Zestawienie uwag zgłoszonych do projektu Karty aktualizacji nr K/1/2006 Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej - Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci Warszawa, 27 grudnia 2006 r. PSE-OPERATOR S.A., ul. Mysia 2, 00-496 Warszawa, Polska tel. +48 22 693 26 00, +48 22 693 26 28, fax +48 22 693 22 33 NIP 526-27-48-966 REGON 015668195 Bank Przemysłowo Handlowy PBK SA Oddział w Warszawie ul. Nowogrodzka 11, 00-513 Warszawa Nr konta: 89106000760000321000037578 Nr KRS 0000197596 Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy, XIX wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego.
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO - 2 - Spis treści: 1. LISTA PODMIOTÓW, KTÓRE ZGŁOSIŁY UWAGI DO PROJEKTU KARTY AKTUALIZACJI NR K/1/2006 IRIESP-KORZYSTANIE... 3 2. ZESTAWIENIE UWAG ZGŁOSZONYCH DO PROJEKTU KARTY AKTUALIZACJI NR K/1/2006 IRIESP-KORZYSTANIE... 4
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -3-1. Lista podmiotów, które zgłosiły uwagi do projektu Karty aktualizacji nr K/1/2006 IRiESP-korzystanie 1.1. Uwagi zgłoszone w terminie przewidzianym na konsultacje projektu Karty aktualizacji nr K/1/2006 IRiESP-korzystanie 1. Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej 2. Zamojska Korporacja Energetyczna S.A. 3. EnergiaPro Koncern 4. Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny SA 5. Zakład Energetyczny Warszawa Teren S.A. 6. 7. 1.2. Uwagi zgłoszone po terminie przewidzianym na konsultacje projektu Karty aktualizacji nr K/1/2006 IRiESP-korzystanie 1. Lubelskie Zakłady Energetyczne LUBZEL SA 2. Electrabel Połaniec S.A.
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -4-2. Zestawienie uwag zgłoszonych do projektu Karty aktualizacji nr K/1/2006 IRiESP-korzystanie 1. uwaga ogólna Należy również zauważyć, iż przedmiotowa aktualizacja instrukcji ma charakter ściśle doraźny, podyktowany wydarzeniami z czerwca-lipca 2006 r. Przeprowadzenie tylko aktualizacji instrukcji nie ustrzeże KSE przed podobnymi sytuacjami. Potrzebne są przede wszystkim techniczne działania ze strony OSP. Dodatkowo obecnie proponowany poziom ogólności nie pozwala jednoznacznie stwierdzić jakie będą ich konsekwencje dla OSD. Proponowane w aktualizacji instrukcji zapisy dotyczące tangensa ϕ spowodują jedynie odsunięcie tego problemu w czasie do chwili uzgodnienia obszarów systemu dystrybucyjnego oraz wykonania analizy technicznej układu pracy sieci dystrybucyjnej 110 kv. Propozycje zmian w tym zakresie nakładają dodatkowe obowiązki na OSD, natomiast zasadnym wydaje się, aby to OSP dokonał analizy technicznej układu pracy sieci przesyłowej, przekazał ją do OSD i ewentualnie podjął działania mające na celu pokrycie zapotrzebowania na moc bierną (np. instalacja źródeł mocy biernej w sieci przesyłowej). 2. jw. Zapisy poniżej wymienionych punktów IRiESP, powinny dotyczyć wyłącznie obiektów nowobudowanych i modernizowanych: pkt. II.B.3.2, - wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci odbiorców przyłączonych do sieci pkt. II.B.3.3, - wymagania i zalecenia techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci wytwórców energii elektrycznej przyłączanych do sieci pkt. II.B.3.4, - wymagania techniczne dla systemów telekomunikacji pkt. II.B.3.5, - wymagania techniczne dla układów pomiarowych energii elektrycznej pkt. II.B.3.6, - wymagania techniczne dla systemów pomiarowo-rozliczeniowych pkt. II.B.3.7, - wymagania techniczne dla układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i urządzeń wspierających pkt. IV.C.10.22, - wymagania dotyczące przekaźników SCO Zakład Energetyczny Warszawa Teren S. A. Zapisy poniżej wymienionych punktów IRiESP ze względu na brak delegacji ustawowej lub zbyt wysokie i nieuzasadnione z przyczyn techniczno-ekonomicznych wymagania, nie powinny dotyczyć SD:
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -5 - pkt. II.B.3.2.2, - wymaganie regulacyjności dla transformatorów przyłączonych do sieci zamkniętej. pkt. II.B.3.4.2.f, g - wymaganie zabudowania łączności ruchowej wewnątrz obiektów sieci zamkniętej, łączność ze służbami publicznymi. pkt. II.B.3.4.7.b, - podstawowy i rezerwowy system łączności sąsiadującymi obiektami sieci zamkniętej. pkt. II.B.3.7.1.k, - zapewnienie synchronicznego łączenia linii i transformatorów do sieci zamkniętej poprzez układy synchronizmu. pkt. II.B.3.7.22, - instalowanie rejestratorów zakłóceń w każdym czynnym polu rozdzielni. pkt. II.C 6.5, - zasady rozliczeń za świadczone przez operatora systemu przesyłowego usługi przesyłania. pkt. IV.C.12.1.6, pkt. IV.C.12.1.2, pkt. IV.12.2.1, pkt. 12.2.2, - pomiary w sieci zamkniętej. pkt. IV.C.12.2.2, - wymaganie ze wszystkich pól sieci zamkniętej i urządzeń przyłączonych do sieci zamkniętej sygnalizacji stanów pracy urządzeń. Proponujemy zawiesić ich stosowanie do momentu ukazania sie stosownych regulacji w rozporządzeniu systemowym. 3. jw. Karta aktualizacji nie uwzględnia wszystkich oczekiwanych zmian w IRiESP. Ze względu na brak uzasadnienia technicznego i ekonomicznego wymagania określone w punktach zawartych w uwagach szczegółowych (uwaga dot. pkt. II.B.3) wymagania te powinny dotyczyć wyłącznie obiektów nowobudowanych i modernizowanych, których proces modernizacji rozpoczął się po zatwierdzeniu i wprowadzeniu IRiESP. Prosimy o zamieszczenie takiego stwierdzanie np. w pkt. II.B.3.1.1. 4. jw. Karta aktualizacji powinna zostać uzupełniona o inne terminy okresu dostosowania do wymogów określonych w IRiESP w zakresie obiektów istniejących. Nowy termin powinien uwzględniać możliwości techniczne jak również ekonomiczne, które zostały odwzorowane w przedłożonych w URE planach inwestycyjnych. 5. jw. Wymagania w przytoczonych w części uwag szczegółowych, ze względu na brak delegacji ustawowej lub zbyt wysokie i nieuzasadnione z przyczyn techniczno- ekonomicznych koszty dostosowania infrastruktury sieciowej, nie powinny dotyczyć sieci dystrybucyjnej (SD). Karta aktualizacji powinna zostać rozszerzona i wprowadzić uwzględniać zmiany w tym zakresie. 6. jw. W odpowiedzi na komunikat operatora systemu przesyłowego dotyczącego planowych zmian w IRiESP, Electrabel Połaniec S.A.
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -6 - informuję, że stan faktyczny łączy transmisji danych i łączności głosowej dla systemów telekomunikacyjnych jest zgodny z zapisami w IRiESP, a także zakres innych proponowanych zmian w IRiESP zawartych w Karcie aktualizacji nr K/1/2006 nie wnosi nowych merytorycznych treści dla wytwórców dysponujących JWCD, a jedynie wg. naszej opinii wnosi coś nowego dla jednostek dystrybucyjnych. 7. I.A.2 Wnioskujemy o dostosowanie zapisów pkt. do zapisów prawa energetycznego art. 9.c.2 ustawy prawo energetyczne (art. 9.c.2 Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego w zakresie systemu przesyłowego, stosując obiektywne i przejrzyste zasady zapewniające równe traktowanie użytkowników tych systemów oraz uwzględniając wymogi ochrony środowiska, jest odpowiedzialny za :. ) Proponowany zapis I.A.2.: OSP zgodnie z postanowieniami ustawy prawo energetyczne, jest odpowiedzialny w zakresie sytemu przesyłowego w szczególności za:. 8. I.A.2 c) OSP odpowiedzialny jest tylko za eksploatacje sieci przesyłowej proponujemy przeredagować pkt. aby zawęzić odpowiedzialność OSP 9. I.B.3. Proponujemy wykreślić pkt. I.B.3 Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej nie jest regulaminem w rozumieniu 384 kc. 10. I.C.1 Proponujemy ograniczyć zapisy tego pkt. Instrukcji do sieci przesyłowej, zgodnie z art. 9.g.1 ustawy PE zapisy Instrukcji powinny się odnosić do odpowiednich sieci przesyłowej i dystrybucyjnej. Proponujemy: IRiESP określa szczegółowe warunki korzystania z sieci przesyłowej elektroenergetycznej przez użytkowników sytemu i odbiorców oraz warunki i sposób prowadzenia ruchu eksploatacji i planowania rozwoju tej sieci.. 11. I.C.1.3 c) Proponuję zweryfikować zapisy pkt. Czy istnieje procedura zgłaszania do OSP umów o świadczenie usług przesyłania? Czyżby chodziło o zgłaszania umów sprzedaży energii tj. USE? 12. I.D.2.8 I.D.2.9 Proponujemy wykreślić przedmiotowy pkt. uregulowanie prawa wypowiedzenie umowy w przypadku wprowadzenia nowej IRIESP powinno zostać uregulowane w Umowie.
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -7-13. II.A.1.1.2.b) Brak sprecyzowania zakresu uprawnień decyzyjnych OSP. Zapisy IV.C.1.3 oraz IV.C.1.4 nie precyzują dokładnie tych uprawnień 14. II.A.2.1.2. Proponujemy treść Jakość częstotliwości w sieci zamkniętej w okresie miesiąca, powinna spełniać następujące parametry: zastąpić zapisem: Jakość częstotliwości w sieci zamkniętej, powinna łącznie spełniać następujące parametry: 15. II.A.2.2 Proponuje się aby zapisy całego pkt. Napięcie i moc bierna została dostosowana do zapisów Rozporządzenia przyłączeniowego. Nadal parametry napięciowe są niezgodne z obowiązującym prawem. (dokonane zmiany nie obejmują wszystkich z ustaleń z PTPiREE i URE)! 16. II.A.2.2.9. Nie jest jasne czy w przypadku gdy transformator 110kV/SN należy np. do wytwórcy z elektrowniami wiatrowymi ten wymóg tg ϕ < 0,4 także obowiązuje. Jeśli tak to przy braku generacji jest on niespełnialny a dla niewielkich generacji uzyskanie takiego warunku jest praktycznie trudne i kosztowne. Wydaje się że w odniesieniu do takich przypadków dużo lepszym rozwiązaniem byłoby określenie maksymalnego (w stosunku do mocy znamionowej) poziomu mocy biernej np. 20% mocy znamionowej. W związku z tym proponuje się uzupełnić zapis o:.. nie większy niż 0,4 lub dla pracy stacji z mocą czynną nie większą niż 30 %mocy znamionowej wielkość mocy biernej nie powinna przekroczyć 20% mocy znamionowej. 17. II.A.2.2.9 Akceptujemy propozycję obliczania tangensa ϕ jako ściśle związanego tylko i wyłącznie z pomiarami mocy czynnej i biernej na transformatorach 110 kv/sn. Kluczową kwestią będzie określenie obszarów systemu dystrybucyjnego, na których ma być utrzymywany tg ϕ. Najlepiej by takim obszarem był cały obszar operatora systemu dystrybucyjnego. Racjonalne byłoby też ustanowienie takiego obszaru jako pokrywającego się z obszarem jednej zakładowej dyspozycji mocy (działającej na obszarze oddziału), ze względu na zarządzanie mocą bierną na transformatorach 110 kv/sn przez poszczególne dyspozycje. 18. II.A.2.2.10. Zapis ten należy wykreślić z uwagi na; Prawidłowa kompensacja mocy biernej w stacjach 110/SN nie jest jedynym warunkiem utrzymania parametru napięcia w stacjach węzłowych NN/110kV. OSD ma bardzo ograniczony wpływ na tgφ ATR NN/110 kv. Daje się zauważać niepożądane zjawiska w postaci przepływów mocy biernej liniami 220 kv i odpływ tej mocy liniami 110 kv do sąsiednich SD, a tg φ na ATR w wyniku tego bardzo duży. Wg naszych obserwacji i doświadczeń, problemy z mocą bierną w większości są efektem różnych sprzężeń sieci przesyłowej z siecią 110 kv (przez różne przekładnie ATR NN/WN wynikające z działania EnergiaPro Koncern Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej Zamojska Korporacja Energetyczna S.A.
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -8 - automatyki ARST, siłą rzeczy lokalnej). Lokalne zachwianie parametrów napięciowych powoduje zmianę w kwadracie napięcia mocy biernej linii danego węzła co może spowodować zmianę bilansu mocy biernej i jej przepływów. 19. II.A.2.2.10 Naszym zdaniem zapis zobowiązujący OSD do pokrycia zapotrzebowania na moc bierną w sieci dystrybucyjnej z lokalnych źródeł mocy biernej bez realnego wpływu na poziom generacji w podstawowych źródłach mocy biernej, tj. generatorach JWCD przyłączonych do sieci OSD na napięciu 110 kv jest nieuzasadniony ekonomicznie i technicznie. W związku z tym proponujemy po słowach w sieci dystrybucyjnej dodać słowa na poziomie uzgodnionym z OSP, który to poziom będzie podlegał uzgodnieniu w zależności od sposobu prowadzenia ruchu (generacji mocy biernej) JWCD przez OSP. Proponowane brzmienie punktu: Warunkiem dotrzymania przez OSP parametru napięcia w Miejscu Dostarczania jest prowadzenie przez OSD kompensacji mocy biernej w sieci dystrybucyjnej na poziomie uzgodnionym z OSP. 20. II.A.2.2.10 Proponujemy przeredagować punkt do postaci: Warunkiem dotrzymania przez OSP parametru napięcia w miejscu dostarczania jest utrzymanie przez OSD poziomu tg ϕ określonego w punkcie II.A.2.2.9. OSP nie powinien narzucać w jaki sposób OSD ma to osiągnąć. Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny SA 21. II.A.2.2.11 Proponowane brzmienie: Obszary o których mowa w punkcie II.A.2.2.9 są uzgadniane pomiędzy OSP i OSD i aktualizowane na podstawie wykonanej przez OSD, co najmniej raz w roku, analizy technicznej układu pracy sieci dystrybucyjnej 110 kv w powiązaniu z węzłami sieci przesyłowej NN/110 kv. 22. II.A.2.2.12. Czy można by się tutaj posługiwać również (lub zamiast) pojęciem regulacji napięcia w danym węźle czy fragmencie sieci? Ma to większy sens szczególnie dla farm wiatrowych > 50 MW, które zgodnie z wymaganiami IRiESP mają umożliwiać włączenie ich do nadrzędnego systemu regulacji napięcia. Zapisanie w tym punkcie monitorowania i kontroli napięć miałaby więc bezpośrednie przełożenie na fizyczną możliwości jej realizacji. 23. II.A.2.2.12 Proponowane brzmienie: Dla obszarów o których mowa w punkcie II.A.2.2.9, w wyniku uzgodnień pomiędzy OSP i OSD zostaną określone algorytmy wyznaczania tg φ oraz zasady monitoringu i kontroli tego współczynnika. 24. II.B.1.1.5 Przyłączenie linii bezpośredniej wymaga jeszcze przejścia procedury wydania zgody URE proponujemy Lubelskie Zakłady Energetyczne LUBZEL SA. Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej Lubelskie Zakłady Energetyczne LUBZEL SA.
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -9 - ująć również i ten element w zapisie pkt. jako konieczny do realizacji przyłączania linii bezpośredniej do KSE 25. II.B.1.1.6. Pkt. 2) ppkt. b i c w odniesieniu do ostatniego zdania w pkt. 2. Proponowane zapisy nie są zgodne z obowiązującym prawem. 5 ust. 4 Rozporządzenia w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia definiuje dokładnie sytuację, w której wymagane jest wydanie nowych warunków przyłączenia. 26. II.B.1.1.6 Proponujemy w ostatnim akapicie doprecyzować które przedsiębiorstwo energetyczne może żądać złożenia wniosku o określenie nowych warunków przyłączania. Czy to które jest właścicielem czy to które jest operatorem danej sieci? 27. II.B.1.1.6. ppkt. 1) Zapis tego punktu powinien dotyczyć wyłącznie przyłączenia do sieci przesyłowej. Nie powinno być przedmiotem IRiESP odnoszenie się do przyłączenia podmiotów do sieci dystrybucyjnej. Poza tym, treść tego punktu wynika bezpośrednio z obowiązującego prawa: ustawy Prawo energetyczne i aktów wykonawczych do niej. Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej 28. II.B.1.1.6. 2) Proponujemy zapis podpunktu 2) przenieść do działu II.B.1.2.3. np. do puntu II.B.1.2.3.1. EnergiaPro Koncern 29. II.B.1.1.6. ppkt. 2) Treść tego punktu jest niezgodna z rozporządzeniem przyłączeniowym, w którym są opisane warunki, dla których złożenie wniosku jest obligatoryjne. Konieczność złożenia wniosku nie powinna zależeć od fakultatywnej decyzji operatora. Zapis taki może sugerować, że OSP będzie mógł przerzucić koszty rozwoju niedoinwestowanej sieci przesyłowej na OSD. Ponatdo zasady zmiany warunków są już opisane w pkt. II.B.2.1.3. obowiązującej IRiESP. 30. II.B.1.1.6. 2)a) Proponujemy doprecyzować, że chodzi o moc przyłączeniową. EnergiaPro Koncern 31. II.B.1.4.1. W związku z całkowitym terminem uzgodnień wynoszącym 90 dni proponujemy zapis nie dłuższym niż 45 dni...). 32. II.B.1.4.5 Zgodnie z zapisami OSP ma prawo nie uzgodnić warunków przyłączania gdy warunki przyłączania przesłane celem uzgodnienia nie zapewniają bezpiecznej pracy. Nasuwa się pytanie co w przypadku sytuacji: wykonana analiza wpływu wskazuje na możliwość przyłączania a OSP nie uzgadnia warunków prosimy o doprecyzowanie zapisów pkt. 33. II.B.3 Proponujemy, aby w przedmiotowym pkt. zapisać, że wszystkie wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci wara z niezbędną infrastrukturą techniczną dotyczą urządzeń nowych i tych które będą w przyszłości modernizowane EnergiaPro Koncern
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -10-34. II.B.3.1.1. II.B.3.1.2 II.B.3.1.3 II.B.3.1.4 35. II.B.3.1.7 II.B.3.1.8 Dotyczy to w szczególności zagadnień poruszonych w pkt. pkt. II.B.3.2, - wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci odbiorców pkt. II.B.3.3, - wymagania i zalecenia techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci wytwórców energii elektrycznej przyłączanych do sieci pkt. II.B.3.4, - wymagania techniczne dla systemów telekomunikacji pkt. II.B.3.5, - wymagania techniczne dla układów pomiarowych energii elektrycznej pkt.ii.b.3.6, - wymagania techniczne dla systemów pomiarowo-rozliczeniowych pkt.ii.b.3.7, - wymagania techniczne dla układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i urządzeń wspierających Proponujemy doprecyzować zapisy, że dotyczą sieci przesyłowej (patrz uwaga do pkt. I.C.1), Wymagania techniczne dla odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej powinny być uregulowane w IRIESD. Proponujemy jako zbędne wykreślić z IRIESP wymagania dla urządzeń które nie są i nie będą przyłączone do sieci zamkniętej (zapis zbędny) 36. II.B.3.2.2.b) Proponujemy treść przystosowane do współpracy z nadrzędnymi układami regulacji w przypadku budowy systemów obszarowej lub skoordynowanej regulacji napięć. zastąpić zapisem: przystosowane do współpracy z nadrzędnymi układami sterowania. 37. II.B.3.2.2. ppkt. b) Nie jest wiadome, co OSP miał na uwadze, określając system obszarowej lub skoordynowanej regulacji napięć. Należy uszczegółowić zapis, np. poprzez wprowadzenie definicji, ponieważ trudno odnieść się do tak lakonicznego wyrażenia. Pozostaje również pytanie o stronę budującą niniejszy system i koszty z tym związane EnergiaPro Koncern 38. II.B.3.2.2.b Proponujemy doprecyzować: w jakim okresie czasu lub warunkować modernizacją lub zabudowaniem nowych ATR konieczność dostosowania ATR do współpracy z systemem obszarowej lub skoordynowanej regulacji napięć. (prosimy o wprowadzenie definicje ww. regulacji ) 39. II.B.3.2.2.b Nakłada zbyt wysokie i nieuzasadnione wymagania w stosunku do OSD. Lubelskie Zakłady Energetyczne LUBZEL SA.
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -11-40. II.B.3.3.3.1.3. Proponowana jest zmiana doprecyzowująca zapis tego punktu. Proponowana nowa treść punktu: W szczególności przedmiotowa dokumentacja powinna zawierać wyniki pomiarów konieczne do oceny Polskie Stowarzyszenie Energetyki Wiatrowej wpływu farmy wiatrowej na jakość energii w zakresie wynikającym z ekspertyzy będącej załącznikiem do wniosku o wydanie warunków przyłączenia i symulacje komputerowe pokazujące reakcję farmy wiatrowej na zakłócenia sieciowe w zakresie i na modelu wykorzystanym w ekspertyzie lub innym uzgodnionym z operatorem systemu. Celem poprawki jest doprecyzowanie wymagań w stosunku do wytwórcy posiadającego źródła wiatrowe co do zakresu wymaganych dokumentów jak i oczekiwanego przez operatora modelu. Podstawą, bazą określenia tych danych będzie ekspertyza, którą złożył wytwórca wraz z wnioskiem o przyłączenie. Dostarczenie dokumentacji w zakresie zgodnym z zakresem ekspertyzy i na modelu uwzględnionym w ekspertyzie będzie spełnieniem przez wytwórcę zapisów tego punktu chyba że strony (operator i wytwórca) wyrażą zgodę na zmianę. W tym miejscu należałoby zwrócić uwagę na szerszy aspekt określania wymagań OSD w stosunku do energetyki wiatrowej. Wydaje się, iż zamiast określania własnych procedur i wymagań warto skorzystać z gotowych rozwiązań europejskich. OSP mogłoby wziąć pod uwagę aktualizację IEC 61400-21 planowaną przez IEC TC88, która zawierać będzie specyfikację testów reakcji na spadki napięcia, wymaganą przede wszystkim do zatwierdzania modeli. Testy spadków napięcia są skomplikowane, i ich wykonanie pociąga za sobą znaczne koszty dla producentów turbin. Testy obecnie planowane przez IEC/TC88 powinny odzwierciedlać polskie wymagania i być użyteczne dla potrzeb weryfikacji tych modeli także w Polsce. Trochę potrwa zanim nowa IEC 61400-21 zostanie wydana. Aby wspierać międzynarodową standaryzację, wnioskujemy, aby OSP poważnie rozważyło dostosowanie swoich wymagań do IEC i wdrożyło IEC 61400-21 jako normę w tej dziedzinie. Podobne normy już obowiązują w odniesieniu do jakości energii. W związku z powyższym PSE może również rozważyć akceptację modeli zatwierdzonych przez innych OSP w EU/UCTE. 41. II.B.3.3.3.1.3. Skoro OSP dopuścił zapis dotyczący kontroli warunków również przez OSD, wówczas należałoby dopisać treść o wymaganiach IRiESD, jako dokumencie na podstawie którego OSD wydaje warunki przyłączenia do swojej sieci. 42. II.B.3.4.2 f) Proponujemy ograniczyć wymagania w przedmiotowym pkt. do sieci przesyłowej. Wymaganie w GPZtach łączności ruchowej wewnątrz obiektów takich jak GZP czy też łączności ze służbami publicznymi jest wymaganiem zbyt wygórowanym, nieekonomicznym i niepotrzebnym.
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -12-43. II.B.3.4.5 Zobowiązanie do przestrzegania prawa zapisane w IRIESP jest zbędne. 44. II.B.3.4.6 Zamiana zapisów nie wniosła nic nowego. Proponujemy aby zapis pkt b) obowiązywał tylko sieć przesyłową 45. II.B.3.4.8 Proponujemy, aby przedmiotowy pkt. ograniczyć do systemu łączności dyspozytorskiej w zakresie sieci przesyłowej. Nieuzasadniona ingerencja OSP w obszar SD. 46. II.B.3.4.12 Proponujemy okres przejściowy do 31.12.2012, ze względu na konieczność przeprowadzenia prac modernizacyjnych i dostosowawczych 47. II.B.3.4.12. po ppkt.c) dodaje się zdanie w brzmieniu Proponujemy wydłużenie terminu o 2 lata ze względu na możliwości finansowe Spółek dystrybucyjnych. Propozycja zapisu: W okresie przejściowym do 31 grudnia 2012r. dopuszczalne są odstępstwa od wymagań określonych w powyższym pkt. c). 48. II.B.3.4.13 GZE S.A. kupiło protokół DNP3 po TCP/IP celem wymiany informacji z OSP, do dnia dzisiejszego OSP nie umożliwił nam wymiany informacji w tym protokole. ICCP/TASE.2 nie jest nam znany i nie planujemy jego wdrożenia. Obecnie trwa rozeznawanie wdrożenia protokołu zgodnego z normą IEC 61850. Zakład Energetyczny Warszawa Teren S. A. Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny SA 49. II.B.3.4.13 Należy wydłużyć termin dostosowawczy do 31 grudnia 2010 r. 50. II.B.3.4.14. Należy wydłużyć termin dostosowawczy do 31 grudnia 2010 r. 51. II.B.3.5.3 Proponujemy aby dwukierunkowość układów pomiarowych nie była wymagana dla odbiorców końcowych bez źródeł wytwórczych (wymaganie zbędne) 52. II.B.3.5.15 e) Proponujemy, aby wymaganie było uzgadniane z poszczególnymi SD, w zależności od stanu majątkowego linii i uzgodnień pomiędzy SD istnieje możliwość, aby układy pomiarowe dwóch SD były zlokalizowane po jednej stronie linii. 53. II.B.3.7.1. k) W punkcie proponujemy doprecyzować w jakich przypadkach oraz jakie elementy sieci wymagają instalowania układów kontroli synchronizmu. 54. II.B.3.7.1.k) Proponujemy wykreślić zobowiązanie do instalacji synchronizatorów w każdym polu 110 kv jest wymaganiem zbędnym oraz ekonomicznie nieuzasadnionym. 55. II.B.3.7.1.k,q Ze względu na duży koszt spełnienia tych wymagań proponujemy przyjąć okres dostosowawczy do 31.12. 2010r. EnergiaPro Koncern Zamojska Korporacja Energetyczna S.A.
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -13-56. II.B.3.7.1.o) Proponujemy, aby wymaganie doprecyzować oraz, że nie obowiązuje wszystkich elementów sieci dystrybucyjnej. Doprecyzowując prosimy wyjaśnić oznacza sformułowanie poszczególne elementy sieci zamkniętej czy chodzi o wszystkie pola sieci 110 kv, w naszej ocenie wymaganie jest nadmiarowe oraz nieuzasadnione techniczne, aby każdy element sieci dystrybucyjnej (pracującej w sieci zamkniętej) były wyposażone w systemy rejestracji zakłóceń proponujemy, aby o miejscach lokalizacji przedmiotowych urządzeń decydował OSD. 57. II.B.3.7.1. ppkt.q) dodaje się zdanie w brzmieniu Proponujemy wydłużenie terminu o 2 lata ze względu na możliwości finansowe Spółek dystrybucyjnych. Propozycja zapisu: W okresie przejściowym do 31 grudnia 2012r. dopuszczalne są odstępstwa od wymagań określonych w powyższym pkt. o). - 58. II.B.3.7.12 Postulujemy, aby wymagania co do sieci promieniowej w tym ATR 110kV/ SN wykreślić z IRIESP wymagania dla sieci dystrybucyjnych zawarte są w IRIESD opracowanych przez OSD. Wymagania określone indywidualnie dla obszaru dla którego SD jest Operatorem. 59. II.B.3.7.13 II.B.3.7.14 II.B.3.7.15 Postulujemy, aby wymagania w IRIESP co do łączników szyn zbiorczych ograniczyć do łączników szyn w sieci przesyłowej wymagania dla łączników szyn zbiorczych w sieci dystrybucyjnej opracowane są w IRiESD, oraz proponujemy ograniczane tak wysokich wymagań tylko i wyłącznie do wymagań dla łączników szyn w stacjach szynowych (z wyłączeniem stacji w układzie H) 60. II.B.3.7.22 Proponujemy okres przejściowy dla całego punktu ustalić do 31.12. 2010r., oraz umieszczenie zapisu, że możliwe jest spełnienie wymagań IRIESP poprzez wykorzystanie rejestratorów zakłóceń zainstalowanych w zabezpieczeniach cyfrowych. 61. II.B.3.7.22. Proponujemy treść Rejestratory zakłóceń sieciowych przeznaczone do wykonywania analiz przebiegu zakłóceń oraz działania układów i urządzeń EAZ a także wyłączników, powinny być instalowane we wszystkich czynnych polach rozdzielni. zamienić na zapis: Rejestratory zakłóceń sieciowych przeznaczone do wykonywania analiz przebiegu zakłóceń oraz działania układów i urządzeń EAZ a także wyłączników, powinny być instalowane we wszystkich czynnych polach rozdzielni sieci przesyłowej. 62. II.B.3.7.22 Wymaganie instalowania rejestratorów zakłóceń we wszystkich polach rozdzielni jest technicznie nieuzasadnione, ponadto proponowany termin okresu przejściowego w karcie aktualizacji nie względnie sytuacji techniczno ekonomicznej SD. Postulujemy, aby zgodnie z uwagą ogólną wymaganie było tylko dla Zakład Energetyczny Warszawa Teren S. A. Zamojska Korporacja Energetyczna S.A. EnergiaPro Koncern
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -14-63. II.B.3.7.22. po ppkt.d) dodaje się zdanie w brzmieniu pól nowych i po modernizacji oraz w uzasadnionych wypadkach w sieci 110 kv. Proponujemy wydłużenie terminu o 2 lata ze względu na możliwości finansowe Spółek dystrybucyjnych. Propozycja zapisu: W okresie przejściowym do 31 grudnia 2012r. dopuszczalne są odstępstwa od wymagań określonych w tym punkcie. Zakład Energetyczny Warszawa Teren S. A. 64. II.B.3.7.22.e Nakłada zbyt wysokie i nieuzasadnione wymagania w stosunku do OSD. Lubelskie Zakłady Energetyczne LUBZEL SA. 65. II.B.3.7.23 Termin dostosowania automatyki SCO do wymagań IRiESP z uwagi na duże koszty proponujemy przyjąć do 31.12. 2010r. Zamojska Korporacja Energetyczna S.A. 66. II.B.3.7.23 Postulujemy zmianę terminu dostosowania przekaźników SCO do 31.12. 2010 rok, z przyczyn organizacyjno technicznych oraz finansowych. 67. II.B.3.7.23 Nakłada zbyt wysokie wymagania nieuzasadnione ekonomicznie. Dostosowanie automatyki do opisanych wymagań wymagałoby wymiany większości zainstalowanych przekaźników. Lubelskie Zakłady Energetyczne LUBZEL SA. 68. II.B.3.10.2.2 Analogicznie jak dla p. II.B.3.4.13 Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny SA 69. II.B.3.10.2.2. Należy wydłużyć termin dostosowawczy do 31 grudnia 2010 r. 70. II.C.5.2.2.13 Postulujemy, aby wykreślić przedmiotowy zapis. Zobowiązanie do przestrzegania IRIESP powinno być uregulowane w Umowie. Powielanie zapisów o przestrzeganiu IRIESP wielokrotnie w IRIESP i w umowie jest zbędne. 71. II.C.6.5 Postulujemy wykreślnie z IRIESP wszystkich zapisów dotyczących rozliczeń zapisy zgodnie z postanowieniami ustawy prawo energetyczne powinny zostać zawarte w umowie o świadczenie usług przesyłania. 72. IV.A.2.3.3 Postulujemy graniczyć prawo OSP do sieci przesyłowej określania urządzeń poddawanych ruchowi próbnemu. W zakresie sieci dystrybucyjnej prawo decydowania pozostawić OSD. 73. IV.B.6.12 Prawo uczestniczenia w badaniu awarii w sieci dystrybucyjnej nie wynika z żadnego przepisu prawa. Postulujemy wykreślić przedmiotowy pkt. z IRIESP. W ocenie SD wyniki analiz oraz dostęp do wniosków z przeprowadzanych badań poawaryjnych SA wystarczające dla realizacji funkcji OSP. Nie wyrażamy
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -15 - zgodny na prowadzenie badania awarii przez OSP jako innego podmiotu prawa handlowego. 74. IV.B.12.2 Prosimy o wykreślenie zapisu. Nie jasna jest intencja zapisu oraz bardzo ogólny charakter postanowień. Uzgodnienia w zakresie wpływu na pracę sieci? Kto określa wpływ, zakres itp. zapis rodzący wiele pytań proponujemy wykreślić 75. IV.B.12.6 Postulujemy aby w zakresie sieci 110 kv decyzję o odbudowie sieci podejmowała SD w ramach praw właścicielskich. OSP uzurpuje sobie prawo decydowania o funkcji danego elementu po odbudowie. Nie wyrażamy na taką ingerencję w prawa właściciela sieci dystrybucyjnej. Proponujemy przeredagować zapis że SD decyduje o odbudowie uszkodzonych elementów i ich funkcjonalności. OSP jedynie akceptuje lub nie propozycję SD. W przypadku sporów rozstrzyga sąd lub URE. 76. IV.C.6.1. W związku z rezygnacją OSP z wyrażenia programy łączeniowe specjalne, które było zawarte m.in. w pkt. IV.C.6.1., IV.C.6.15. i IV.C.6.3. należy wprowadzić definicję program łączeniowy z jednoczesną rezygnacją z definicji program łączeniowy specjalny zawartą w Rozdziale I. 77. IV.C.6.1 W konsekwencji, w definicji programu łączeniowego specjalnego należy wykreślić słowo specjalny Lubelskie Zakłady Energetyczne LUBZEL SA. 78. IV.C.6.3. Czy w związku z likwidacją pojęcia programu łączeniowego specjalnego w kilku punktach IV.C.6, świadomie pozostawiono te pojęcie m.in. w punktach IV.C.6.17., IV.C.6.18. i pkt IV.C.6.19.? 79. IV.C.6.16. Proponujemy treść Propozycje programów łączeniowych w sieci zamkniętej są przekazywane OSP do zatwierdzenia w następujących terminach: zastąpić zapisem: Propozycje programów łączeniowych w sieci zamkniętej są przekazywane OSP w następujących terminach:. 80. IV.C.11.13 Prosimy o przedstawienie dokumentu Generalny Plan Odbudowy jeżeli mamy go przestrzegać prosimy o jego udostępnienie 81. IV.C.11.14 Należy wskazać termin udostępniania planów. Powinna zostać dodana treść o przekazywaniu generalnego planu obrony i odbudowy KSE niezwłocznie po opracowaniu lub aktualizacji. 82. IV.C.11.22 W powiązaniu z uwagą do pkt. IV.B.6.12 postulujemy o jego wykreślenie. OSD powołuje komisję bez zobowiązań wynikających z IRIESP, jednocześnie co ma wnieść przedmiotowe uzgodnienie, w ocenie SD jest zbyteczne, ponadto podtrzymujemy postulat wykreślenia praw OSP do uczestnictwa w komisjach na podstawie delegacji IRIESP. 83. IV.C.12.1.2 Punkt IV.C.12.1.2. nie jest ujęty w karcie aktualizacji nr K/1/2006 lecz proponujemy datę 31 grudnia 2008 r. na dostosowanie infrastruktury do pozyskiwania wymaganego zakresu danych w trybie on-line EnergiaPro Koncern EnergiaPro Koncern Zamojska Korporacja Energetyczna S.A.
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO -16 - zmienić na 31.12.2012r. 84. IV.C.12.1.2 Postulujemy o wydłużenie okresu dostosowania urządzeń do 31.12.2012. z przyczyn technicznych i ekonomicznych. 85. IV.C.12.2.1 Proponujemy aby zapisy obowiązywały tylko urządzenia nowe i po modernizacji z przyczyn technicznych i ekonomicznych. W zaproponowanym terminie zobowiązani jest nie do zrealizowania (uzgodnienia URE) 86. IV. C.12.4.6 Proponujemy datę 31 grudnia 2009r. zastąpić datą 31 grudnia 2013r. - wydłużenie terminu o 3 lata ze względu na środki finansowe i możliwości techniczne Spółek Dystrybucyjnych Zakład Energetyczny Warszawa Teren S. A.