącznie sprzedawca który dokonał zgłoszenia, o którym mowa w pkt. F’.2.4.,
może najpóźniej do trzech dni roboczych od pozytywnej weryfikacji zgłoszenia
przez innogy Stoen Operator, złożyć oświadczenie o anulowaniu tego zgłoszenia
i cofnięciu wszystkich oświadczeń złożonych przez niego w imieniu URD
w ramach zmiany sprzedawcy, o ile posiada stosowne upoważnienie URD.
W takim przypadku innogy Stoen Operator nie przyjmuje do realizacji umowy
sprzedaży energii elektrycznej lub umowy kompleksowej objętej tym
zgłoszeniem.
Złożenie oświadczenia o anulowaniu tego zgłoszenia po wskazanym terminie
będzie nieskuteczne wobec innogy Stoen Operator.
F’.3.
WERYFIKACJA ZGŁOSZEŃ
KOMPLEKSOWYCH
UMÓW
SPRZEDAŻY
F’.3.1.
innogy Stoen Operator dokonuje weryfikacji otrzymanych zgłoszeń o zawartych
umowach sprzedaży energii elektrycznej lub umowach kompleksowych zgodnie
z zasadami opisanymi w IRiESD.
F’.3.2.
innogy Stoen Operator przekazuje do sprzedawcy informację o pozytywnym lub
negatywnym wyniku przeprowadzonej weryfikacji. W przypadku negatywnej
weryfikacji innogy Stoen Operator podaje powód odrzucenia zgłoszenia.
F’.3.3.
W przypadku negatywnej weryfikacji zgłoszenia, sprzedawca dokonuje nowego
zgłoszenia zgodnie z pkt. F’.2.4.
F’.3.4.
W przypadku pozytywnej weryfikacji zgłoszenia innogy Stoen Operator
przystępuje do konfiguracji PPE URD do MDD przydzielonych sprzedawcom.
02.08.2016
Strona 257 z 275
LUB
UMÓW
Załącznik nr 5
SZCZEGÓŁOWE TERMINY WYSYŁANIA I PRZYJMOWANIA KOMUNIKATÓW ZA POŚREDNICTWEM CSWI
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
n/d
BRS-PL-011
Zmiana podstawowego
sprzedawcy
Zgłoszenie umowy sprzedaży /
kompleksowej
30 dni kalendarzowych przed
datą zmiany
14 dni kalendarzowych przed datą
zmiany
do 3 dni roboczych po
wysłaniu przez OSD
komunikatu: „Akceptacja
zgłoszenia umowy
sprzedaży /
kompleksowej”
BRS-PL-011
Zmiana podstawowego
sprzedawcy
Odrzucenie zgłoszenia umowy
sprzedaży / kompleksowej
W dniu otrzymania komunikatu
„Zgłoszenie umowy sprzedaży /
kompleksowej”
3 dni robocze od otrzymania
komunikatu „Zgłoszenie umowy
sprzedaży / kompleksowej”
n/d
n/d
BRS-PL-011
Zmiana podstawowego
sprzedawcy
Akceptacja zgłoszenia umowy
„Zgłoszenie umowy sprzedaży /
kompleksowej”
komunikatu „Zgłoszenie umowy
n/d
n/d
BRS-PL-011
Zmiana podstawowego
sprzedawcy
Zawiadomienie o zakończeniu
realizacji umowy sprzedaży /
kompleksowej
4 dni robocze po wysłaniu
komunikatu „Akceptacja
zgłoszenia umowy sprzedaży /
kompleksowej”
komunikatu „Akceptacja zgłoszenia
umowy sprzedaży / kompleksowej”
n/d
n/d
zmiany
wysłaniu komunikatu:
„Akceptacja zgłoszenia
zmiany typu umowy
sieciowej”
n/d
Zmiana podstawowego
sprzedawcy
BRS-PL-011
(zmiana typu umowy
sieciowej)
Zgłoszenie zmiany typu umowy
sieciowej
datą zmiany
02.08.2016
Strona 258 z 275
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
Odrzucenie zgłoszenia zmiany typu
umowy sieciowej
„Zgłoszenie zmiany typu
umowy sieciowej”
komunikatu „Zgłoszenie zmiany typu
umowy sieciowej”
n/d
n/d
Akceptacja zgłoszenia zmiany typu
umowy sieciowej
„Zgłoszenie zmiany typu
umowy sieciowej”
komunikatu „Zgłoszenie zmiany typu
umowy sieciowej”
n/d
n/d
realizacji umowy sprzedaży /
kompleksowej (zmianie typu umowy
sieciowej(
zgłoszenia zmiany typu umowy
sieciowej”
komunikatu „Akceptacja zgłoszenia
zmiany typu umowy sieciowej”
n/d
n/d
Uruchomienie sprzedaży
rezerwowej na wniosek OSD
Zawiadomienie o aktywacji sprzedaży
rezerwowej/rezerwowej usługi
kompleksowej
W dniu stwierdzenia przesłanki
do uruchomienia sprzedaży
rezerwowej
W dniu poprzedzającym dzień
uruchomienia sprzedaży rezerwowej
W dniu poprzedzającym
dzień uruchomienia
sprzedaży rezerwowej
n/d
Uruchomienie sprzedaży
rezerwowej na wniosek OSD
realizacji umowy
sprzedaży/kompleksowej
W dniu wysłania
komunikatu „Zawiadomienie o
aktywacji sprzedaży
kompleksowej”
W dniu poprzedzającym dzień
uruchomienia sprzedaży rezerwowej
W dniu poprzedzającym
dzień uruchomienia
sprzedaży rezerwowej
n/d
1 dzień roboczy przed datą zmiany
odbiorcy w PPE
n/d
n/d
Zmiana podstawowego
sprzedawcy
BRS-PL-011
(zmiana typu umowy
sieciowej)
Zmiana podstawowego
sprzedawcy
BRS-PL-011
(zmiana typu umowy
sieciowej)
Zmiana podstawowego
sprzedawcy
BRS-PL-011
(zmiana typu umowy
sieciowej)
BRS-PL-012
BRS-PL-012
BRS-PL—
021
datą zmiany
Zmiana odbiorcy w PPE
Zgłoszenie zmiany odbiorcy w PPE
02.08.2016
Strona 259 z 275
Nr procesu
BRS-PL—
021
Nazwa procesu
BRS-PL—
021
BRS-PL—
021
Zawiadomienie o zmianie
odbiorcy w PPE
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Akceptacja zmiany odbiorcy w PPE
„Zgłoszenie zmiany odbiorcy w
PPE”
3 dni robocze po otrzymaniu
komunikatu
Odmowa zmiany odbiorcy w PPE
BRS-PL—
022
Zgłoszenie wyprowadzenia
odbiorcy z PPE
Zgłoszenie wyprowadzenia odbiorcy z
PPE
BRS-PL—
022
odbiorcy z PPE
Odmowa wyprowadzenia odbiorcy z
PPE
komunikatu ”Akceptacja
zmiany odbiorcy w PPE”
komunikatu „Akceptacja zmiany
odbiorcy w PPE”
wyprowadzenia odbiorcy z PPE
komunikatu
Strona 260 z 275
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
otrzymaniu komunikatu
datą wyprowadzenia odbiorcy z
PPE
02.08.2016
komunikatu
„Zgłoszenie zmiany odbiorcy w PPE”
„Zgłoszenie wyprowadzenia
odbiorcy z PPE”
Aktualizacja
„Zgłoszenie zmiany odbiorcy w PPE”
„Zgłoszenie zmiany odbiorcy w
PPE”
Zawiadomienie o zmianie odbiorcy w
PPE
Termin anulowania
„Zgłoszenie wyprowadzenia odbiorcy
z PPE”
„Akceptacja
wyprowadzenia odbiorcy
z PPE”
n/d
n/d
n/d
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
BRS-PL—
022
odbiorcy z PPE
Akceptacja wyprowadzenia odbiorcy
z PPE
BRS-PL—
023
Wprowadzenie odbiorcy do
pustego PPE
Zgłoszenie wprowadzenia odbiorcy
do pustego PPE
BRS-PL—
023
pustego PPE
Odmowa wprowadzenia odbiorcy do
pustego PPE
BRS-PL—
023
pustego PPE
Akceptacja wprowadzenia odbiorcy
do pustego PPE
Najwcześniej
Najpóźniej
komunikatu
„Zgłoszenie wyprowadzenia
odbiorcy z PPE”
datą wprowadzenie odbiorcy
do PPE
1 dzień roboczy przed wnioskowaną
datą wprowadzenie odbiorcy do PPE
komunikatu
„Zgłoszenie wprowadzenia
odbiorcy do pustego PPE”
BRS-PL-023
pustego PPE
Odmowa wprowadzenia odbiorcy do
pustego PPE
BRS-PL-041
Zapytanie o paszport PPE
02.08.2016
„Zgłoszenie wyprowadzenia odbiorcy
z PPE”
Strona 261 z 275
n/d
„Zgłoszenie wprowadzenia odbiorcy
do pustego PPE”
Termin anulowania
Aktualizacja
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
komunikatu
do pustego PPE”
komunikatu
do pustego PPE”
n/d
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
BRS-PL-041
Odmowa udostępnienia paszportu
PPE
„Zapytanie o paszport PPE”
komunikatu „Zapytanie o paszport
PPE”
n/d
n/d
BRS-PL-041
Udostępnione dane paszportu PPE
W dniu otrzymania
komunikatu „Zapytanie o
paszport PPE”
3 dni robocze odo otrzymania
komunikatu „Zapytanie o paszport
PPE”
n/d
n/d
BRS-PL-042
Zapytanie o dane PPE
n/d
n/d
n/d
n/d
BRS-PL-042
Odmowa udostępnienia danych PPE
W dniu otrzymania
komunikatu „Zapytanie o dane
PPE”
3 dni robocze odo otrzymania
komunikatu „Zapytanie o dane PPE”
n/d
n/d
BRS-PL-042
Udostępnione dane PPE
W dniu otrzymania
komunikatu „Zapytanie o dane
PPE”
komunikatu „Zapytanie o dane PPE”
n/d
n/d
BRS-PL-043
Zapytanie o zestaw PPE
n/d
n/d
n/d
n/d
BRS-PL-043
Udostępniony zestaw danych PPE
W dniu otrzymania
zestaw PPE”
komunikatu „Zapytanie o zestaw
PPE”
n/d
n/d
BRS-PL-043
Odmowa wysyłki zestawu PPE
W dniu otrzymania
zestaw PPE”
komunikatu „Zapytanie o zestaw
PPE”
n/d
n/d
BRS-PL-051
Zmiana POB sprzedawcy
Zgłoszenie zmiany POB
datą zmiany POB
planowaną zmianą POB
wysłaniu komunikatu
„Akceptacja zmiany POB”
n/d
02.08.2016
Strona 262 z 275
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
BRS-PL-051
Odmowa zmiany POB
„Zgłoszenie zmiany POB”
komunikatu „Zgłoszenie zmiany POB”
n/d
n/d
BRS-PL-051
Akceptacja zmiany POB
„Zgłoszenie zmiany POB”
komunikatu „Zgłoszenia zmiany POB”
n/d
n/d
BRS-PL-051
POB sprzedawcy
Zawiadomienie o zmianie POB
sprzedawcy przesyłane do nowego
POB
zmiany POB”
do 4 dni roboczych po wysłaniu
POB”
n/d
n/d
BRS-PL-051
POB sprzedawcy
Zawiadomienie o zmianie POB
sprzedawcy przesyłane do starego
POB
zmiany POB”
do 4 dni roboczych po wysłaniu
POB”
n/d
n/d
wysłaniu komunikatu
„Akceptacja
ustanowienia/zmiany
POB”
n/d
BRS-PL-052
Ustanowienie / zmiana POB
wytwórcy
Zgłoszenie ustanowenia / zmiany
POB
datą zmiany POB
planowanym ustanowieniem/zmianą
POB wytwórcy
wytwórcy
Odmowa ustanowienia / zmiany POB
„Zgłoszenie
ustanowienia/zmiany POB”
komunikatu „Zgłoszenie
n/d
BRS-PL-052
wytwórcy
Akceptacja ustanowienia / zmiany
POB
„Zgłoszenie
komunikatu „Zgłoszenie
n/d
BRS-PL-052
Zawiadomienie o
ustanowieniu / zmianie POB
wytwórcy
Zawiadomienie o ustanowieniu /
zmianie POB wytwórcy przesyłane do
nowego POB
n/d
BRS-PL-052
02.08.2016
Strona 263 z 275
n/d
n/d
n/d
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Zawiadomienie o
ustanowieniu / zmianie POB
wytwórcy
Zawiadomienie o ustanowieniu /
zmianie POB wytwórcy przesyłane do
starego POB
n/d
BRS-PL-052
Aktualizacja
n/d
n/d
BRS-PL061.2
Publikacja danych dla POB i
Sprzedawców
Zagregowane dane dobowogodzinowe MD dla sprzedawcy
W dniu pozyskania
danych
do godz. 23.59 doby, w której
dane te zostały przekazane OSP
BRS-PL061.2
Publikacja danych dla POB i
Sprzedawców
Zagregowane dane dobowogodzinowe MB i MD dla POB
W dniu pozyskania
danych
do godz. 23.59 doby, w której
dane te zostały przekazane OSP
BRS-PL071.1
Publikacja danych
pomiarowych w cyklach
odczytowych
Dane pomiarowe na potrzeby
Sprzedawcy
W dniu pozyskania danych
pomiarowych
02.08.2016
Strona 264 z 275
5 dnia roboczego po zakończeniu
okresu rozliczeniowego usług
dystrybucji , a w przypadku danych
dobowo-godzinowych pozyskiwanych
z wykorzystaniem układu zdalnej
transmisji danych, 5 dnia roboczego
po zakończeniu miesiąca, którego
dane dobowo-godzinowe dotyczą.
Komunikat może być
skorygowany przez OSD
poprzez wysłanie
komunikatu z poprawną
wartością
Możliwa przez
OSD
n/d
Możliwa przez
OSD
n/d
Możliwa przez
OSD
Nr procesu
BRS-PL071.2
Nazwa procesu
Publikacja danych
rozliczeniowych w cyklach
rozliczeniowych
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Termin anulowania
Aktualizacja
n/d
Możliwa przez
OSD
13 dnia miesiąca rozrachunkowego
dla URD, których termin zakończenia
okresu rozliczeniowego lub termin
zakończenia okresu prognozowanego
przypada pomiędzy 1 a 10 dniem
miesiąca rozrachunkowego;
Dane rozliczeniowe na potrzeby
Sprzedawcy
W dniu dokonania rozliczenia
usług dystrybucji
02.08.2016
Najpóźniej
Strona 265 z 275
7 dnia następującego po miesiącu
rozrachunkowym dla URD, których
termin zakończenia okresu
rozliczeniowego lub termin
zakończenia okresu prognozowanego
przypada pomiędzy 11 a ostatnim
dniem miesiąca rozrachunkowego;
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
n/d
n/d
n/d
14 dnia od zapytania o dane
pomiarowo-rozliczeniowe przez
Sprzedawcę i Podmiot
odpowiedzialny za dane pomiarowe
n/d
n/d
W przypadku danych
pomiarowych, 6 dnia
roboczego po zakończeniu
okresu rozliczeniowego;
BRS-PL071.3
Zapytanie o dane
pomiarowo-rozliczeniowe
przez Sprzedawcę i Podmiot
odpowiedzialny za dane
pomiarowe
BRS-PL071.3
Zapytanie o dane
pomiarowe
Zapytanie o dane pomiaroworozliczeniowe przez Sprzedawcę i
Podmiot odpowiedzialny za dane
pomiarowe
Odmowa opublikowania danych
W przypadku danych
rozliczeniowych, 14 dnia
miesiąca rozrachunkowego dla
URD, których termin
zakończenia okresu
zakończenia okresu
prognozowanego przypada
pomiędzy 1 a 10 dniem
miesiąca rozrachunkowego
oraz 8 dnia następującego po
miesiącu rozrachunkowym dla
URD, których termin
zakończenia okresu
zakończenia okresu
prognozowanego przypada
pomiędzy 11 a ostatnim dniem
miesiąca rozrachunkowego.
W dniu otrzymania zapytania o
dane pomiarowo-rozliczeniowe
pomiarowe
02.08.2016
Strona 266 z 275
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
BRS-PL071.3
Zapytanie o dane
pomiarowe
Sprzedawcy
pomiarowe
n/d
Możliwa przez
OSD
BRS-PL071.3
Zapytanie o dane
pomiarowe
Dane rozliczeniowe na potrzeby
Sprzedawcy
pomiarowe
n/d
Możliwa przez
OSD
BRS-PL071.4
Wniosek o odczyt dodatkowy
Wniosek o dokonanie odczytu
dodatkowego
14 roboczych dni przed
wnioskowaną datą odczytu
dodatkowego
7 dni roboczych przed wnioskowaną
datą odczytu dodatkowego
5 dni roboczych przed
wnioskowaną datą
odczytu dodatkowego
n/d
BRS-PL071.4
W dniu otrzymania wniosku o
odczyt dodatkowy
3 dnia roboczego przed wnioskowaną
datą odczytu dodatkowego
n/d
n/d
BRS-PL071.4
Sprzedawcy
W dniu dokonania odczytu
dodatkowego
5 dnia roboczego po dokonaniu
odczytu dodatkowego
n/d
n/d
BRS-PL072.1
Publikacja danych
pomiarowych w cyklach
odczytowych
sąsiednich OSDp
Następnego dnia po uzyskaniu
danych pomiarowych
do godz. 23.59 doby, w której dane
te zostały przekazane OSP
n/d
Możliwa przez
OSD
BRS-PL072.2
Zapytanie o dane pomiarowe
przez sąsiedniego OSDp
Zapytanie o dane pomiarowe przez
sąsiednich OSDp
2 dnia po dokonanym odczycie
W trybie korekty M+4 na RB
n/d
n/d
BRS-PL072.2
dane pomiarowe przez
sąsiedniego OSDp
14 dnia po otrzymaniu zapytania o
dane przez sąsiedniego OSDp
n/d
n/d
02.08.2016
Strona 267 z 275
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
BRS-PL072.2
sąsiednich OSDp
dane pomiarowe przez
sąsiedniego OSDp
14 dnia po otrzymaniu zapytania o
dane przez sąsiedniego OSDp
n/d
Możliwa przez
OSD
BRS-PL072.3
Wniosek o dokonanie odczytu
dodatkowego
n/d
n/d
n/d
n/d
BRS-PL072.3
Odmowa dokonania odczytu
dodatkowego
n/d
n/d
n/d
n/d
BRS-PL072.3
sąsiednich OSDp
n/d
n/d
n/d
Możliwa przez
OSD
zakończeniem sprzedaży
zakończenia sprzedaży”
n/d
BRS-PL-081
Zakończenie sprzedaży
Zgłoszenie zakończenia sprzedaży
BRS-PL-081
Odmowa zakończenia sprzedaży
W dniu otrzymaniu komunikatu
„Zgłoszenie zakończenia
sprzedaży”
komunikatu „Zgłoszenie zakończenia
sprzedaży”
n/d
n/d
BRS-PL-081
Akceptacja zakończenia sprzedaży
W dniu otrzymaniu komunikatu
sprzedaży”
sprzedaży”
n/d
n/d
zakończenia bilansowania
zakończenia
bilansowania”
n/d
BRS-PL-082
Zakończenie bilansowania
Zgłoszenie zakończenia bilansowania
datą zakończenia bilansowania
02.08.2016
Strona 268 z 275
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
BRS-PL-082
Odmowa zakończenia bilansowania
bilansowania”
bilansowania”
n/d
n/d
BRS-PL-082
Akceptacja zakończenia bilansowania
bilansowania”
bilansowania”
n/d
n/d
rezerwowej
Zgłoszenie zakończenia sprzedaży
kompleksowej
datą zakończenia sprzedaży
rezerwowej/ /rezerwowej
usługi kompleksowej
rezerwowej/ rezerwowej usługi
kompleksowej
Akceptacja zgłoszenia
zakończenia sprzedaży
rezerwowej/ rezerwowej
usługi kompleksowej
n/d
rezerwowej
Odmowa zakończenia sprzedaży
kompleksowej
sprzedaży rezerwowej/
rezerwowej usługi
kompleksowej”
sprzedaży rezerwowej/ rezerwowej
usługi kompleksowej”
n/d
n/d
rezerwowej
Akceptacja zakończenia sprzedaży
kompleksowej
sprzedaży rezerwowej/
rezerwowej usługi
kompleksowej”
sprzedaży rezerwowej/ rezerwowej
usługi kompleksowej”
n/d
n/d
BRS-PL-083
BRS-PL-083
BRS-PL-083
02.08.2016
Strona 269 z 275
Nr procesu
BRS-PL-090
Nazwa procesu
Zgłoszenie
wstrzymania/wznowienia
dostaw
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Wniosek o wstrzymanie/wznowienie
dostaw
n/d
Najpóźniej
n/d
Termin anulowania
Anulowanie procesu
następuje poprzez
ponowne uruchomienie
procesu ze zmienionym
parametrem:
a)
wstrzymaniewznowienie
b)
wznowieniewstrzymanie
Aktualizacja
n/d
BRS-PL-090
Zgłoszenie
dostaw
Odmowa przyjęcia zgłoszenia
wstrzymania/wznowienia dostaw
„Wniosek o
wstrzymanie/wznowienie
dostaw”
2 dni roboczych po otrzymaniu
komunikatu „Wniosek o
wstrzymanie/wznowienie dostaw”
n/d
n/d
BRS-PL-090
Zgłoszenie
dostaw
Przyjęcie wniosku o
wstrzymanie/wznowienie dostaw
1 dzień roboczy po otrzymaniu
dostaw”
n/d
n/d
BRS-PL-090
Zawiadomienie o braku
możliwości realizacji
zgłoszenia
dostaw
Brak możliwości realizacji zgłoszenia
wstrzymania dostaw
W dniu wysłania komunikatu
„Przyjęcie wniosku o
dostaw”
n/d
n/d
02.08.2016
Strona 270 z 275
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
BRS-PL-090
Zawiadomienie o braku
możliwości realizacji
zgłoszenia
dostaw
Brak możliwości realizacji zgłoszenia
wznowienia dostaw
„Przyjęcie wniosku o
dostaw”
n/d
n/d
BRS-PL-100
Reklamacja
Zgłoszenie reklamacji
n/d
n/d
n/d
BRS-PL-100
Reklamacja
Przyjęcie zgłoszenia
„Zgłoszenie reklamacji”
komunikatu „Zgłoszenie reklamacji”
n/d
n/d
BRS-PL-100
Reklamacja
Odrzucenie zgłoszenia
„Zgłoszenie reklamacji”
komunikatu: „Zgłoszenie reklamacji”
n/d
n/d
Odpowiedź na reklamację/
Rozpatrzona reklamacja
„Przyjęcie zgłoszenia”- dla
reklamacji dotyczących odczytu
układu pomiaroworozliczeniowego
7 dni kalendarzowych od otrzymania
komunikatu: „Zgłoszenie reklamacji”dla reklamacji dotyczących odczytu
układu pomiarowo-rozliczeniowego
n/d
n/d
„Przyjęcie zgłoszenia” - dla
reklamacji dotyczących
prawidłowości działania układu
9 dni kalendarzowych od otrzymania
komunikatu: „Zgłoszenie reklamacji”
- dla reklamacji dotyczących
prawidłowości działania układu
n/d
n/d
reklamacji dotyczących żądania
URD laboratoryjnego
sprawdzenia licznika
14 dni kalendarzowych od
otrzymania komunikatu: „Zgłoszenie
reklamacji” - dla reklamacji
dotyczących żądania URD
laboratoryjnego sprawdzenia licznika
n/d
n/d
BRS-PL-100
BRS-PL-100
BRS-PL-100
Reklamacja
Reklamacja
Reklamacja
n/d
02.08.2016
Strona 271 z 275
Nr procesu
BRS-PL-100
BRS-PL-100
Nazwa procesu
Reklamacja
Reklamacja
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
reklamacji dotyczących
dotrzymania parametrów
jakościowych energii
elektrycznej dostarczanej z sieci
reklamacji” - dla reklamacji
dotyczących dotrzymania
parametrów jakościowych energii
elektrycznej dostarczanej z sieci
n/d
n/d
reklamacji w sprawie udzielenia
bonifikaty za niedotrzymanie
parametrów jakościowych
dostarczanej energii
elektrycznej
reklamacji” dla reklamacji w sprawie
udzielenia bonifikaty za
niedotrzymanie parametrów
jakościowych dostarczanej energii
elektrycznej
n/d
n/d
reklamacji”- dla reklamacji o
odszkodowanie wynikające z
niedotrzymania parametrów
jakościowych energii elektrycznej
dostarczanej z sieci
n/d
n/d
n/d
n/d
n/d
BRS-PL-100
Reklamacja
reklamacji o odszkodowanie
wynikające z niedotrzymania
parametrów jakościowych
dostarczanej z sieci
BRS-PL-110
Wprowadzenie zmian w
umowie kompleksowej
Zgłoszenie zmiany parametrów
umowy kompleksowej
n/d
02.08.2016
Strona 272 z 275
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Odrzucenie zgłoszenia zmiany
parametrów umowy kompleksowej
„Zgłoszenie zmiany
parametrów umowy
kompleksowej”
komunikatu „Zgłoszenie zmiany
parametrów umowy kompleksowej”
n/d
BRS-PL-110
umowie kompleksowej
BRS-PL-110
umowie kompleksowej
Przyjęcie zgłoszenia zmiany
parametrów umowy kompleksowej
„Zgłoszenie zmiany parametrów
umowy kompleksowej”
komunikatu „Zgłoszenie zmiany
parametrów umowy kompleksowej”
n/d
n/d
Wskazania układu pomiaroworozliczeniowego odbiorcy
od momentu otrzymania przez
Sprzedawcę od odbiorcy wskazań
układu pomiaroworozliczeniowego
Do momentu przekazania przez OSD do
Sprzedawcy wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego odbiorcy,
za okres objęty odczytem wykonanym
przez odbiorcę.
Do momentu przyjęcia
przez OSD wskazania
układu pomiaroworozliczeniowego odbiorcy
do rozliczeń
n/d
Potwierdzenie przyjęcia przekazanych
wskazań do systemu OSD
od momentu pozytywnej
weryfikacji otrzymanych przez
OSD od Sprzedawcy wskazań
5 dni roboczych od otrzymania przez
OSD od Sprzedawcy wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego odbiorcy
n/d
n/d
Odmowa przyjęcia przekazanych
wskazań do systemu OSD
od momentu negatywnej
weryfikacji otrzymanych przez
OSD od Sprzedawcy wskazań
5 dni roboczych od otrzymania przez
OSD od Sprzedawcy wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego odbiorcy
n/d
n/d
Na bieżąco
Jedna godzina przed chwilą czasową
opisaną w polu „Data i czas
zaprezentowania komunikatu na licznik
odbiorcy” komunikatu
Jedna godzina przed chwilą
czasową opisaną w polu
„Data i czas
zaprezentowania
komunikatu na licznik
odbiorcy” komunikatu
n/d
BRS-PL-120.1
Przekazanie wskazań układu
pomiarowo-rozliczeniowego do
OSD
BRS-PL-120.1
OSD
BRS-PL-120.1
OSD
BRS-PL-130
Przekazanie komunikatu na
licznik odbiorcy przez
Sprzedawcę
Komunikat na licznik odbiorcy
02.08.2016
Strona 273 z 275
Aktualizacja
n/d
Nr procesu
Nazwa procesu
Nazwa komunikatu
Najwcześniej
Najpóźniej
Termin anulowania
Aktualizacja
BRS-PL-130
Sprzedawcę
Potwierdzenie przyjęcia komunikatu na
licznik odbiorcy
od momentu pozytywnej
weryfikacji komunikatu
otrzymanego przez OSD od
Sprzedawcy
do godz. 23.59 doby n+1 , gdzie n –
doba otrzymania przez OSD
komunikatu
Nie dotyczy
n/d
BRS-PL-130
Sprzedawcę
Odmowa przyjęcia komunikatu na
licznik odbiorcy
od momentu negatywnej
weryfikacji komunikatu
otrzymanego przez OSD od
Sprzedawcy
do godz. 23.59 doby n+1 , gdzie n –
doba otrzymania przez OSD
komunikatu
Nie dotyczy
n/d
02.08.2016
Strona 274 z 275
Załącznik nr 6
Karta Aktualizacji Nr …..........
Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej
Data przygotowania: ………………….
Planowany termin wdrożenia zmian: ………………….
Przedmiot zmian:
Przyczyna zmian:
Zakres zmian:
Specyfikacja zmian wprowadzanych Kartą aktualizacji nr ………….. do Instrukcji
Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej
02.08.2016
Strona 275 z 275

Tekst jednolity IRiESD - projekt

Transkrypt

Podobne dokumenty

141lista instytucji finansowych

zleceniedotyczące wyłączenia napięcia / dozoru

zgłoszeniedo remontu/modernizacji instalacji budynków

Potwierdzenie zapłaty OCP Krajowe. Polisa

GRUPA V (do 40 kW)

107załącznik nr 3 - Plan ograniczeń ND-D

Super oferta na drzwi wewnętrzne KSANTOS białe 3/3 szyby

Załącznik nr 11 do SIWZ - Oświadczenie posiadania aktualnej

GRUPA IV (powyżej 40 kW)