INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Niniejsza instrukcja została zatwierdzona przez Zarząd PGE GiEK S.A. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Instrukcja obowiązuje od dnia: 14.01.2014
Część I - ogólna INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Część I - ogólna I.A. Słownik pojęć i definicji... 3 I.B. Postanowienia ogólne... 4 I.C. Podstawy prawne opracowania IRiESD... 7 I.D. Zakres przedmiotowy i podmiotowy IRiESD oraz struktura IRiESD... 8 I.E. Wejście w życie IRiESD oraz tryb dokonywania i wprowadzania zmian IRiESD.. 9 I.F. Współpraca z OSP...10 IRiESD Część ogólna Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 2 z 11
I.A. Słownik pojęć i definicji IRiESD IRiESD Bilansowanie IRiESD Korzystanie Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej (całość) Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej - bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci dystrybucyjnej - warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci OSDn OSDp OSP URD URDo URDw URB POB OH OHT JG MB MDD GUD GUDk PDE FPP PPE RB Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową Operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego, którego sieć dystrybucyjna posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego Uczestnik Rynku Detalicznego Uczestnik Rynku Detalicznego typu Odbiorca energii Uczestnik Rynku Detalicznego typu Wytwórca energii Uczestnik Rynku Bilansującego Podmiot odpowiedzialny za bilansowanie handlowe Operator Handlowy Operator Handlowy Techniczny Jednostka Grafikowa Miejsce Dostarczania Energii Rynku Bilansującego Miejsce Dostarczania Energii Rynku Detalicznego Generalna Umowa Dystrybucji Kompleksowa Generalna Umowa Dystrybucji Punkt Dostarczania Energii Fizyczny Punkt Pomiarowy Punkt Poboru Energii Rynek Bilansujący IRiESD Część ogólna Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 3 z 11
I.B. Postanowienia ogólne I.B.1. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. (PGE GiEK S.A.) będąc operatorem systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego (dalej OSDn ), zgodnie z ustawą z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, tekst jednolity Dz. U. z 2012 r., poz. 1059 ze zm. (zwana 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. PGE GiEK S.A. jako OSDn jest bezpośrednio połączony z siecią: 1) dystrybucyjną TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Opolu (dalej OSDp ), 2) dystrybucyjną ENEA Operator Sp. z o.o. Oddział Dystrybucji Bydgoszcz (dalej OSDp ), 3) dystrybucyjną TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Jeleniej Górze (dalej OSDp. I.B.2. PGE GiEK S.A. będąc OSDn prowadzi ruch sieciowy na podstawie posiadanej koncesji na dystrybucję energii elektrycznej nr PEE/201/1249/W/1/2/2000/AS z późn. zm. z dnia 6 stycznia 2000 r. na obszarze: 1) bezpośrednio sąsiadującym z Elektrownią Turów zlokalizowaną w Bogatyni przy ul. Młodych Energetyków 12 (województwo dolnośląskie), 2) bezpośrednio sąsiadującym z Elektrownią Opole zlokalizowaną w Brzeziu k. Opola (województwo opolskie), 3) Bydgoskiego Parku Przemysłowo-Technologicznego, bezpośrednio sąsiadującego z Zespołem Elektrociepłowni Bydgoszcz zlokalizowanym w Bydgoszczy przy ul. Energetycznej 1 (województwo kujawsko pomorskie). I.B.3. PGE GiEK S.A. jako OSDn współpracuje na podstawie odrębnych umów z następującymi podmiotami: o w zakresie prowadzenia biura obsługi klienta z firmą ELKOM Sp. z o.o. I.B.4. OSDn, zgodnie z postanowieniami ustawy Prawo energetyczne art. 9c ust. 3, jest odpowiedzialny w szczególności za: 1) eksploatację, konserwację i remonty sieci dystrybucyjnej w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu dystrybucyjnego, 2) zapewnienie rozbudowy sieci dystrybucyjnej, a tam gdzie ma to zastosowanie rozbudowy połączeń międzysystemowych w obszarze swego działania, 3) 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, IRiESD Część ogólna Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 4 z 11
4) bilansowanie systemu, z wyjątkiem równoważenia bieżącego zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii oraz zarządzanie ograniczeniami systemowymi, 5) 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, 6) 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, 7) 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 OSP, c) opracowanie, aktualizację i udostępnianie odbiorcom oraz ich sprzedawcom ich standardowych profili zużycia, a także uwzględnianie zasad ich stosowania w niniejszej instrukcji, d) udostępnienie 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 niniejszej instrukcji, f) zamieszczanie na swoich stronach internetowych oraz udostępnianie do publicznego wglądu w swoich siedzibach: o o aktualnej listy sprzedawców energii elektrycznej, z którymi OSDn zawarł umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, informacji o sprzedawcy z urzędu energii elektrycznej działającym na obszarze działania OSDn, o wzorców umów zawieranych z użytkownikami systemu, w szczególności wzorców umów zawieranych z odbiorcami końcowymi oraz ze sprzedawcami energii elektrycznej, 8) współpracę z OSP i OSDp przy opracowywaniu planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia awarii o znacznych rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po wystąpieniu awarii, 9) planowanie rozwoju sieci dystrybucyjnej z uwzględnieniem przedsięwzięć związanych z efektywnością energetyczną, zarządzaniem popytem na energię elektryczną lub rozwojem mocy wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej. IRiESD Część ogólna Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 5 z 11
I.B.5. OSDn nie posiada jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej. I.B.6. OSDn jest przyłączony do sieci OSDp na obszarze: 1) bezpośrednio sąsiadującym z Elektrownią Opole dwoma przyłączami na średnim napięciu 15 kv w stacji transformatorowo - rozdzielczej 110/15 kv Borki (TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Opolu), 2) bezpośrednio sąsiadującym z Elektrownią Turów dwoma liniami napowietrznymi 110 kv, S-305 i S-306 (stanowiącymi majątek OSDp - Tauron Dystrybucja S.A.) w rozdzielni dwusystemowej 110kV Y0AEA, 3) bezpośrednio sąsiadującym z Zespołem Elektrociepłowni Bydgoszcz rozdzielnią R 110 kv o napięciu 110 kv położoną na terenie Elektrociepłowni Bydgoszcz II (ENEA Operator Sp. z o.o.). I.B.7. OSDn świadczy usługi dystrybucji na terenie: 1) Gminy Dobrzeń Wielki w obrębie posiadanych sieci dystrybucyjnych za pośrednictwem sieci średniego napięcia 15 kv oraz bezpośrednio poprzez sieci niskiego napięcia 0,4 kv, 2) bezpośrednio sąsiadującym z Elektrownią Turów przy wykorzystaniu sieci kablowych i rozdzielni elektrycznych potrzeb własnych ogólnych elektrowni o napięciach 6kV i 0,4 kv, 3) Gminy Bydgoszcz na obszarze Bydgoskiego Parku Przemysłowo- Technologicznego za pośrednictwem sieci dystrybucyjnej średniego napięcia 15 kv oraz poprzez sieci niskiego napięcia 0,4 kv. I.B.8. OSDn dostarcza energię elektryczną na rzecz odbiorców przyłączonych na średnim i niskim napięciu. I.B.9. OSDn posiada koncesję na dystrybucję energii elektrycznej nr PEE/201/1249/W/1/2/2000/AS z późn. zm. wydaną przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w dniu 6 stycznia 2000 r. zmienioną decyzjami: 1) z dnia 27 kwietnia 2005 r. nr PEE/201A/1249/W/2/2005/BT, 2) z dnia 25 sierpnia 2008 r. nr DEE/201-ZTO/1249/W/2/2008/BT, 3) z dnia 16 grudnia 2008 r. nr DEE/201-ZTO-A/1249/W/OŁO/2008/BW, 4) z dnia 31 sierpnia 2010 r. nr DEE/201-ZTO-B/1249/W/2/2010/IB 5) z dnia 17 września 2010 r. nr DEE/201-ZTO-C/1249/W/2/2010/IB, 6) z dnia 19 czerwca 2012 r. nr DEE/201-ZTO-D/1249/W/2/2012/KL, 7) z dnia 8 sierpnia 2012 r. nr DEE/111-ZTO-C/1250/W/2/2012/KL, 8) z dnia 25 września 2012 r. nr DEE/201-ZTO-E/1249/W/2/2012/KL, której okres ważności upływa w dniu 31 grudnia 2025 r. I.B.10. PGE GiEK S.A. została wyznaczona OSDn decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej Prezes URE ) nr DPE-4711-9(4)/2012/1249/KL z dnia 31 października 2012r. na okres od dnia 1 listopada 2012 r. do dnia 31 grudnia 2025 r. na sieciach stanowiących własność przedsiębiorstwa, na części obszaru, który został określony w koncesji na dystrybucję energii elektrycznej udzielonej przedsiębiorcy PGE GiEK S.A., tj. na terenie: 1) gminy Dobrzeń Wielki (województwo opolskie), obszar bezpośrednio sąsiadującym z Elektrownią Opole zlokalizowaną w Brzeziu k. Opola, IRiESD Część ogólna Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 6 z 11
2) bezpośrednio sąsiadującym z Elektrownią Turów zlokalizowaną w Bogatyni przy ul. Młodych Energetyków 12 (województwo dolnośląskie), 3) gminy Bydgoszcz, obszar Bydgoskiego Parku Przemysłowo- Technologicznego, bezpośrednio sąsiadującego z Zespołem Elektrociepłowni Bydgoszcz zlokalizowanym w Bydgoszczy przy ul. Energetycznej 1 (województwo kujawsko pomorskie), z wyłączeniem zlokalizowanych na tym obszarze sieci dystrybucyjnych, za których ruch odpowiedzialny jest inny operator systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego lub operator systemu połączonego elektroenergetycznego wyznaczony w trybie art. 9h ustawy Prawo energetyczne. Na terenie gmin Bełchatów, Kleszczów, Kamieńsk, Szczerców, Sulmierzyce, Rząśnia, Kiełczygłów, Zgierz (województwo łódzkie), funkcję operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego pełni przedsiębiorca Energoserwis Kleszczów Sp. z o.o. z siedzibą w Rogowcu, na podstawie umowy powierzającej pełnienie obowiązków operatora systemu dystrybucyjnego zawartej w dniu 7 lutego 2012 r. pomiędzy Energoserwis Kleszczów Sp. z o.o. z siedzibą w Rogowcu a PGE GiEK S.A. z siedzibą w Bełchatowie. I.B.11. PGE GiEK S.A. ponosi odpowiedzialność za skutki zaniechania działań lub skutki swoich działań zgodnie z obowiązującym prawem. I.B.12. Użytkownicy systemu, w tym odbiorcy, których urządzenia, instalacje albo sieci są przyłączone do sieci PGE GiEK S.A. lub korzystający z usług świadczonych przez PGE GiEK S.A. są obowiązani stosować się do warunków i wymagań oraz procedur postępowania i wymiany informacji określonych w Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (dalej IRiESD ). IRiESD stanowi część umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub umowy kompleksowej. I.B.13. IRiESD przestaje obowiązywać podmioty z datą łącznego spełnienia następujących warunków: 1) odłączenia podmiotu od sieci dystrybucyjnej PGE GiEK S.A., 2) rozwiązania z PGE GiEK S.A. umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej. I.C. Podstawy prawne opracowania IRiESD I.C.1. IRiESD opracowana została przez OSDn na podstawie art. 9g ustawy Prawo energetyczne. I.C.2. IRiESD spełnia wymagania: 1) zawarte w krajowych aktach prawnych, w szczególności w ustawie Prawo energetyczne oraz wydanych na jej podstawie aktach wykonawczych, 2) wynikające z koncesji OSDn na dystrybucję energii elektrycznej, 3) wynikające z opracowanej przez OSP Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (dalej IRiESP ). I.C.3. IRiESD jest regulaminem w rozumieniu art. 384 1 Kodeksu cywilnego. IRiESD Część ogólna Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 7 z 11
I.C.4. IRiESD sporządzona została w języku polskim i ta wersja językowa jest obowiązująca. Inne wersje językowe mają charakter tylko informacyjny. I.D. Zakres przedmiotowy i podmiotowy IRiESD oraz struktura IRiESD I.D.1. Zakres zagadnień podlegających uregulowaniu w IRiESD oraz struktura IRiESD I.D.1.1. IRiESD Część ogólna IRiESD - Część ogólna określa w szczególności informacje o OSDn, warunki opracowania i stosowania IRiESD, zakres przedmiotowy i podmiotowy IRiESD, tryb wchodzenia w życie, tryb dokonywania i wprowadzania zmian IRiESD oraz informacje o sposobie współpracy z OSP. I.D.1.2. IRiESD - Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci określa w szczególności: 1) postanowienia ogólne, 2) warunki przyłączania do sieci dystrybucyjnej urządzeń wytwórczych, sieci, urządzeń odbiorców końcowych, 3) warunki korzystania z sieci dystrybucyjnej, 4) wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci wraz z niezbędną infrastrukturą pomocniczą, 5) warunki prowadzenia ruchu sieci dystrybucyjnej, 6) warunki współpracy między operatorami systemów elektroenergetycznych, 7) warunki przekazywania informacji pomiędzy operatorami systemów elektroenergetycznych oraz operatorami a użytkownikami systemu, 8) warunki i sposób planowania rozwoju sieci dystrybucyjnej, 9) wymagania w zakresie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej i warunków, jakie muszą zostać spełnione dla jego utrzymania, 10) parametry jakościowe energii elektrycznej i standardy jakościowe obsługi użytkowników systemu, 11) wskaźniki jakości i niezawodności dostaw energii elektrycznej. I.D.1.3. IRiESD bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi określa w szczególności: 1) postanowienia ogólne, 2) procedurę zgłaszania do realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej oraz zawierania umów dystrybucji z URDo, 3) zasady wyznaczania, przekazywania i udostępniania danych pomiarowych, 4) procedury ustanawiania i zmiany podmiotów odpowiedzialnych za bilansowanie handlowe, 5) postępowanie reklamacyjne, 6) procedury zmiany sprzedawcy, 7) zasady udzielania informacji, 8) zasady wyznaczania, przydzielania i weryfikacji standardowych profili zużycia, 9) zarządzanie ograniczeniami systemowymi. I.D.1.4. Dokumentami związanymi z IRiESD są także przyjęte do stosowania przez PGE GiEK S.A. instrukcje eksploatacji obiektów i urządzeń, instrukcje ruchowe oraz instrukcje organizacji bezpiecznej pracy, w tym głównie: IRiESD Część ogólna Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 8 z 11
1) Instrukcja współpracy służb technicznych PGE ELEKTROWNIA OPOLE S.A. ze służbami ruchu TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Opolu, 2) umowa z ELKOM Sp. z o.o. z dnia 30.03.2012 r. (aneks nr 8) w zakresie prowadzenia biura obsługi klienta, 3) Instrukcja współpracy ruchowej pomiędzy PSE Zachód S.A., Tauron Dystrybucja S.A. i PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Turów, 4) Instrukcja organizacji bezpiecznej pracy w PGE GiEK S.A. Oddział Elektrownia Turów, 5) Instrukcja organizacji bezpiecznej pracy przy urządzeniach i instalacjach energetycznych w Zespole Elektrociepłowni Bydgoszcz. I.D.2. Podmioty zobowiązane do stosowania IRiESD Postanowienia IRiESD obowiązują: 1) operatorów systemów dystrybucyjnych, 2) wytwórców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PGE GiEK S.A., 3) odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PGE GiEK S.A., 4) sprzedawców, 5) podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej PGE GiEK S.A., 6) operatorów handlowych i handlowo-technicznych działających w imieniu podmiotów wymienionych w powyższych punktach od 1) do 5). I.E. Wejście w życie IRiESD oraz tryb dokonywania i wprowadzania zmian IRiESD I.E.1. Wejście w życie IRiESD I.E.1.1. IRiESD, jak również wszelkie zmiany IRiESD podlegają zatwierdzeniu przez Zarząd PGE GiEK S.A. I.E.1.2. Data wejścia w życie IRiESD jest wpisywana na jej stronie tytułowej lub na stronie tytułowej Karty aktualizacji. I.E.1.3. OSDn publikuje obowiązującą IRiESD na swojej stronie internetowej oraz udostępnia ją do publicznego wglądu w swojej siedzibie. I.E.2. Tryb dokonywania i wprowadzania zmian IRiESD I.E.2.1. Zmiana IRiESD przeprowadzana jest poprzez wydanie nowej IRiESD albo poprzez wydanie Karty aktualizacji obowiązującej IRiESD (zwanej dalej Kartą aktualizacji ). I.E.2.2. Każda zmiana IRiESD jest poprzedzona procesem konsultacji z użytkownikami systemu. I.E.2.3. Karta aktualizacji zawiera w szczególności: 1) przyczynę aktualizacji IRiESD, 2) zakres aktualizacji IRiESD, 3) nowe brzmienie zmienianych zapisów IRiESD. Karty aktualizacji stanowią załączniki do IRiESD. IRiESD Część ogólna Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 9 z 11
I.E.2.4. Proces wprowadzania zmian IRiESD jest przeprowadzany wg następującego trybu: 1) OSDn opracowuje projekt nowej IRiESD albo projekt Karty aktualizacji i publikuje go na swojej stronie internetowej, 2) wraz z projektem nowej IRiESD albo projektem Karty aktualizacji, OSDn publikuje na swojej stronie internetowej komunikat informujący o rozpoczęciu procesu konsultacji zmian IRiESD, miejscu i sposobie nadsyłania uwag oraz okresie przewidzianym na konsultacje. I.E.2.5. Okres przewidywany na konsultacje nie może być krótszy niż 14 dni od daty opublikowania projektu nowej IRiESD albo projektu Karty aktualizacji, przy czym OSDn opracowując zmiany IRiESD odrzuca uwagi bądź propozycje, które zostały doręczone do OSDn po upływie okresu przewidzianego na konsultacje. I.E.2.6. Po zakończeniu okresu przewidzianego na konsultacje OSDn: 1) dokonuje analizy otrzymanych uwag i propozycji, 2) wnosi w uzasadnionych przypadkach własne uzupełnienia lub poprawki, wyłącznie gdy potrzeba ich wprowadzenia wynika ze zgłoszonych uwag lub propozycji, albo jeżeli mają one charakter redakcyjny, lub polegają na usunięciu tzw. oczywistej pomyłki, 3) opracowuje nową wersję IRiESD albo Karty aktualizacji, uwzględniającą w uzasadnionym zakresie zgłoszone uwagi i propozycje, 4) opracowuje raport z procesu konsultacji zawierający zestawienie otrzymanych uwag lub propozycji, informację o sposobie ich uwzględnienia oraz zestawienia własnych uzupełnień lub poprawek, których potrzeba wprowadzenia wynika ze zgłoszonych uwag lub propozycji, 5) publikuje na swojej stronie internetowej zatwierdzoną przez Zarząd PGE GiEK S.A. nową wersję IRiESD albo Kartę aktualizacji wraz z raportem z procesu konsultacji tej części IRiESD. I.E.2.7. OSDn publikuje na swojej stronie internetowej zatwierdzoną IRiESD lub Kartę aktualizacji, wraz z informacją o dacie wejścia w życie wprowadzonych zmian. IRiESD lub Karta aktualizacji udostępniona zostaje do publicznego wglądu w siedzibie OSDn. I.F. Współpraca z OSP I.F.1. PGE GiEK S.A. realizuje określone w ustawie Prawo energetyczne obowiązki w zakresie współpracy z OSP za pośrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego, z którego siecią dystrybucyjną jest połączony, który jednocześnie posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową. Zgodnie z postanowieniami IRiESP PGE GiEK S.A. realizuje obowiązki operatora systemu dystrybucyjnego jako operator systemu dystrybucyjnego nieposiadający bezpośredniego połączenia z sieciami przesyłowymi. IRiESD Część ogólna Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 10 z 11
I.F.2. PGE GiEK S.A. współpracuje z OSP za pośrednictwem OSDp, którym dla sieci na obszarze: 1) bezpośrednio sąsiadującym z Elektrownią Opole zlokalizowaną w Brzeziu k. Opola (województwo opolskie), jest TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Opolu, 2) bezpośrednio sąsiadującym z Elektrownią Turów zlokalizowaną w Bogatyni przy ul. Młodych Energetyków 12 (województwo dolnośląskie), jest TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Jeleniej Górze, 3) bezpośrednio sąsiadującym z Elektrociopłownią Bydgoszcz II zlokalizowaną w Bydgoszczy (województwo kujawsko-pomorskie), jest ENEA Operator Sp. z o.o. IRiESD Część ogólna Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 11 z 11
Część II Korzystanie INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A.
INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ Część II - Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci II.A. Wprowadzenie... 3 II.B. Postanowienia ogólne... 5 II.C. Przyłączenie do sieci dystrybucyjnej urządzeń wytwórczych, sieci, urządzeń odbiorców końcowych... 5 II.D. Warunki korzystania z sieci dystrybucyjnej...14 II.E. Eksploatacja urządzeń, instalacji i sieci...18 II.F. Prowadzenie ruchu sieci dystrybucyjnej OSD...23 II.G. Współpraca OSD z innymi operatorami i przekazywanie informacji pomiędzy operatorami oraz operatorami a użytkownikami systemu...25 II.H. Wymiana informacji pomiędzy OSD i użytkownikami sytemu...26 II.I. Warunki i sposób planowania rozwoju sieci dystrybucyjnych...28 II.J. Bezpieczeństwo funkcjonowania systemu elektroenergetycznego...29 II.K. Parametry jakościowe energii elektrycznej...35 II.L. Wskaźniki jakości i niezawodności dostaw energii elektrycznej...35 IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 2 z 36
II.A. Wprowadzenie II.A.1. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia Opole PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. (PGE GiEK S.A.) Oddział Elektrownia Opole działalność dystrybucyjną prowadzi w oparciu o sieć 15 kv zasilaną z GPZ 110/15 kv Borki własności TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Opolu. Układ elektryczny 15/0,4 kv SUW i Osiedla Energetyk Stację uzdatniania wody SUW wybudowano w miejscowości Brzezie w pobliżu wiaduktu kolejowego. Głównym punktem zasilania odbiorów stacji SUW jest rozdzielnia 15 kv SUW zlokalizowana w budynku stacji uzdatniania wody. Rozdzielnia 15 kv SUW zasilana jest z rozdzielni RG15 w stacji Borki dwoma ciągami kablowymi HAKnFtA 3x120 mm 2. Rozdzielnię 15 kv SUW wykonano jako jednosystemową, dwusekcyjną, sekcje połączono sprzęgłem wyposażonym w odłącznik OW III. Pola kablowe zasilające i odpływowe wyposażono w rozłączniki mocy typu OR 20 200 A z uziemnikami - z wzajemną blokadą mechaniczną. Pola transformatorowe wyposażono w rozłączniki mocy typu ORB 20 z bezpiecznikami topikowymi. W przypadku zwarć za rozłącznikiem następuje przepalenie bezpiecznika oraz samoczynne otwarcie rozłącznika mocy. Stacje transformatorowe 15/0,4 kv T-1, T-2, T-3, T-4 posiadają wzajemne rezerwowe zasilanie w pętli kablowej HAKnFtA 3x120mm 2. Stacje T-1, T-2, T-3, T-4 rozlokowano na terenie Osiedla Energetyk w wolnostojących budynkach murowanych. Stacje te stanowią główny punkt zasilania poszczególnych budynków mieszkalnych osiedla. II.A.2. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Elektrownia Turów PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. (PGE GiEK S.A.) Oddział Elektrownia Turów świadczy usługi dystrybucji przy wykorzystaniu sieci kablowych i rozdzielni elektrycznych potrzeb własnych ogólnych elektrowni o napięciach 6kV i 0,4 kv. Działalność wykonywana jest na części obszaru, który został określony w koncesji na dystrybucję energii elektrycznej udzielonej przedsiębiorcy PGE GiEK S.A. z siedzibą w Bełchatowie. Energia elektryczna, wyprowadzana jest z elektrowni liniami napowietrznymi do rozdzielni 110/220/400 kv Mikułowa i rozdzielni dwusystemowej 110kV Y0AEA, która za pomocą linii S-305 i S-306 (stanowiących majątek OSD - Turon Dystrybucja S.A.) posiada połączenie z systemem przesyłowym OSP. Rozdzielnia 110 kv Y0AEA, zlokalizowana na terenie Oddziału Elektrownia Turów i stanowiącą jej majątek, zasila również rozdzielnie potrzeb ogólnych elektrowni 6,3 kv (BCA, BCB) poprzez trzy transformatory 110/6,3 kv (BCT10, BCT20, BCT30). Rozdzielnie 6kV posiadają możliwość rezerwowania zasilania między sobą i stanowią miedzy innymi źródło zasilania odbiorców przyłączonych na napięciu 6kV. IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 3 z 36
Transformatory 6,3/0,4 kv zasilają rozdzielnie potrzeb ogólnych 0,4 kv, z których zasilani są między innymi odbiorcy przyłączeni na napięciu 0,4 kv. II.A.3. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. Oddział Zespół Elektrociepłowni Bydgoszcz PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna S.A. (PGE GiEK S.A.) Oddział Zespół Elektrociepłowni Bydgoszcz działalność dystrybucyjną prowadzi w oparciu o sieć 15/0,4 kv zasilaną z rozdzielni 15kV 2R15, dla której dwoma źródłami zasilania są przyłączone do własnej rozdzielni R110kV transformatory trójuzwojeniowe 110/15/6kV TR1 i TR2 (transformator TR2 w trakcie realizacji planowane uruchomienie to I kwartał 2013 r.). Sieć 15kV składa się ze złączy kablowych 15kV wraz z łączącymi je liniami, złączy kablowych 0,4kV wraz zasilającymi je stacjami 15/0,4kV i łączącymi je liniami, które zlokalizowane zostały na terenie Bydgoskiego Parku Przemysłowo-Technologicznego (BPP-T). Sieć na terenie BPP-T połączona jest z zasilającą ją na terenie ECII rozdzielnią 15kV 2R15 dwoma torami kablowymi 15kV. Rozdzielnia 110 kv Rozdzielnia 110V została wykonana jako napowietrzna dwusystemowa stacja WN (system pierwszy jest sekcjonowany) w układzie grzebieniowym i wyposażona w sprzęgło poprzeczno-wzdłużne. Stacja została usytuowana na terenie elektrociepłowni. Na jej szyny wyprowadzone są moce z pięciu pracujących w Elektrociepłowni Bydgoszcz II generatorów. Szyny stacji połączone są z zewnętrzną siecią 110kV należącą do ENEA Operator Sp. z o.o. za pośrednictwem pięciu pól liniowych. Do szyn podłączone zostały dwa trójuzwojeniowe transformatory 110/15/6 kv służące do zasilania potrzeb własnych elektrociepłowni (za pośrednictwem rozdzielni 6kV ROR1 i ROR2) oraz rozdzielni 15kV 2R15 stanowiącej źródło zasilania sieci na terenie Bydgoskiego Parku Przemysłowo- Technologicznego. Wszystkie pola rozdzielni R110kV wyposażone są w wyłączniki mocy. Transformatory blokowe oraz trójuzwojeniowe transformatory TR1 i TR2 wyposażone zostały w podobciążeniowe przełączniki zaczepów po stronie 110kV. Rozdzielnia 15kV 2R15 Rozdzielnia 15kV 2R15 jest wielopolową rozdzielnicą wnętrzową w typu D17P produkcji Elektrobudowa Konin. Rozdzielnica zamontowana została w specjalnie do tego przygotowanym kontenerze, który znajduje się na terenie rozdzielni R110kV. Posiada ona jeden system szyn zbiorczych podzielony na dwie sekcje połączone sprzęgłem wyposażonym w odcinacz i pole z wyłącznikiem mocy. Wszystkie pola tj. dwa pola zasilające i pola odpływowe zostały wyposażone w wyłączniki mocy z komorami próżniowymi typu VD4 produkcji ABB. Rozdzielnia, jak i cała sieć 15 kv na terenie Bydgoskiego Parku Przemysłowo- Technologicznego, pracuje z punktem zerowym uziemionym przez transformatory i rezystory uziemiające, przyłączone odpowiednio do każdej z sekcji rozdzielni 2R15. Pierwsza i druga sekcja zasilane są odpowiednio z uzwojeń 15 kv transformatorów TR1 i TR2. Rozdzielnia 2R15 zasila dwa tory kablowe 15kV do BPP-T. IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 4 z 36
Układ elektryczny 15/0,4kV na terenie BPP-T Całą infrastrukturę elektryczną na terenie BPP-T stanowią: o złącza kablowe 15 kv produkcji Włoszczowa wyposażone w rozłączniki w izolacji SF 6 z napędem elektryczno-pneumatycznym i uziemniki stałe z napędem ręcznym, o linie kablowe 15kV łączące ww. złącza, o stacje transformatorowe 15/0,4kV z transformatorami o mocach 250 i 630kVA w wykonaniu wnętrzowym prefabrykowanym lub słupowym (obecnie są to: 1 stacja słupowa z transformatorem 250kVA i 2 stacje prefabrykowane z transformatorami odpowiednio 630kVA i 250kVA), o złącza kablowe 0,4kV wyposażone w rozłączniki bezpiecznikowe typu RB, o linie kablowe 0,4kV łączące ww. złącza. II.B. Postanowienia ogólne II.B.1. PGE GiEK S.A. 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 ). II.B.2. PGE GiEK S.A. realizuje obowiązki operatora systemu dystrybucyjnego elektroenergetycznego określone w IRiESD-Korzystanie w systemie dystrybucyjnym, którego obszar został określony w decyzji Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (dalej Prezes URE ) nr DPE-4711-9(4)/2012/1249/KL z dnia 31 października 2012r. na okres od dnia 1 listopada 2012 r. do dnia 31 grudnia 2025 r. W szczególności, na system dystrybucyjny, o którym mowa powyżej składają się urządzenia, instalacje i sieci o napięciu znamionowym ich pracy 110 kv i niższym. II.B.3. W zakresie procedur i zasad wykonywania czynności związanych z ruchem sieciowym i eksploatacją sieci, postanowienia IRiESD-Korzystanie dotyczą stacji i rozdzielni elektroenergetycznych, linii kablowych, za których ruch sieciowy jest odpowiedzialny PGE GiEK S.A., niezależnie od praw własności tych urządzeń. II.B.4. W zakresie realizacji obowiązków określonych w IRiESD-Korzystanie OSD współpracuje z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego za pośrednictwem następujących OSDp: 1) TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Opolu, 2) TAURON Dystrybucja S.A. Oddział w Jeleniej Górze, 3) ENEA Operator Sp. z o.o. Oddział Dystrybucji Bydgoszcz. II.C. Przyłączenie do sieci dystrybucyjnej urządzeń wytwórczych, sieci, urządzeń odbiorców końcowych II.C.1. Zasady przyłączania IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 5 z 36
II.C.1.1. II.C.1.2. Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej OSD następuje na podstawie umowy o przyłączenie i po spełnieniu warunków przyłączenia, określonych przez OSD oraz określonych w ustawie Prawo energetyczne Procedura przyłączenia do sieci dystrybucyjnej OSD obejmuje: 1) pozyskanie przez podmiot od OSD wzoru wniosku o określenie warunków przyłączenia, 2) złożenie przez podmiot u OSD wniosku o określenie warunków przyłączenia wraz z wymaganymi załącznikami, zgodnego ze wzorem określonym przez OSD, 3) w przypadku, gdy wniosek o określenie warunków przyłączenia źródła energii elektrycznej nie zawiera wszelkich niezbędnych informacji do określenia warunków przyłączenia lub nie zawiera wymaganych załączników, a wnioskodawca wpłacił zaliczkę na poczet opłaty za przyłączenie, to OSD niezwłocznie zwraca zaliczkę, informuje podmiot o konieczności jego uzupełnienia i pozostawia wniosek bez rozpatrzenia, 4) pisemne potwierdzenie przez OSD, złożenia przez wnioskodawcę wniosku, określające w szczególności datę złożenia wniosku, 5) wydanie przez OSD warunków przyłączenia oraz przekazanie ich podmiotowi wraz z projektem umowy o przyłączenie, 6) zawarcie umowy o przyłączenie, 7) realizację przyłączenia tj. realizację przyłącza(-y) oraz niezbędnych zmian/dostosowania w sieci i prac dla realizacji przyłączenia, 8) 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, 9) zawarcie przez podmiot umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej. II.C.1.3. II.C.1.4. II.C.1.5. Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej OSD urządzeń lub/i instalacji odbiorców końcowych lub linii bezpośrednich składa wniosek o określenie warunków przyłączenia. Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia określa OSD. Wzory wniosków OSD udostępnia na swojej stronie internetowej oraz w siedzibie OSD. Do wniosku, o którym mowa w pkt II.C.1.3. należy dołączyć: 1) dokument potwierdzający tytuł prawny podmiotu do korzystania z nieruchomości, obiektu lub lokalu, w którym będą używane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci, 2) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny określający usytuowanie obiektu, w którym będą używane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci względem istniejącej sieci oraz sąsiednich obiektów. II.C.1.6. Zakres i warunki wykonania ekspertyzy wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji i sieci określa OSD. IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 6 z 36
II.C.1.7. Warunki przyłączenia do sieci określają 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 połączenia z siecią dystrybucyjną OSD instalacji lub innych sieci określonych we wniosku o określenie warunków przyłączenia, 5) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem, 6) wymagania wynikające z IRiESD, 7) dane znamionowe urządzeń, instalacji i sieci oraz dopuszczalne, graniczne parametry ich pracy, 8) dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych i jakościowych energii elektrycznej, 9) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego, 10) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego współpracy z systemem pomiarowo-rozliczeniowym, 11) rodzaj i usytuowanie zabezpieczeń, dane znamionowe oraz inne niezbędne wymagania w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i systemowej, 12) 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, 13) wymagany stopień skompensowania mocy biernej, 14) wymagania w zakresie: a) dostosowania przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci do systemów sterowania i nadzoru 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, f) dostosowania istniejącej sieci do zmienionych warunków pracy, 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.C.1.8. OSD 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., IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 7 z 36
II.C.1.9. Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich doręczenia lub przez okres ważności umowy o przyłączenie. II.C.1.10. Wraz z określonymi przez OSD warunkami przyłączenia wnioskodawca otrzymuje projekt umowy o przyłączenie do sieci. II.C.1.11. Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia przez OSD realizacji prac projektowych i budowlano-montażowych na zasadach określonych w tej umowie. II.C.1.12. Umowa o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej OSD powinna zawierać co najmniej: 1) strony zawierające umowę, 2) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia, 3) termin realizacji przyłączenia, 4) wysokość opłaty za przyłączenie oraz sposób jej regulowania, 5) miejsce rozgraniczenia własności sieci OSD i instalacji podmiotu przyłączanego, 6) zakres robót niezbędnych przy realizacji przyłączenia, 7) wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego parametrów, 8) harmonogram przyłączenia, 9) warunki udostępnienia OSD 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, 12) moc przyłączeniową, 13) ustalenia dotyczące opracowania dokumentu regulującego zasady współpracy ruchowej z OSD, 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.C.1.13. OSD ma prawo do kontroli spełniania przez przyłączane oraz przyłączone do sieci dystrybucyjnej urządzenia, instalacje i sieci, wymagań określonych w warunkach przyłączenia, zawartych umowach oraz do kontroli układów pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych. II.C.1.14. Szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, o których mowa w pkt II.C.1.13, reguluje ustawa Prawo energetyczne oraz rozporządzenia wykonawcze do tej ustawy. II.C.1.15. Podmioty zaliczone do III i VI grupy przyłączeniowej, przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kv, opracowują instrukcję współpracy podlegającą uzgodnieniu z OSD przed przyłączeniem podmiotu do sieci. IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 8 z 36
II.C.1.16. Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej OSD urządzeń, instalacji i sieci są zobowiązane do projektowania obiektów, urządzeń, instalacji i sieci zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami oraz w oparciu o otrzymane warunki przyłączenia. II.C.2. Zasady odłączania II.C.2.1. II.C.2.2. Zasady odłączania podmiotów od sieci dystrybucyjnej OSD określone w niniejszym rozdziale obowiązują OSD oraz podmioty odłączane, jeżeli umowa o świadczenie usług dystrybucji lub umowa kompleksowa nie stanowi inaczej. OSD odłącza podmioty od sieci dystrybucyjnej OSD w przypadku: 1) złożenia przez podmiot wniosku o odłączenie od sieci dystrybucyjnej, 2) rozwiązania lub wygaśnięcia umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej. II.C.2.3. Wniosek o odłączenie od sieci dystrybucyjnej OSD składany przez podmiot zawiera w szczególności: 1) miejsca przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których dotyczy odłączenie, 2) przyczynę odłączenia, 3) proponowany termin odłączenia. II.C.2.4. II.C.2.5. OSD ustala termin odłączenia podmiotu od sieci dystrybucyjnej OSD uwzględniający techniczne możliwości realizacji procesu odłączenia podmiotu. Odłączany podmiot jest zawiadamiany przez OSD o dacie odłączenia, w terminie nie krótszym niż 14 dni od daty planowanego odłączenia. W ww. zawiadomieniu OSD informuje podmiot o warunkach ponownego przyłączenia do sieci. OSD dokonuje zmian w układzie sieci dystrybucyjnej umożliwiających odłączenie podmiotu od sieci. Podmiot odłączany od sieci dystrybucyjnej, uzgadnia z OSD tryb, terminy oraz warunki niezbędnej przebudowy lub likwidacji majątku sieciowego będącego własnością podmiotu, wynikające z odłączenia od sieci dystrybucyjnej. II.C.3. Wymagania techniczne dla urządzeń wytwórczych, urządzeń odbiorców oraz układów pomiarowo-rozliczeniowych II.C.3.1. Wymagania ogólne II.C.3.1.1 Przyłączane do sieci dystrybucyjnych OSD 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, IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 9 z 36
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 za pobraną energię elektryczną. II.C.3.1.2 II.C.3.1.3 Urządzenia, instalacje i sieci, o których mowa w pkt II.C.3.1.1., 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. Urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie oraz podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej OSD nie mogą wprowadzać do sieci zaburzeń parametrów technicznych energii elektrycznej powyżej dopuszczalnych poziomów określonych w warunkach przyłączenia, 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. II.C.3.2. Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci odbiorców II.C.3.2.1 Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie oraz podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, obowiązują z dniem wejścia w życie IRiESD dla urządzeń, instalacji i sieci nowobudowanych i modernizowanych, za wyjątkiem wymagań, dla których termin dostosowania został określony. Obowiązek dostosowania spoczywa na właścicielu urządzeń, instalacji i sieci. II.C.3.2.2 Urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających sie o przyłączenie oraz podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej muszą spełniać wymagania techniczne i eksploatacyjne zapewniające: 1) zabezpieczenie przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci przed uszkodzeniami w przypadku awarii lub wprowadzenia ograniczeń w poborze lub dostarczaniu energii, 2) dotrzymanie w miejscu przyłączenia urządzeń, instalacji i sieci parametrów jakościowych energii, 3) spełnianie wymagań w zakresie ochrony środowiska określonych w odrębnych przepisach, 4) możliwość dokonywania pomiarów wielkości i parametrów niezbędnych do prowadzenia ruchu sieci oraz rozliczeń. II.C.3.2.3 Urządzenia, instalacje i sieci, o których mowa w punkcie II.C.3.2.2., muszą spełniać także wymagania określone w odrębnych przepisach, w szczególności przepisach: prawa budowlanego, o ochronie IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 10 z 36
przeciwporażeniowej, o ochronie przeciwprzepięciowej, o ochronie przeciwpożarowej, o systemie oceny zgodności oraz w przepisach dotyczących technologii wytwarzania energii. II.C.3.2.4 Urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie oraz podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej nie mogą wprowadzać do sieci zaburzeń parametrów technicznych energii elektrycznej powyżej dopuszczalnych poziomów określonych w: 1) warunkach przyłączenia, 2) rozporządzeniu wydanym na podstawie delegacji zawartej w ustawie Prawo energetyczne, 3) umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, 4) umowie kompleksowej. II.C.3.3. Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych OSD nie przewiduje przyłączania jednostek wytwórczych do obsługiwanej sieci. II.C.3.4. Wymagania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych II.C.3.4.1 Urządzenia wchodzące w skład każdego układu pomiarowo-rozliczeniowego muszą posiadać zatwierdzenie typu, legalizacje, certyfikat zgodności z wymaganiami zasadniczymi (MID) i/lub homologacje zgodna z wymaganiami określonymi dla danego urządzenia. W przypadku urządzeń, dla których nie jest wymagana legalizacja lub homologacja, urządzenie musi posiadać odpowiednie świadectwo potwierdzające poprawność działania (świadectwo wzorcowania licznik, protokół lub świadectwo badania kontrolnego przekładnik). Ww. badania powinny być wykonane przez uprawnione laboratoria zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami. Okres pomiędzy kolejnymi wzorcowaniami tych urządzeń (za wyjątkiem przekładników) nie powinien przekraczać okresu legalizacji licznika energii czynnej zainstalowanego w tym samym układzie pomiarowo-rozliczeniowym. II.C.3.4.2 Przekładniki prądowe i napięciowe podlegają sprawdzeniu przed zainstalowaniem. Dla urządzeń wcześniej użytkowanych, właściciel przekładników dostarcza protokół ze sprawdzenia potwierdzający poprawność i zgodność danych znamionowych i 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 przeprowadzenie badań w uprawnionym laboratorium zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami. Ww. urządzenia powinny posiadać cechę zabezpieczającą potwierdzającą dokonanie badań przez uprawnione laboratorium. II.C.3.4.3 II.C.3.4.4 Układy pomiarowe półpośrednie i pośrednie muszą być wyposażone w przekładniki pomiarowe w każdej z trzech faz oraz w liczniki trójsystemowe. Układy pomiarowe muszą być zainstalowane na napięciu sieci, do której dany odbiorca jest przyłączony. IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 11 z 36
II.C.3.4.5 II.C.3.4.6 II.C.3.4.7 II.C.3.4.8 II.C.3.4.9 Miejsce zainstalowania układu pomiarowego określone jest w warunkach przyłączenia lub umowie dystrybucji, lub umowie kompleksowej. W miarę możliwości technicznych układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny być instalowane na granicy własności urządzeń obu stron. Moc umowna dla każdego z przyłączy musi mieścić się w zakresie mocy optymalnej ze względu na własności metrologiczne zainstalowanych przekładników prądowych i liczników energii elektrycznej, z uwzględnieniem charakterystyki poboru mocy przez odbiorcę. Przekładniki prądowe i napięciowe powinny być tak dobrane, aby obciążenie strony wtórnej zawierało sie 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. Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiarowych nie można przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii elektrycznej oraz w uzasadnionych przypadkach rezystorów dociążających. Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych w układach pomiarowych podstawowych i rezerwowych istniejących powinien być 10, zaś w nowobudowanych układach pomiaroworozliczeniowych podstawowych i rezerwowych 5. Wszystkie elementy członu zasilającego oraz osłony i urządzenia wchodzące w skład układu pomiarowego energii elektrycznej musza być przystosowane do plombowania. II.C.3.4.10 Wszelkie stwierdzone nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego lub jego elementu winny być niezwłocznie wzajemnie zgłaszane przez Strony umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej. II.C.3.4.11 W przypadku podejrzenia nieprawidłowości działania układu pomiarowego lub jego elementu, każda ze Stron umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej, ma prawo żądać laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowego lub jego elementu. II.C.3.4.12 W przypadku zgłoszenia żądania laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowego lub jego elementu, właściciel układu pomiarowego na swój koszt i swoim staraniem demontuje wskazany element układu pomiarowego w obecności przedstawiciela drugiej Strony umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej w terminie do 7-miu dni od dnia zgłoszenia żądania. II.C.3.4.13 OSD przekazuje zdemontowany element układu pomiarowego do laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania w terminie 14-stu dni od dnia zgłoszenia żądania. Jeżeli właścicielem układu pomiarowego jest podmiot inny niż OSD, to podmiot ten ma obowiązek przekazać OSD zdemontowany element układu pomiarowego bezpośrednio po jego demontażu. IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 12 z 36
II.C.3.4.14 Jeżeli laboratoryjne sprawdzenie nie wykaże błędów w działaniu zdemontowanego elementu układu pomiarowego, to podmiot wnioskujący o sprawdzenie ponosi koszty demontażu i sprawdzenia. II.C.3.4.15 OSD przekazuje odbiorcy/wytwórcy kopie wyniku laboratoryjnego sprawdzenia, niezwłocznie po jego otrzymaniu. II.C.3.4.16 Jeżeli OSD nie jest właścicielem układu pomiarowego, OSD 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 punkcie II.C.3.4.17. II.C.3.4.17 W ciągu 30-stu dni od dnia otrzymania kopii wyniku badania laboratoryjnego, każda ze stron umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej może zlecić wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego uprzednio zdemontowanego elementu układu pomiarowego. OSD ma obowiązek umożliwić przeprowadzenie takiej ekspertyzy. Koszt ekspertyzy pokrywa podmiot, który wnioskuje o jej przeprowadzenie. II.C.3.4.18 Na czas niesprawności elementu układu pomiarowego, właściciel układu pomiarowego zapewni zastępczy element układu pomiarowego, który będzie spełniał wymagania techniczne określone w niniejszych Zasadach. W uzasadnionych przypadkach, na okres trwania niesprawności elementu układu pomiarowego, OSD może odpłatnie użyczyć zastępczy element układu pomiarowego, który będzie spełniał wymagania techniczne określone w niniejszej instrukcji. II.C.3.4.19 W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego, z wyłączeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej, właściciel układu pomiarowego zwraca koszty sprawdzenia, 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. Szczegółowe zasady korekt rozliczeń określa umowa. 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.C.3.4.20 W przypadku wymiany układu pomiarowego lub jego elementu w trakcie dostarczania energii elektrycznej, a także po zakończeniu jej dostarczania, OSD wydaje odbiorcy dokument zawierający dane identyfikujące układ pomiarowy i stan wskazań licznika w chwili demontażu. IRiESD Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Data: 08.01.2014 Wersja: 1.0 Strona 13 z 36