Karta Aktualizacji NR [1]/2019. Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej

Transkrypt

1 Karta Aktualizacji NR [1]/2019 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej Niniejsza Karta aktualizacji nr 1/2019 zmienia postanowienia Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej ( IRiESD ) Data przygotowania zmian: 28 lutego 2019 Imię i Nazwisko osoby przeprowadzającej aktualizację: Monika Harazińska Planowany termin wdrożenia zmian: 18 marca 2019r. Przyczyna aktualizacji IRiESD: Przedstawione w niniejszej Karcie Aktualizacji zmiany zapisów IRiESD wynikają z Ustawy z dnia 9 listopada 2018 r. (Dz. U. z 2018 r. poz. 2348) o zmianie ustawy Prawo energetycznego oraz niektórych innych ustaw. Zmiany obejmują zasady dotyczące sprzedaży rezerwowej. Ponadto naniesiono zmiany w zakresie umożliwienia rozpoczęcia realizacji zawartych umów sprzedaży energii elektrycznej w dowolnym dniu miesiąca kalendarzowego. Dostosowano zapisy w zakresie wstrzymania dostarczania energii elektrycznej. Dostosowano zapisy aby były w zgodzie z Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej PGE Dystrybucja S.A., innogy STOEN Operator Sp. z o.o., Tauron Dystrybucja S.A., ENERGA-Operator S.A., ENEA Operator Sp. z o.o. oraz poprawiono oczywiste błędy w zapisach. Dokonano aktualizacji przepisów oraz danych adresowych, teleinformatycznych, telefonicznych w zakresie reklamacji. I. Zakres aktualizacji IRiESD: lp. Zmieniony pkt Część ogólna IRiESD 1. I.A I.A.4 3. I.B.2. Data: , wersja: 1 strona 1 z 58

2 4. I.C I.C I.D I.E I.E.1.2. IRiESD Korzystanie 9. I I II II II.1.4. (dodano) 14. II.1.4-II.1.18 (zmieniono numerację dotychczasowych pkt) 15. II II II II (dodano) 19. II.1.19-II.1.33 (zmieniono numerację dotychczasowych pkt) 20. II II II II.1.34 (usunięto) 24. II Data: [ ], wersja: 1 strona 2 z 58

3 25. II II II.4. (usunięto) 28. II.3.4.-II (dodano) 29. II.5. - II.9 (zmieniono numerację dotychczasowych pkt) 30. II II II II II II II II II II II II II II II II II Data: [ ], wersja: 1 strona 3 z 58

4 47. II II II II II II II II II II III III III III III IV V V V V V V.2.6. Data: [ ], wersja: 1 strona 4 z 58

5 69. V V.2.8. (dodano) 71. V V V V V.6.6. (usunięto) 76. V VII VII VII VIII IX IX IX IX (dodano) 85. IX oraz IX (zmieniono numerację dotychczasowych pkt) 86. IX oraz IX (dodano) 87. XI.1.4. (zmieniono numerację wyliczenia w ten sposób, że lit. b)- h) stają się odpowiednio literami a)-g)) 88. w pkt XII.1. dodano definicje njwcd i OSDn w pkt XIII.2.: 89. zmieniono definicję Awarii sieciowej zmieniono definicję Awarii w systemie Data: [ ], wersja: 1 strona 5 z 58

6 zmieniono definicję Bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej wykreślono definicję Farmy wiatrowje (pomiędzy definicją Elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej a definicją Elektrycznej trakcji kolejowej) zmieniono definicję Farmy wiatrowej. (pomiędzy definicją Fizycznego Profilowego Miejsca Dostarczania Energii Rynku Detalicznego (PMDD) a definicją Fizycznego Punktu Pomiarowego (FPP)) dodano definicję Koordynatora zmieniono definicję Małej instalacji; wykreślono definicję Mechanizmu bilansującego zmieniono definicję Miejsca dostarczania zmieniono definicję Mikroinstalacji zmieniono definicję Mocy umownej dodano definicję Odbiorcy w ORed zmieniono definicję Operatora systemu dystrybucyjnego dodano definicję Prosumenta zmieniono definicję Punktu Poboru Energii wykreślono definicję Stanu zagrożenia KSE zmieniono definicję Uczestnika rynku detalicznego zmieniono definicję Ustawy zmieniono definicję Zabezpieczenia nadprądowego zwarciowego zmieniono definicję Zaprzestania dostaw energii elektrycznej Załącznik nr 2 Wymagania dla urządzeń do pomiaru energii elektrycznej prądu stałego ust i ust ust Data: [ ], wersja: 1 strona 6 z 58

7 ust ust ust. 2 i ust. 3 (usunięto) ust. 4 (zmieniono numerację dotychczasowego ust.) ust. 1 lit. e IRiESD Bilansowanie 104. A A A A A A A A.6.7.: 112. A A (dodano) 114. B C.1.2. Data: [ ], wersja: 1 strona 7 z 58

8 116. C C D D D D.3.15 (dodano) 122. D D D.4.5. (dodano) 125. D.4.6 (dodano) 126. E E E E E E.11. (dodano) 132. E.11. (zmieniono numerację dotychczasowego pkt) 133. F F F.1.6. (dodano) 136. F ppkt 4. w pkt H.5. Data: [ ], wersja: 1 strona 8 z 58

9 138. ppkt 2 w pkt H H.11 Data: [ ], wersja: 1 strona 9 z 58

10 II. Nowe brzmienie zmienianych zapisów IRiESD Część Ogólna: Zmiany do INSTRUKCJI RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ - Część Ogólna 1. Zmienia się pkt I.A.1., który przyjmuje brzmienie: I.A.1. PKP Energetyka Spółka Akcyjna będąc operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego (zwana dalej OSD ), zgodnie z ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne, tekst jednolity Dz.U. z 2018 r. poz. 755 wraz z późniejszymi zmianami (dalej ustawa Prawo energetyczne ), jest przedsiębiorstwem energetycznym zajmującym się dystrybucją energii elektrycznej, odpowiedzialnym za ruch sieciowy w systemie dystrybucyjnym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci dystrybucyjnej, w tym połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi. 2. Zmienia się pkt I.A.4., który przyjmuje brzmienie: I.A.4. OSD posiada koncesję na dystrybucję energii elektrycznej udzieloną decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nr PEE/237/3158/N/2/2001/MS z dnia roku z późniejszymi zmianami (zwana dalej Koncesją). 3. Zmienia się pkt I.B.2., który przyjmuje brzmienie: I.B.2. IRiESD uwzględnia w szczególności wymagania: a) zawarte w krajowych aktach prawnych, w szczególności w ustawie Prawo energetyczne oraz wydanych na jej podstawie aktach wykonawczych; b) wynikające z koncesji OSD na dystrybucję; c) określone w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, opracowanej przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego; d) określone w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej PGE Dystrybucja S.A., innogy STOEN Operator Sp. z o.o., Tauron Dystrybucja S.A., ENERGA-Operator S.A., ENEA Operator Sp. z o.o. 4. Zmienia się pkt I.C.1.4., który przyjmuje brzmienie: I.C.1.4. IRiESD - Bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi określa w szczególności: Data: [ ], wersja: 1 strona 10 z 58

11 a) ogólne zasady funkcjonowania rynku bilansującego i detalicznego, b) warunki realizacji umów sprzedaży i uczestnictwa w procesie bilansowania, c) zasady konfiguracji podmiotowej i obiektowej rynku detalicznego oraz nadawania kodów identyfikacyjnych, d) zasady współpracy OSD z OSDp w zakresie przekazywania danych pomiarowych dla potrzeb rozliczeń na rynku bilansującym, e) zasady wyznaczania, przekazywania i udostępniania danych pomiarowych, f) procedury zmiany sprzedawcy oraz zasady udzielania informacji i obsługi odbiorców, g) zasady bilansowania handlowego w obszarze rynku detalicznego, h) procedury powiadamiania o zawartych umowach sprzedaży energii elektrycznej. 5. Zmienia się pkt I.C.1.5., który przyjmuje brzmienie: I.C.1.5 Dokumentami związanymi z IRiESD są także: a) opracowywana i przyjęta do stosowania przez OSP Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, b) opracowywane i przyjęte do stosowania przez operatora systemu dystrybucyjnego instrukcje dotyczące eksploatacji obiektów i urządzeń, prowadzenia ruchu oraz instrukcje organizacji bezpiecznej pracy. Wykaz tych dokumentów przedstawiony jest na stronie internetowej c) instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej PGE Dystrybucja S.A., regulaminy współpracy ruchowej pomiędzy OSD a innymi operatorami systemu w tym PGE Dystrybucja S.A., innogy STOEN Operator Sp. z o.o., Tauron Dystrybucja S.A., ENERGA-Operator S.A., ENEA Operator Sp. z o.o. oraz z innymi podmiotami. 6. Zmienia się pkt I.D.2.6., który przyjmuje brzmienie: I.D.2.6. Po zakończeniu okresu przewidzianego na konsultacje OSD: a) dokonuje analizy otrzymanych uwag, b) opracowuje nową wersję IRiESD albo Karty aktualizacji, uwzględniającą w uzasadnionym zakresie zgłoszone uwagi, c) opracowuje raport z procesu konsultacji, zawierający zestawienie otrzymanych uwag oraz informacje o sposobie ich uwzględnienia, w tym uzasadnienie braku uwzględnienia uwagi, Data: [ ], wersja: 1 strona 11 z 58

12 d) przedkłada do Zarządu OSD lub Pełnomocnika Zarządu OSD; e) publikuje na swojej stronie internetowej nową wersję IRiESD albo Kartę aktualizacji wraz z raportem z procesu konsultacji. 7. Zmienia się pkt I.E.1.1. oraz I.E.1.2., które przyjmują brzmienie: I.E.1.1. OSD realizuje określone w ustawie Prawo energetyczne obowiązki w zakresie współpracy z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego za pośrednictwem operatorów systemów dystrybucyjnych, z których siecią dystrybucyjną jest połączony, a którzy jednocześnie posiadają bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową (dalej nazywanych również w skrócie OSDp ). Zgodnie z postanowieniami Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, OSD realizuje obowiązki operatora systemu dystrybucyjnego jako OSDn tj. operator systemu dystrybucyjnego nieposiadający bezpośredniego połączenia z sieciami przesyłowymi. I.E.1.2. OSD współpracuje z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego za pośrednictwem operatorów systemów dystrybucyjnych przyłączonych do sieci przesyłowej: PGE Dystrybucja S.A., innogy STOEN Operator Sp. z o.o., Tauron Dystrybucja S.A., ENERGA- Operator S.A., ENEA Operator Sp. z o.o. Data: [ ], wersja: 1 strona 12 z 58

13 III. Nowe brzmienie zmienianych zapisów IRiESD Korzystanie: Zmiany do INSTRUKCJI RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ - Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci ( IRiESD Korzystanie ) IV. Nowe brzmienie zmienianych zapisów IRiESD Bilansowanie: 1. Zmienia się pkt I.1., który przyjmuje brzmienie: I.1. Niniejsza IRiESD określa szczegółowe warunki korzystania z sieci dystrybucyjnej przez jej użytkowników oraz warunki i sposób prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju tych sieci, a także bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami systemowymi w sieci OSD. PKP Energetyka Spółka Akcyjna w Warszawie (zwana dalej również OSD) jako operator systemu dystrybucyjnego nieposiadający bezpośredniego połączenia z sieciami przesyłowymi (operator sytemu dystrybucyjnego typu OSDn) prowadzi ruch, eksploatację, planowanie rozwoju sieci, której jest właścicielem (zwaną dalej siecią dystrybucyjną OSD ), zgodnie z niniejszą częścią IRiESD (zwaną dalej IRiESD-Korzystanie ). 2. Zmienia się pkt I.4., który przyjmuje brzmienie: I.4. W zakresie realizacji obowiązków określonych w IRiESD-Korzystanie OSD współpracuje z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego za pośrednictwem PGE Dystrybucja S.A., innogy STOEN Operator Sp. z o.o., Tauron Dystrybucja S.A., ENERGA-Operator S.A., ENEA Operator Sp. z o.o. (zwanych dalej również OSDp). Współpraca następuję w obrębie obszarów każdego z wymienionych operatorów systemów. Zakres poszczególnych obszarów określa Instrukcja Ruchu i Eksploatacji sieci dystrybucyjnej każdego OSDp. 3. Zmienia się punkty II.1.1. i II.1.2., które przyjmują brzmienie: II.1.1. Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej OSD następuje na podstawie umowy o przyłączenie i po spełnieniu warunków przyłączenia z wyłączeniem pojazdów trakcyjnych, określonych przez OSD oraz określonych w ustawie Prawo energetyczne. W przypadku, gdy podmiot ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej OSD jest przyłączony do sieci jako odbiorca końcowy, a moc zainstalowania 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 OSD, po zainstalowaniu odpowiednich układów zabezpieczających i układu pomiarowo-rozliczeniowego. W innym przypadku przyłączenie mikroinstalacji do Data: [ ], wersja: 1 strona 13 z 58

14 sieci dystrybucyjnej OSD odbywa się wg zasad przyłączenia źródeł wytwórczych opisanych w niniejszej IRiESD. II.1.2. Szczegółowe wymagania dotyczące przyłączenia mikroistalacji zostaną zawarte na stornie internetowej Procedura przyłączenia do sieci dystrybucyjnej OSD obejmuje: a) pozyskanie przez podmiot od OSD wzoru wniosku o określenie warunków przyłączenia; b) złożenie przez podmiot do OSD wniosku o określenie warunków przyłączenia wraz z wymaganymi załącznikami, zgodnego ze wzorem określonym przez OSD o którym mowa w pkt a); c) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv wpłacenie na rachunek bankowy, wskazany przez OSD we wzorze wniosku o określenie warunków przyłączenia, 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; d) weryfikacja przez OSD kompletności wniosku o wydanie warunków przyłączenia nastąpi w terminie nie dłuższym niż 14 dni roboczych od dnia dostarczenia do OSD wniosku o wydanie warunków przyłączenia; w przypadku, gdy wniosek o określenie warunków przyłączenia nie zawiera wszelkich niezbędnych informacji do określenia warunków przyłączenia lub nie zawiera wymaganych załączników, OSD informuje podmiot o konieczności jego uzupełnienia, termin na wydanie warunków przyłączenia rozpoczyna się z dniem złożenia wniosku spełniającego wymagania określone w pkt II.1.3. II.1.6. IRiESD, w przypadku wniesienia zaliczki na poczet opłaty za przyłączenie przed dniem złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia, OSD niezwłocznie zwraca zaliczkę; e) OSD potwierdza pisemnie złożenie przez podmiot wniosku o określenie warunków przyłączenia zgodnie z art. 7 ust. 8h ustawy Prawo energetyczne, 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 ustawy Prawo energetyczne. Datą złożenia wniosku jest data otrzymania przez OSD dokumentów spełniających wymagania zgodnie z art. 7 ust. 3b ustawy Prawo energetyczne. Potwierdzenie pisemne OSD przesyła pocztą na adres wskazany we wniosku o określenie warunków przyłączenia, f) w przypadku urządzeń, instalacji lub sieci przyłączanych bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv, sporządzenie przez OSD ekspertyzy wpływu tych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, z wyjątkiem przyłączanych jednostek wytwórczych Data: [ ], wersja: 1 strona 14 z 58

15 4. II.1.4. o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 2 MW, lub urządzeń odbiorcy końcowego o łącznej mocy przyłączeniowej nie większej niż 5 MW; g) wydanie przez OSD warunków przyłączenia oraz przekazanie ich podmiotowi wraz z projektem umowy o przyłączenie; h) zawarcie umowy o przyłączenie; i) realizację przyłączenia, tj. realizację przyłącza(-y) oraz niezbędnych zmian/dostosowania w sieci i prac dla realizacji przyłączenia; j) przeprowadzenie prób i odbiorów częściowych oraz prób końcowych i ostatecznego odbioru rozbudowywanej sieci i przyłącza. OSD zastrzega sobie prawo dokonania sprawdzenia przyłączanych instalacji, urządzeń i sieci; k) zawarcie przez podmiot umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej. Dodaje się nowy punkt II.1.4 i jednocześnie zmienia się odpowiednio numerację istniejących punktów od dotychczasowego punktu II.1.4. do dotychczasowego punktu II.1.18 na punkty od II.1.5 do II.1.19: W przypadku urządzeń, instalacji i sieci należących do podmiotów zaliczanych do II grupy przyłączeniowej, warunki przyłączenia do sieci dystrybucyjnej OSD wymagają uzgodnienia z OSDp. 5. Zmienia się pkt II.1.5., który przyjmuje brzmienie: II.1.5. Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia określa OSD. Wzory wniosków OSD udostępnia na swojej stronie internetowej oraz w siedzibie OSD. We wzorze wniosku dla podmiotu zaliczanego do II grupy przyłączeniowej powinien być określony co najmniej taki zakres informacji, jaki zawiera wzór wniosku ustalony przez operatora systemu przesyłowego elektroenergetycznego. 6. Zmienia się pkt II.1.7., który przyjmuje brzmienie: Do wniosku, o którym mowa w pkt II.1.3. należy dołączyć: a) dokument potwierdzający tytuł prawny podmiotu do korzystania z nieruchomości, obiektu lub lokalu, pojazdu trakcyjnego, 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 (nie dotyczy pojazdów trakcyjnych); c) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv (innych niż mikroinstalacja): wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego albo, w przypadku braku takiego planu, Data: [ ], wersja: 1 strona 15 z 58

16 decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu dla nieruchomości określonej we wniosku, jeżeli jest ona wymagana na podstawie przepisów o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym. Wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego lub decyzja o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu powinny potwierdzać dopuszczalność lokalizacji danego źródła energii na terenie objętym planowaną inwestycją, która jest objęta wnioskiem o określenie warunków przyłączenia; d) w przypadku podmiotów przyłączonych, schemat układu zasilania lub instalacji wnioskodawcy oraz krótki opis zainstalowanych w obiekcie/przewidzianych do zainstalowania urządzeń; e) w uzasadnionych przypadkach podmiotów ubiegających się o przyłączenie odbiorczych urządzeń, instalacji i sieci, wykaz urządzeń wprowadzających zakłócenia do sieci, wykaz wymagań dotyczących odmiennych od standardowych parametrów jakościowych energii elektrycznej lub parametrów jej dostarczania; f) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii elektrycznej parametry techniczne jednostki wytwórczej; g) wyciąg ze sprawozdania z badań jakości energii elektrycznej wytworzonej przez turbiny wiatrowe, jeżeli wniosek dotyczy warunków przyłączenia farm wiatrowych; h) w przypadku składania wniosku przez podmioty prawne: wypis z Krajowego Rejestru Sądowego, innego rejestru lub zaświadczenie o wpisie do ewidencji działalności gospodarczej; pełnomocnictwa dla osób upoważnionych przez wnioskodawcę do występowania w jego imieniu. 7. Zmienia się pkt II.1.9., który przyjmuje brzmienie: Warunki przyłączenia do sieci określają w szczególności: a) pojazdy trakcyjne albo nieruchomości (obiekty lub lokale), do których energia elektryczna ma być dostarczana lub z których energia elektryczna ma być odbierana, b) miejsce przyłączenia, rozumiane jako punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią, c) miejsce dostarczania energii elektrycznej, d) moc przyłączeniową, e) rodzaj przyłącza, f) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem, Data: [ ], wersja: 1 strona 16 z 58

17 g) dane znamionowe urządzeń, instalacji i sieci oraz dopuszczalne, graniczne parametry ich pracy, h) dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych i jakościowych energii elektrycznej, i) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego, j) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i systemu pomiarowo-rozliczeniowego, k) rodzaj i usytuowanie zabezpieczenia głównego, dane znamionowe oraz niezbędne wymagania w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i systemowej l) 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; m) wymagany stopień skompensowania mocy biernej, n) wymagania w zakresie: a) dostosowania przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego, b) zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami elektrycznymi, powodowanymi przez instalacje lub sieci wnioskodawcy, c) wyposażenia, instalacji lub sieci, niezbędnego do współpracy z siecią, do której instalacje lub sieci są przyłączane, d) ochrony przeciwporażeniowej i przepięciowej przyłączanych sieci lub instalacji, e) dostosowanie układu pomiarowo-rozliczeniowego do systemu zdalnego odczytu danych pomiarowych. o) dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu ochrony od porażeń w instalacji lub sieci przyłączanego podmiotu, p) 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, q) przewidywany harmonogram przyłączenia odnawialnego źródła energii elektrycznej, uwzględniający etapy rozbudowy sieci, a także zestawienie planowanych prac. 8. Zmienia się pkt II.1.9., który przyjmuje brzmienie: Data: [ ], wersja: 1 strona 17 z 58

18 Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich doręczenia. W okresie ważności warunki przyłączenia stanowią warunkowe zobowiązanie OSD do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej. 9. II II II Dodaje się nowy punkt II.1.20 i jednocześnie zmienia się odpowiednio numerację istniejących punktów od dotychczasowego punktu II do dotychczasowego punktu II.1.33 na punkty od II.1.21 do II.1.35: Umowa o przyłączenie do sieci instalacji odnawialnego źródła energii oprócz postanowień wskazanych w punkcie II.1.19, powinna również zawierać postanowienia określające, że: 1) termin dostarczenia po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej wytworzonej w tej instalacji, przy czym termin ten nie może być dłuższy niż 48 miesięcy, a w przypadku instalacji odnawialnego źródła energii wykorzystującej do wytworzenia energii elektrycznej energię wiatru na morzu miesięcy, od dnia zawarcia tej umowy; 2) niedostarczenie po raz pierwszy do sieci energii elektrycznej wytworzonej w tej instalacji we wskazanym w umowie o przyłączenie terminie jest podstawą wypowiedzenia umowy o przyłączenie. Zmienia się punkty II oraz II.1.22, które przyjmują brzmienie: OSD przeprowadza kontrolę legalności pobierania paliw lub energii, kontrolę układów pomiarowo - rozliczeniowych, dotrzymania zawartych umów oraz prawidłowości rozliczeń. Szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, o których mowa w pkt II.1. 21, reguluje ustawa Prawo energetyczne oraz rozporządzenia wykonawcze do tej ustawy. 11. Zmienia się pkt II.1.33., który przyjmuje brzmienie: II.1.33 Weryfikacja zgłoszenia, o którym mowa II.1.32 następuje w terminie 30 dni od dnia dostarczenia do OSD kompletnego Zgłoszenia pojazdu trakcyjnego do pobierania energii elektrycznej trakcyjnej. 12. Usuwa się dotychczasowy punkt II.1.34 (po zmianie numeracji II.1.36). 13. II Zmienia się pkt II , który przyjmuje brzmienie: OSD może odłączyć podmioty od sieci dystrybucyjnej OSD w przypadku: a) złożenia przez podmiot wniosku o odłączenie od sieci dystrybucyjnej, Data: [ ], wersja: 1 strona 18 z 58

19 rozwiązania lub wygaśnięcia umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej. 14. Zmienia się punkty II.3.1. i II.3.2., które przyjmują brzmienie: II.3.1. II.3.2. OSD może wstrzymać dostarczanie energii elektrycznej podmiotom przyłączonym do sieci dystrybucyjnej OSD na zasadach określonych w art. 6a ust. 3 oraz art. 6b ust. 1 Prawa Energetycznego. OSD wstrzymuje dostarczanie energii elektrycznej na zasadach określonych w art. 6b ust. 2 oraz art. 6b ust. 4 Prawa Energetycznego. 15. Wykreśla się punkt II Dodaje się nowe punkty od II.3.4 do II II.3.4. II.3.5. 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. W przypadku, gdy odbiorca energii elektrycznej w gospodarstwie domowym złoży do przedsiębiorstwa energetycznego reklamację dotyczącą dostarczania energii elektrycznej, nie później niż w terminie 14 dni od dnia otrzymania powiadomienia, o którym mowa w pkt II.3.4., dostarczania energii elektrycznej nie wstrzymuje się do czasu rozpatrzenia reklamacji. II.3.6. Prosumentowi będącemu konsumentem w rozumieniu przepisów ustawy z dnia 23 kwietnia 1964 r. - Kodeks cywilny przysługuje prawo złożenia do przedsiębiorstwa energetycznego reklamacji dotyczącej przyłączenia mikroinstalacji, rozliczania i dystrybucji energii elektrycznej. II.3.7. Przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane rozpatrzyć reklamację w terminie 14 dni od dnia jej złożenia. Jeżeli reklamacja nie została rozpatrzona w tym terminie, uważa się, że została uwzględniona. II.3.8. II.3.9. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne nie uwzględniło reklamacji, a odbiorca energii elektrycznej w gospodarstwie domowym w terminie 14 dni od dnia otrzymania powiadomienia o nieuwzględnieniu reklamacji wystąpił do Koordynatora z wnioskiem o rozwiązanie sporu w tym zakresie, dostarczania energii elektrycznej nie wstrzymuje się do czasu rozwiązania sporu przez tego Koordynatora. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne nie uwzględniło reklamacji prosumenta będącego konsumentem, prosument ten może wystąpić, w terminie 14 dni od dnia Data: [ ], wersja: 1 strona 19 z 58

20 II II II II otrzymania powiadomienia o nieuwzględnieniu reklamacji, do Koordynatora z wnioskiem o rozwiązanie sporu w tym zakresie. Jeżeli przedsiębiorstwo energetyczne wstrzymało dostarczanie energii elektrycznej odbiorcy energii elektrycznej w gospodarstwie domowym, a odbiorca ten złożył reklamację na wstrzymanie dostarczania energii elektrycznej, przedsiębiorstwo energetyczne jest obowiązane wznowić dostarczanie energii elektrycznej w terminie 3 dni od dnia otrzymania reklamacji i kontynuować dostarczanie energii elektrycznej do czasu jej rozpatrzenia. W przypadku gdy reklamacja, o której mowa w pkt II powyżej nie została pozytywnie rozpatrzona przez przedsiębiorstwo energetyczne i odbiorca wymieniony w pkt II.3.10, wystąpił do Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o rozpatrzenie sporu w tym zakresie, przedsiębiorstwo, o którym mowa w pkt II.3.10, jest obowiązane kontynuować dostarczanie energii elektrycznej do czasu wydania decyzji przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Zasad wskazanych w pkt II.3.10 i II.3.11 nie stosuje się w przypadku, gdy wstrzymanie dostarczania energii elektrycznej nastąpiło z przyczyn, o których mowa w art. 6b ust. 4 Prawa Energetycznego, albo rozwiązania sporu przez Koordynatora na niekorzyść odbiorcy. W przypadku wystąpienia przez odbiorcę, o którym mowa w pkt II.3.5, z wnioskiem o wszczęcie postępowania przed Koordynatorem albo z wnioskiem o rozstrzygnięcie sporu przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, przedsiębiorstwo energetyczne może zainstalować przedpłatowy układ pomiarowo-rozliczeniowy temu odbiorcy. Koszt zainstalowania tego układu ponosi przedsiębiorstwo energetyczne. 17. Zmienia się odpowiednio numerację istniejących punktów od dotychczasowego punktu II.5. do dotychczasowego punktu II.9 na punkty od II.4. do II Zmienia się punkty II oraz II , który przyjmuje brzmienie: II II Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych innych niż określone w pkt. II są ustalane indywidualnie pomiędzy wytwórcą, a OSD, z uwzględnieniem szczegółowych wymagań technicznych dla jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej określonych w niniejszym rozdziale oraz Załączniku nr 1 do IRiESD. Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych, o których mowa w pkt II 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, Data: [ ], wersja: 1 strona 20 z 58

21 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, wyposażenia linii blokowych w układy automatyki. 19. Zmienia się punkty od II.5.3. do II.5.5 które przyjmują brzmienie: II.5.3. II.5.4. II.5.5. W uzasadnionych przypadkach OSD może podjąć decyzję o odstąpieniu od konieczności realizacji części lub całości zasad, o których mowa w pkt. II.5.2. 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. Linie bezpośrednie należy wyposażać w układy i systemy pomiaroworozliczeniowe zgodnie z zapisami pkt II Zmienia się pkt II , który przyjmuje brzmienie: II OSD dokonuje koordynacji nastawień zabezpieczeń w stacjach podmiotów przyłączanych i przyłączonych. Podmioty te zobowiązane są do aktualizacji danych o wyposażeniu w układy EAZ w trakcie eksploatacji przyłączonego obiektu w przypadku każdorazowej ich zmiany. Informacje o aktualizacji OSD przekazuje OSDp w sposób opisany w IRiESD OSDp. 21. Zmienia się punkty II oraz II , które przyjmują brzmienie: II Wymagania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz układów pomiarowo-kontrolnych, zwanych dalej wspólnie również układami pomiarowymi, określone w niniejszej IRiESD-Korzystanie obowiązują z dniem jej wejścia w życie w przypadkach: a) układów pomiarowych nowobudowanych i modernizowanych, b) układów pomiarowych zainstalowanych u URD będących wytwórcami lub odbiorcami, którzy po wejściu w życie niniejszej IRiESD skorzystają z prawa wyboru sprzedawcy. Obowiązek dostosowania układów pomiarowych do wymagań zawartych w niniejszej IRiESD-Korzystanie spoczywa na ich właścicielu. Przy czym stosuje się zasadę, że właścicielem układu pomiarowego w przypadku podmiotów Data: [ ], wersja: 1 strona 21 z 58

22 zaliczonych do grup przyłączeniowych IV i V jest OSD, natomiast dla pozostałych grup przyłączeniowych właścicielem układów pomiarowych jest odbiorca. Odbiorca, który jest właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego, i który korzysta z prawa do zmiany sprzedawcy, dostosowuje układ pomiaroworozliczeniowy do wymagań określonych w rozporządzeniu Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007r. prawie2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz w niniejszej IRiESD, przy czym dostosowanie układu pomiarowo-rozliczeniowego podlega weryfikacji przez OSD. II Układ pomiarowo-rozliczeniowy nie będący własnością OSD, powinien spełniać powyższe wymagania na dzień zmiany sprzedawcy. Dostosowanie układów pomiarowo-rozliczeniowych do wymagań zawartych w niniejszej IRiESD nie jest wymagane przy rozdzielaniu umów kompleksowych. Układ pomiaroworozliczeniowy będący własnością OSD powinien spełniać powyższe wymagania na dzień zmiany sprzedawcy. Urządzenia wchodzące w skład każdego układu pomiarowo-rozliczeniowego muszą spełniać wymagania prawa, a w szczególności posiadać legalizację i/lub certyfikat zgodności z wymaganiami zasadniczymi (MID) i/lub homologację, zgodnie z wymaganiami określonymi dla danego urządzenia. W przypadku urządzeń, dla których nie jest wymagana legalizacja lub homologacja, urządzenie musi posiadać odpowiednie świadectwo potwierdzające poprawność pomiarów (świadectwo wzorcowania).), potwierdzające poprawność pomiarów zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami w szczególności w przypadku liczników energii czynnej klasy 0,2 zgodnie z normą PN-EN 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. Okres ważności wzorcowania liczników energii elektrycznej czynnej klasy 0,2 równy jest okresowi ważności cech legalizacyjnych lub zabezpieczających (MID) liczników klasy C, podlegających prawnej kontroli metrologicznej. 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 OSD. W przypadku braku wcześniej wystawionych świadectw lub protokołów, wymagane jest ich uzyskanie poprzez Data: [ ], wersja: 1 strona 22 z 58

23 przeprowadzenie badań w uprawnionym laboratorium zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami. Powyższe urządzenia powinny posiadać cechę zabezpieczającą potwierdzającą dokonanie badań przez uprawnione laboratorium. Przyjęte do eksploatacji liczniki prądu stałego powinny posiadać świadectwo przeprowadzenia próby typu przez wyspecjalizowane laboratoria (jednostki notyfikowane lub posiadające akredytację wydaną przez Polskie Centrum Akredytacji) przeprowadzone zgodnie z normą PN-EN : E, PN-EN : E, PN-EN : E, PN-EN : E, PN-EN : Zmienia się pkt II , który przyjmuje brzmienie: II 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 i wyższym, dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej urządzenia, instalacji lub sieci zawartej w przedziale od 1 MVA do 30 MVA, c) kat. A3 - układy pomiarowe na napięciu przyłączenia podmiotu 110 kv i wyższym, dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej 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 przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kv i wyższym niż 1 kv, o mocy 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 przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kv i wyższym niż 1 kv, o mocy 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 większym niż 30 GWh (wyłącznie), g) kat. B4 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kv i wyższym niż 1 kv, o mocy pobieranej nie większej niż 800 kw lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie większym niż 4 GWh, Data: [ ], wersja: 1 strona 23 z 58

24 h) kat. C1 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie wyższym niż 1 kv o mocy pobieranej nie większej niż 40 kw lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie większym niż 200 MWh, i) kat. C2 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie wyższym niż 1 kv o mocy pobieranej nie mniejsza niż 40 kw lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 200 MWh, j) kat. T układy pomiarowe dla podmiotów zasilanych z elektrycznej trakcji kolejowej 3kV prądu stałego. 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 przyłączeniowej podmiotu, o ile ta moc jest znana. W przeciwnym przypadku uwzględnia się moc umowną. Zakwalifikowanie do poszczególnych kategorii dokonywane jest w momencie zaistnienia co najmniej jednego z przypadków o których mowa w pkt. II a), oraz b). 23. Zmienia się pkt II , który przyjmuje brzmienie: II Transmisja danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej do LSPR powinna być realizowana za pośrednictwem: a) wyjść cyfrowych liczników energii elektrycznej, b) wyjść cyfrowych rejestratorów (koncentratorów), które to rejestratory (koncentratory) będą pozyskiwały dane za pomocą wyjść cyfrowych liczników energii elektrycznej. Wymagania co do szybkości i jakości transmisji danych kanałami telekomunikacyjnymi określa OSD. Układy pomiarowe powinny zapewniać bezpieczną transmisję danych pomiarowych uniemożlwiającą dostęp do nich przed nieupoważnione osoby trzecie. 24. Zmienia się pkt II , który przyjmuje brzmienie: II Podmiot niebędący właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego pokrywa koszty sprawdzenia prawidłowości działania tego układu oraz badania laboratoryjnego tylko w przypadku, gdy nie stwierdzono nieprawidłowości w działaniu elementów układu pomiarowo-rozliczeniowego. 25. Zmienia się punkty II II , które przyjmują brzmienie: Data: [ ], wersja: 1 strona 24 z 58

25 II W ciągu 30 dni od dnia otrzymania kopii wyniku badania laboratoryjnego, odbiorca może zlecić wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego uprzednio zdemontowanego elementu układu pomiarowego. OSD umożliwia przeprowadzenie takiej ekspertyzy. II Koszt ekspertyzy, o której mowa w pkt. II pokrywa podmiot, który wnioskuje o jej przeprowadzenie. II W okresie zdemontowania elementu układu pomiarowego, właściciel układu pomiarowego zapewni zastępczy element układu pomiarowego, który będzie spełniał wymagania techniczne określone w niniejszej IRiESD. II W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego, z wyłączeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej, przedsiębiorstwo energetyczne zwraca koszty, o których mowa w pkt. II i II , a OSD 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. 26. Zmienia się punkty od II do II , które przyjmują brzmienie: II II II Układy pomiarowo-rozliczeniowe kategorii A2 powinny spełniać następujące wymagania: a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 0,5, b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż C lub 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 3 dla energii biernej, c) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z LSPR OSD. Układy pomiarowo - rozliczeniowe kategorii A3 powinny spełniać następujące wymagania: a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 0,5, b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż B lub 1 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej, c) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać współpracę z LSPR OSD. Dla układów pomiarowych kategorii A1 i A2 wymaga się stosowania równoważnych układów pomiarowych: pomiarowo-rozliczeniowego podstawowego i pomiarowo-rozliczeniowego rezerwowego, przy czym: a) w układach pomiarowych kategorii A1 zasilanie układu podstawowego i rezerwowego odbywa się z oddzielnych rdzeni/uzwojeń przekładników Data: [ ], wersja: 1 strona 25 z 58

26 II zainstalowanych w tym samym miejscu oraz oba układy spełniają wymagania określone w pkt. II , b) w układach pomiarowych kategorii A2 spełnione są wymagania określone w pkt. II 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, d) zapewniać bezpieczeństwo przechowywania i transmisji danych pomiarowych. 27. Zmienia się pkt II , który przyjmuje brzmienie: II Kanały telekomunikacyjne do realizacji transmisji danych powinny posiadać pełną, fizycznie niezależną rezerwację łączy telekomunikacyjnych. i zapewniać bezpieczeństwo transmisji danych pomiarowych uniemożliwiając dostęp do danych osobowych osobom nieupoważnionym. 28. Zmienia się punkty od II do II , które przyjmują brzmienie: II Dla układów pomiarowych kategorii B1, powinny być spełnione następujące 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 pomiarowych powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 (zalecana klasa 0,2) służące do pomiaru energii czynnej, c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę nie gorszą niż C lub 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 dla energii biernej, d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż B lub 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii biernej, Zmiany do INSTRUKCJI RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi ( IRiESD Bilansowanie ) Data: [ ], wersja: 1 strona 26 z 58

27 II e) 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, f) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania źródłami zewnętrznymi, g) układy pomiarowe powinny zapewniać transmisję danych do LSPR OSD co najmniej raz na dobę, h) 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 serwer ftp, dedykowane platformy wymiany danych lub za pomocą poczty elektronicznej), i) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych. Dla układów pomiarowych kategorii B2, powinny być spełnione następujące wymagania: a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych układu pomiaroworozliczeniowego i układ pomiarowo-kontrolnego; układy mogą być zasilane z jednego uzwojenia przekładnika, b) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 (zalecana klasa 0,2) służące do pomiaru energii czynnej, c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę nie gorszą niż C lub 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 dla energii biernej, d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny mieć klasę nie gorszą niż B lub 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii biernej, e) 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 i posiadać zabezpieczenia uniemożliwiające dostęp do danych pomiarowych osobom nieupoważnionym, f) układy pomiarowe 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 OSD co najmniej raz na dobę, przy czym transmisja ta Data: [ ], wersja: 1 strona 27 z 58

28 II II powinna być prowadzona w sposób uniemożliwiający dostęp do danych pomiarowych osobom nieupoważnionym, h) powinien być możliwy lokalny, pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych. Dla układów pomiarowych kategorii B3, powinny być spełnione następujące wymagania: a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 (zalecana klasa 0,2) służące do pomiaru energii czynnej, b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę nie gorszą niż C lub 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 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 i posiadać zabezpieczenia uniemożliwiające dostęp do danych pomiarowych osobom nieupoważnionym, d) układy pomiarowe 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 pomiarowych do LSPR OSD co najmniej raz na dobę, przy czym transmisja ta powinna być prowadzona w sposób uniemożliwiający dostęp do danych pomiarowych osobom nieupoważnionym,, f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych. Dla układów pomiarowych kategorii B4, powinny być spełnione następujące wymagania: a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 służące do pomiaru energii czynnej, b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych powinny mieć klasę nie gorszą niż B lub 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 i posiadać zabezpieczenia uniemożliwiające dostęp do danych pomiarowych osobom nieupoważnionym, 1. Zmienia się punkty A.1.1. oraz A.1.2., które przyjmują brzmienie: Data: [ ], wersja: 1 strona 28 z 58

29 d) układy pomiarowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę, e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych pomiarowych do LSPR OSD co najmniej raz na dobę, przy czym transmisja ta powinna być prowadzona w sposób uniemożliwiający dostęp do danych pomiarowych osobom nieupoważnionym, f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych. 29. Zmienia się punkty od II do II.7.5. które przyjmują brzmienie: II II Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C1 są następujące: a) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż A lub 2 dla energii czynnej; b) OSD 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 OSD, pomiaru mocy i energii biernej. Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C2 są następujące: a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 służące do pomiaru energii czynnej, b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo - rozliczeniowych powinny mieć klasę nie gorszą niż B lub 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 i posiadać zabezpieczenia uniemożliwiające dostęp do danych pomiarowych osobom nieupoważnionym, d) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych pomiarowych do LSPR OSD co najmniej raz na dobę, przy czym transmisja ta powinna być prowadzona w sposób uniemożliwiający dostęp do danych pomiarowych osobom nieupoważnionym, e) powinien być możliwy lokalny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych. Data: [ ], wersja: 1 strona 29 z 58