instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej

INSTRUKCJA RUCHU
I EKSPLOATACJI SIECI
PRZESYŁOWEJ
Warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci
Wersja 1.2
Tekst jednolity uwzględniający zmiany wprowadzone:
•
Kartą aktualizacji nr K/1/2007 z dnia 17 września 2007 r.
•
Kartą aktualizacji nr K/2/2007 z dnia 15 października 2007 r.
Tekst jednolity obowiązujący od dnia: 5 listopada 2007 roku
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Preambuła
Wypełniając obowiązek wynikający z art. 9g ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 roku Prawo
energetyczne, tekst jednolity Dz. U. z 2003 r. Nr 153, poz. 1504 wraz z późniejszymi
zmianami, operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego opracował Instrukcję
Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
Instrukcja
Ruchu
i
Eksploatacji
Sieci
Przesyłowej
w
części
zwanej
dalej
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci,
określa szczegółowe warunki korzystania z sieci elektroenergetycznych przez użytkowników
systemu i odbiorców oraz warunki i sposób prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania
rozwoju tych sieci.
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej zawiera również wyodrębnioną część
dotyczącą bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi, zwaną dalej
IRiESP – Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 2 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
SPIS TREŚCI
ROZDZIAŁ I.
Postanowienia wstępne ........................................................................... 9
Słownik stosowanych pojęć....................................................................................................................9
I.A.
Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego ......................................................24
I.B.
Podstawy prawne opracowania Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej
i dokumenty związane..............................................................................................................26
I.C.
Zakres przedmiotowy i podmiotowy IRiESP oraz struktura IRiESP ................................27
I.C.1.
I.C.2.
I.D.
Zakres zagadnień podlegający uregulowaniu w IRiESP oraz struktura IRiESP ............27
Podmioty zobowiązane do stosowania IRiESP ..............................................................28
Wejście w życie IRiESP oraz tryb dokonywania i wprowadzania zmian IRiESP .............29
I.D.1.
I.D.2.
Wejście w życie IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji
i planowania rozwoju sieci .............................................................................................29
Tryb dokonywania i wprowadzania zmian IRiESP ........................................................29
ROZDZIAŁ II.
II.A.
Przyłączanie i korzystanie z sieci ......................................................... 32
Charakterystyka sieci ..............................................................................................................32
II.A.1. Struktura sieci NN i WN.................................................................................................32
II.A.1.1.
Krajowa sieć elektroenergetyczna.....................................................................32
II.A.1.2.
Połączenia międzysystemowe ...........................................................................33
II.A.1.3.
Parametry techniczne sieci i urządzeń...............................................................34
II.A.2. Wymagania dotyczące jakości i niezawodności pracy sieci zamkniętej ........................36
II.A.2.1.
Częstotliwość ....................................................................................................36
II.A.2.2.
Napięcie.............................................................................................................37
II.A.2.3.
Niezawodność pracy..........................................................................................39
II.A.3. Modele sieci zamkniętej .................................................................................................40
II.A.3.1.
Struktura modelu ...............................................................................................40
II.A.3.2.
Podstawowe modele sieci zamkniętej ...............................................................41
II.B.
Przyłączanie do sieci ................................................................................................................41
II.B.1.
Przyłączanie do sieci urządzeń wytwórczych, sieci innych operatorów, urządzeń
odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz linii bezpośrednich..........41
II.B.1.1.
Zasady przyłączania do sieci .............................................................................41
II.B.1.2.
Określanie warunków przyłączenia...................................................................43
II.B.1.2.1. Wnioski o określenie warunków przyłączenia...................................43
II.B.1.2.2. Warunki przyłączenia ........................................................................45
II.B.1.2.3. Zmiana warunków przyłączenia podmiotów przyłączonych do
sieci ....................................................................................................47
II.B.1.3.
Umowa o przyłączenie ......................................................................................48
II.B.1.4.
Uzgadnianie warunków przyłączenia do sieci ..................................................49
II.B.2.
Zasady odłączania od sieci .............................................................................................50
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 3 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.3.
Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci wraz z niezbędną
infrastrukturą pomocniczą ..............................................................................................51
II.B.3.1.
Zagadnienia ogólne ...........................................................................................51
II.B.3.2.
Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci odbiorców
przyłączanych do sieci.......................................................................................53
II.B.3.3.
Wymagania i zalecenia techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci
wytwórców energii elektrycznej przyłączanych do sieci ..................................54
II.B.3.3.1. Podstawowe wymagania i zalecenia techniczne dla
konwencjonalnych jednostek wytwórczych.......................................54
II.B.3.3.2. Szczegółowe wymagania techniczne dla konwencjonalnych
jednostek wytwórczych......................................................................60
II.B.3.3.2.1. Wymagania techniczne dla układów regulacji pierwotnej,
wtórnej i trójnej oraz automatycznych układów grupowej
regulacji napięć jednostek wytwórczych........................................60
II.B.3.3.2.2. Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych w zakresie
zdolności do obrony i odbudowy zasilania krajowego systemu
elektroenergetycznego ...................................................................65
II.B.3.3.2.3. Testy odbiorcze i sprawdzające zdolność jednostek wytwórczych
do pracy w regulacji pierwotnej i wtórnej.....................................68
II.B.3.3.2.4. Testy odbiorcze i sprawdzające zdolność jednostek wytwórczych
do obrony i odbudowy zasilania krajowego systemu
elektroenergetycznego ...................................................................69
II.B.3.3.2.5. Testy odbiorcze i sprawdzające automatycznych układów
grupowej regulacji napięć jednostek wytwórczych........................71
II.B.3.3.3. Wymagania techniczne i warunki pracy farm wiatrowych................72
II.B.3.3.3.1. Zakres wymagań i warunków dla farm wiatrowych.......................72
II.B.3.3.3.2. Regulacja mocy czynnej .................................................................73
II.B.3.3.3.3. Praca farmy wiatrowej w zależności od częstotliwości i napięcia.74
II.B.3.3.3.4. Załączanie i wyłączanie farm wiatrowych z sieci zamkniętej ........76
II.B.3.3.3.5. Regulacja napięcia i mocy biernej .................................................76
II.B.3.3.3.6. Praca farm wiatrowych przy zakłóceniach w sieci zamkniętej ......77
II.B.3.3.3.7. Dotrzymanie standardów jakości energii elektrycznej...................78
II.B.3.3.3.8. Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa......................79
II.B.3.3.3.9. Monitorowanie i komunikacja farm wiatrowych z OSP.................79
II.B.3.3.3.10. Testy sprawdzające ......................................................................80
II.B.3.4.
Wymagania techniczne dla systemów telekomunikacyjnych ...........................81
II.B.3.5.
Wymagania techniczne dla układów pomiarowych energii elektrycznej..........84
II.B.3.6.
Wymagania techniczne dla systemów pomiarowo – rozliczeniowych .............88
II.B.3.7.
Wymagania techniczne dla układów elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej i urządzeń współpracujących..............................................89
II.B.3.8.
Wymagania wobec systemów wymiany informacji o rynku energii
WIRE...............................................................................................................100
II.B.3.8.1. Wymagania dotyczące łączności i transmisji danych ......................100
II.B.3.8.2. Wymagania dotyczące protokołów i standardów ............................100
II.B.3.9.
Wymagania wobec systemów operatywnej współpracy z elektrowniami
SOWE..............................................................................................................101
II.B.3.9.1. Wymagania dotyczące łączności i transmisji danych ......................101
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 4 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.3.9.2. Wymagania dotyczące protokołów i standardów ............................102
II.B.3.10. Wymagania wobec systemów prowadzenia ruchu i sterowania SCADA .......102
II.B.3.10.1. Wymagania dotyczące łączności i transmisji danych ......................102
II.B.3.10.2. Wymagania dotyczące protokołów i standardów ............................103
II.B.3.10.3. Wymagania dotyczące dokładności przetwarzania pomiarów
wykorzystywanych w systemie SCADA .........................................103
II.B.3.11. Wymagania wobec systemów monitorowania parametrów pracy
jednostek SMPP ..............................................................................................104
II.B.3.11.1. Wymagania dotyczące łączności i transmisji danych ......................104
II.B.3.11.2. Wymagania dotyczące protokołów i standardów ............................104
II.C.
Korzystanie z sieci elektroenergetycznych...........................................................................105
II.C.1.
II.C.2.
Charakterystyka korzystania z sieci elektroenergetycznych.........................................105
Charakterystyka i zakres usług przesyłania świadczonych przez operatora
systemu przesyłowego ..................................................................................................105
II.C.3.
Usługi przesyłania krajowe...........................................................................................105
II.C.4.
Usługi przesyłania międzynarodowe ............................................................................106
II.C.5.
Warunki świadczenia przez operatora systemu przesyłowego usług przesyłania ........107
II.C.5.1.
Podstawowe warunki świadczenia przez operatora systemu
przesyłowego usług przesyłania ......................................................................107
II.C.5.2.
Warunki formalno-prawne świadczenia usług przesyłania .............................108
II.C.5.2.1. Procedura rozpoczęcia świadczenia usług przesyłania ....................108
II.C.5.2.2. Wniosek o zawarcie umowy przesyłowej........................................108
II.C.5.2.3. Umowa przesyłowa..........................................................................110
II.C.5.3.
Podstawowe warunki świadczenia przez operatora systemu
przesyłowego
usług
przesyłania
związanych
z
wymianą
międzysystemową ...........................................................................................111
II.C.5.3.1. Warunki formalno-prawne świadczenia przez operatora
systemu przesyłowego usług przesyłania związanych
z realizacją wymiany międzysystemowej ........................................111
II.C.5.3.2. Kod identyfikacyjny EIC i warunki jego posiadania .......................113
II.C.6.
Standardy jakościowe obsługi użytkowników systemu i odbiorców ...........................114
II.C.6.1.
Charakterystyka standardów jakościowych obsługi użytkowników
systemu i odbiorców........................................................................................114
II.C.6.2.
Program zgodności opracowany i realizowany przez operatora systemu
przesyłowego...................................................................................................115
II.C.6.3.
Bonifikaty i upusty za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii
elektrycznej oraz standardów jakościowych obsługi użytkowników
systemu i odbiorców........................................................................................115
II.C.6.4.
Wnioski o wydanie świadectw pochodzenia...................................................115
II.C.6.5.
Podstawowe zasady rozliczeń za świadczone przez operatora systemu
przesyłowego usługi przesyłania.....................................................................116
II.C.6.5.1. Postanowienia wstępne ....................................................................116
II.C.6.5.2. Dokumenty rozliczeniowe ...............................................................116
II.C.6.5.3. Okresy rozliczeniowe.......................................................................117
II.C.6.5.4. Przekazywanie i odbiór dokumentów rozliczeniowych...................118
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 5 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.C.6.5.5. Sposób i terminy dokonywania płatności ........................................118
II.C.6.5.6. Przekroczenie terminu płatności ......................................................118
II.C.6.5.7. Reklamacje.......................................................................................119
ROZDZIAŁ III.
Planowanie rozwoju i współpraca w celu skoordynowania
rozwoju sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej 110 kV................. 120
III.A. Postanowienia ogólne.............................................................................................................120
III.B. Proces planowania rozwoju i współpraca w celu skoordynowania rozwoju sieci
przesyłowej i sieci dystrybucyjnej 110 kV ...........................................................................121
III.C. Zakres pozyskiwania i aktualizacji danych i informacji ....................................................123
III.C.1.
III.C.2.
Dane i informacje dotyczące stanu istniejącego ...........................................................123
Dane i informacje dotyczące stanu prognozowanego...................................................124
III.D. Publikacja i udostępnianie wyników analiz rozwojowych .................................................127
ROZDZIAŁ IV.
Rozbudowa, eksploatacja i prowadzenie ruchu sieciowego ............ 128
IV.A. Rozbudowa i modernizacja sieci przesyłowej......................................................................128
IV.A.1. Zasady planowania przedsięwzięć inwestycyjnych......................................................128
IV.A.2. Zasady przyjmowania do eksploatacji obiektów, układów, urządzeń i instalacji ........129
IV.A.2.1. Warunki przyjęcia do eksploatacji ..................................................................129
IV.A.2.2. Zasady organizacji i prowadzenia odbiorów...................................................130
IV.A.2.3. Zasady przeprowadzenia ruchu próbnego przyjmowanych obiektów,
układów, urządzeń i instalacji .........................................................................131
IV.B. Eksploatacja sieci przesyłowej..............................................................................................132
IV.B.1. Zasady ogólne eksploatacji sieci przesyłowej ..............................................................132
IV.B.2. Struktura organizacyjna prowadzenia eksploatacji i rozbudowy sieci przesyłowej .....132
IV.B.3. Dokumentacja prawna, techniczna i eksploatacyjna ....................................................135
IV.B.4. Planowanie prac eksploatacyjnych ...............................................................................136
IV.B.4.1. Zasady opracowywania planów prac eksploatacyjnych..................................136
IV.B.4.2. Ocena stanu technicznego ...............................................................................137
IV.B.4.3. Planowanie wyłączeń ......................................................................................138
IV.B.5. Zasady i warunki prowadzenia prac eksploatacyjnych.................................................138
IV.B.5.1. Planowane i doraźne prace eksploatacyjne .....................................................138
IV.B.5.2. Remonty ..........................................................................................................139
IV.B.6. Likwidacja skutków awarii i zakłóceń..........................................................................139
IV.B.7. Zasady wycofywania obiektów, układów, urządzeń i instalacji z eksploatacji ............141
IV.B.8. Zasady utrzymywania rezerw urządzeń i części zapasowych ......................................141
IV.B.9. Bezpieczeństwo i higiena pracy przy wykonywaniu prac ............................................142
IV.B.10. Ochrona przeciwpożarowa ...........................................................................................143
IV.B.11. Ochrona środowiska naturalnego..................................................................................143
IV.B.12. Wymagania w zakresie rozbudowy i eksploatacji dla podmiotów przyłączonych
do sieci przesyłowej......................................................................................................144
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 6 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.B.13. Kontrola obiektów, układów, urządzeń, instalacji i sieci podmiotów
przyłączonych do sieci przesyłowej. ............................................................................145
IV.C. Prowadzenie ruchu sieciowego .............................................................................................145
IV.C.1.
IV.C.2.
IV.C.3.
IV.C.4.
IV.C.5.
IV.C.6.
IV.C.7.
IV.C.8.
IV.C.9.
IV.C.10.
IV.C.11.
Zasady ogólne...............................................................................................................145
Struktura organizacyjna prowadzenia ruchu sieciowego..............................................147
Planowanie koordynacyjne...........................................................................................151
Opracowywanie bilansów technicznych mocy w KSE ................................................154
Dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci zamkniętej ......158
Planowanie pracy sieci zamkniętej ...............................................................................161
Identyfikowanie ograniczeń sieciowych w sieci zamkniętej ........................................167
Prowadzenie operacji łączeniowych w sieci zamkniętej ..............................................168
Działania regulacyjne w sieci zamkniętej.....................................................................170
Wprowadzanie przerw i ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej ....175
Monitorowanie pracy systemu oraz zapobieganie i usuwanie awarii sieciowych
i awarii w systemie. ......................................................................................................179
IV.C.12. Zdalne pozyskiwanie danych pomiarowych.................................................................182
IV.C.12.1. Wymagania dotyczące zdalnego pozyskiwania danych pomiarowych ...........182
IV.C.12.2. Wykaz danych pomiarowych z sieci zamkniętej.............................................184
IV.C.12.3. Wykaz danych pomiarowych pobieranych z elektrowni oraz farm
wiatrowych ......................................................................................................185
IV.C.12.4. Wymagania dotyczące jakości danych............................................................186
IV.C.13. Systemy wymiany informacji i sterowania wykorzystywane dla prowadzenia
ruchu sieciowego ..........................................................................................................186
IV.C.14. Centralny rejestr jednostek wytwórczych i farm wiatrowych w KSE ..........................187
ROZDZIAŁ V.
Wymiana informacji pomiędzy operatorem systemu
przesyłowego a użytkownikami systemu i Odbiorcami ................... 192
V.A.
Formy wymiany informacji...................................................................................................192
V.B.
Zakres informacji publikowanych przez operatora systemu przesyłowego.....................193
V.C.
Ochrona informacji................................................................................................................195
ROZDZIAŁ VI.
Systemy teleinformatyczne wykorzystywane przez operatora
systemu przesyłowego ......................................................................... 197
VI.A. System wymiany informacji o rynku energii.......................................................................197
VI.A.1. Zadania systemu WIRE ................................................................................................197
VI.A.2. Architektura systemu WIRE.........................................................................................197
VI.A.3. Struktura funkcjonalna i wymagania aplikacyjne WIRE..............................................197
VI.A.4. Zakres przesyłanych informacji przy wykorzystaniu WIRE ........................................198
VI.A.5. Procedury systemu WIRE.............................................................................................198
VI.A.5.1. Zakres procedur systemu WIRE................... Błąd! Nie zdefiniowano zakładki.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 7 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
VI.A.5.2.
VI.A.5.3.
VI.A.5.4.
VI.A.5.5.
VI.A.5.6.
Procedura przyłączenia i akceptacji systemu informatycznego WIRE/UR
do systemów informatycznych OSP dla WIRE/UR i WIRE...........................198
Procedura zarządzania uprawnieniami archiwum WIRE................................199
Procedura testów systemu rezerwowego przekazywania zgłoszeń
WIRE/RP dla operatorów rynku .....................................................................199
Procedura testów uzupełniających zakres działania operatorów rynku ..........199
Procedura wprowadzania zmian w standardach technicznych systemu
WIRE...............................................................................................................199
VI.B. System operatywnej współpracy z elektrowniami ..............................................................200
VI.B.1. Zadania systemu SOWE ...............................................................................................200
VI.B.2. Architektura systemu SOWE........................................................................................200
VI.B.3. Struktura funkcjonalna i wymagania aplikacyjne SOWE ............................................200
VI.B.4. Zakres informacji przekazywanych przy wykorzystaniu SOWE .................................201
VI.B.5. Procedury systemu SOWE ...........................................................................................201
VI.B.5.1. Zakres procedur systemu SOWE ................. Błąd! Nie zdefiniowano zakładki.
VI.B.5.2. Procedura przyłączenia i akceptacji systemu informatycznego SOWE/EL
do systemów informatycznych OSP dla SOWE/EL i SOWE .........................201
VI.B.5.3. Procedura zarządzania uprawnieniami archiwum systemu SOWE.................201
VI.B.5.4. Procedura wprowadzania zmian w standardach technicznych systemu
SOWE..............................................................................................................202
VI.C. System monitorowania parametrów pracy..........................................................................202
VI.C.1. Zadania systemu SMPP ................................................................................................202
VI.C.2. Architektura systemu SMPP.........................................................................................202
VI.C.3. Struktura funkcjonalna SMPP ......................................................................................203
VI.C.4. Procedury systemu SMPP.............................................................................................203
VI.C.4.1. Procedury wymiany informacji .......................................................................203
VI.C.4.2. Procedury przyłączeniowe ..............................................................................203
VI.D. Centralny system pomiarowo-rozliczeniowy.......................................................................204
VI.D.1.
VI.D.2.
VI.D.3.
VI.D.4.
Zadania systemu CSPR.................................................................................................204
Struktura funkcjonalna CSPR.......................................................................................204
Zakres informacji uzyskiwanych przy wykorzystaniu systemu CSPR.........................204
Procedury systemu CSPR .............................................................................................204
VI.E. System automatycznej regulacji częstotliwości i mocy .......................................................205
VI.E.1.
VI.E.2.
Zadania systemu ARCM...............................................................................................205
Architektura systemu ARCM .......................................................................................205
VI.F. Strona internetowa operatora systemu przesyłowego ........................................................205
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 8 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
ROZDZIAŁ I.
POSTANOWIENIA WSTĘPNE
Słownik stosowanych pojęć
Automatyczna regulacja
częstotliwości i mocy
(ARCM)
Układ automatycznej regulacji częstotliwości i mocy
w
połączonych
systemach
elektroenergetycznych,
uwzględniający jednocześnie kryteria dotrzymania salda
wymiany mocy i utrzymania częstotliwości, zgodnie
z określonym algorytmem.
Automatyczna regulacja
napięcia elektrowni
(ARNE)
Układ automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej
w węźle wytwórczym.
Automatyczna regulacja
stacji transformatorowej
(ARST)
Układ automatycznej regulacji napięcia w
wykorzystujący regulację napięcia transformatora.
Automatyka APKO
Układ automatyki zapobiegającej kołysaniom mocy w KSE
oraz przeciążeniom elementów sieci poprzez ograniczanie
mocy generowanej przez jednostki wytwórcze.
Awaria sieciowa
Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje
wyłączenie z ruchu części KSE, która produkuje lub pobiera
z sieci energię elektryczną w ilości nie większej niż 5 %
bieżącego zapotrzebowania mocy KSE.
Awaria w systemie
Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje
wyłączenie z ruchu synchronicznego części KSE, która
produkuje lub pobiera z sieci energię elektryczną w ilości
powyżej 5 % bieżącego zapotrzebowania mocy w KSE.
Awaryjny układ pracy
Przewidywany przez Operatora Systemu układ pracy sieci
elektroenergetycznych,
dla
przypadku
awaryjnego
wyłączenia określonych elementów sieciowych.
Bilans techniczny mocy
Zestawienie liczbowe planowanych lub zrealizowanych
wartości podaży i popytu na moc elektryczną.
Blok gazowo-parowy
Zespół urządzeń składający się z turbiny gazowej, kotła
odzysknicowego, turbiny parowej oraz generatora
(generatorów). W urządzeniu tym energia chemiczna
zawarta w paliwie gazowym przekształcana jest na energię
mechaniczną turbiny gazowej, a wytworzona w tym
procesie energia cieplna służy do wytworzenia, w kotle
odzysknicowym, pary wykorzystywanej przez turbinę
parową oraz do celów ciepłowniczych. W skład zespołu
może wchodzić więcej niż jedna turbina gazowa, parowa
sieci
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 9 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
oraz generatory synchroniczne, jednakże wszystkie te
urządzenia powiązane są wzajemnie poprzez proces
technologiczny i spełniają definicję jednostki wytwórczej.
Centralny System
Pomiarowo Rozliczeniowy
(CSPR)
System informatyczny OSP dedykowany do wyznaczania
ilości
dostaw
energii
elektrycznej
do
celów
rozliczeniowych.
Czas rozruchu
Czas od momentu wydania polecenia uruchomienia do
osiągnięcia przez jednostkę wytwórczą zadanej wartości
mocy.
Czynności regulacyjne
Czynności regulacyjne obejmują:
a) zmianę wytwarzania mocy czynnej lub biernej przez
jednostki wytwórcze,
b) pracę w zaniżeniu lub w przeciążeniu jednostek
wytwórczych,
c) przeprogramowanie układu ARNE,
d) przeprogramowanie układu ARCM.
Czynności sterownicze
Czynności sterownicze – Czynności sterownicze obejmują:
a) załączanie lub wyłączanie regulacji pierwotnej lub
wtórnej jednostek wytwórczych,
b) załączanie lub wyłączanie układu ARNE,
c) przeprogramowanie lub odstawianie układu APKO,
d) sterowanie elektrowniami szczytowo-pompowymi,
e) sterowanie wyłącznikiem linii lub transformatora, lub
przełącznika zaczepów transformatora,
f) synchronizację jednostek wytwórczych,
g) ręczną zmianę zaczepów transformatora,
h) zmianę napięcia na szynach zbiorczych, sterującego
wytwarzaniem mocy biernej przez jednostkę
wytwórczą,
i) sterowanie pracą automatyk takich jak SPZ, APKO,
SZR, APP,
j) sterowanie pracą układów EAZ w sieci.
Doba operatywna
Okres od godz. 0:00 do godz. 24:00, w którym następuje
realizacja planów pracy sieci i jednostek wytwórczych.
Dodatni zakres regulacji
pierwotnej
Część zakresu regulacji pierwotnej od punktu bazowego
pracy do maksymalnej wartości pasma regulacji pierwotnej.
Dystrybucja
Transport energii elektrycznej sieciami dystrybucyjnymi
w celu jej dostarczania odbiorcom z wyłączeniem sprzedaży
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 10 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
tej energii.
Dzień roboczy
Okres od godziny 0:00 do godziny 24:00 każdego dnia,
który nie jest sobotą lub dniem ustawowo wolnym od pracy.
Eksploatacja sieci
przesyłowej
Zespół działań utrzymujących zdolność sieci przesyłowej
do niezawodnej pracy i zasilania odbiorców oraz
współpracy z innymi sieciami.
Energia dostarczona
Energia elektryczna stanowiąca różnicę pomiędzy energią
oddaną i pobraną w miejscu dostarczania.
Energia wprowadzona
Energia elektryczna oddana przez jednostkę wytwórczą do
sieci elektroenergetycznej, zarejestrowana przez układ
pomiarowy zainstalowany po stronie górnego napięcia
transformatora blokowego tej jednostki.
Energia wytworzona
Energia elektryczna wygenerowana przez jednostkę
wytwórczą, zarejestrowana przez układ pomiarowy
zainstalowany na napięciu generatorowym tej jednostki.
Farma wiatrowa
Zespół jednostek wytwórczych wykorzystujących do
wytwarzania energii elektrycznej energię wiatru,
przyłączonych do sieci w jednym miejscu przyłączenia.
Fizyczny Punkt Pomiarowy
(FPP)
Miejsce w sieci, urządzeniu lub instalacji, w którym jest
dokonywany pomiar przepływającej energii elektrycznej.
Grafik wymiany
międzysystemowej
Dane handlowe pokazujące planowaną realizację umowy
sprzedaży
energii
elektrycznej
w
obrocie
międzynarodowym, w każdej godzinie doby handlowej.
Hydrozespół
Jednostka wytwórcza elektrowni wodnej.
Informacja dyspozytorska
Przekazywanie danych pomiędzy służbami dyspozytorskimi
o wydarzeniach, zmianach układów połączeń, urządzeń
i instalacji oraz zmianach parametrów, które mogą mieć
wpływ i znaczenie przy prowadzeniu ruchu systemu
elektroenergetycznego.
Jednostka wytwórcza
Opisany poprzez dane techniczne i handlowe wyodrębniony
zespół urządzeń należących do przedsiębiorstwa
energetycznego, służący do wytwarzania energii
elektrycznej i wyprowadzania mocy. Jednostka wytwórcza
obejmuje zatem także transformatory blokowe oraz linie
blokowe wraz z łącznikami w miejscu przyłączenia
jednostki do sieci.
Jednostka wytwórcza
centralnie dysponowana
(JWCD)
Jednostka wytwórcza przyłączona do sieci przesyłowej lub
koordynowanej sieci 110 kV, podlegająca centralnemu
dysponowaniu przez OSP.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 11 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Jednostka wytwórcza nie
będąca jednostką
wytwórczą centralnie
dysponowaną (nJWCD)
Jednostka wytwórcza nie
dysponowaniu przez OSP.
podlegająca
centralnemu
Jednostka wytwórcza
centralnie koordynowana
(JWCK)
Jednostka wytwórcza, której praca podlega koordynacji
przez OSP.
Jednostka wytwórcza po
modernizacji
Jednostka wytwórcza, której w następstwie działań
modernizacyjnych przywrócono lub polepszono parametry
techniczne w stosunku do tych, które posiadała w chwili jej
instalacji.
Kod identyfikacyjny EIC
Kod identyfikacyjny ETSO jednoznacznie identyfikujący
Uczestnika Wymiany Międzysystemowej (UWM) na
europejskim rynku energii elektrycznej i nadawany przez
Biuro Kodów ETSO lub lokalne Biuro Kodów EIC.
Konwencjonalna jednostka
wytwórcza
Jednostka wytwórcza wykorzystująca do wytwarzania
energii elektrycznej paliwa (stałe, gazowe lub ciekłe) lub
wodę.
Koordynowana sieć 110 kV
Część sieci dystrybucyjnej 110 kV, w której przepływy
energii elektrycznej zależą także od warunków pracy sieci
przesyłowej.
Krajowy system
elektroenergetyczny (KSE)
System elektroenergetyczny na terenie kraju.
Krzywa obciążenia
Graficzne przedstawienie zmian obciążenia w funkcji czasu.
Lokalne biuro kodów EIC
Biuro nadające kody identyfikacyjne EIC
autoryzację Centralnego Biura Kodów ETSO
Miejsce dostarczania
Punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne
dostarcza energię elektryczną, określony w umowie
o przyłączenie do sieci albo w umowie o świadczenie usług
przesyłania lub dystrybucji, będący jednocześnie miejscem
jej odbioru.
Miejsce przyłączenia
Punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią.
Moc dyspozycyjna
jednostki wytwórczej
Moc osiągalna pomniejszona o ubytki mocy zgłoszone
przez wytwórcę.
Moc dyspozycyjna ruchowa
jednostki wytwórczej
Moc dyspozycyjna jednostki wytwórczej pomniejszona o
ubytki mocy wynikające z warunków pracy sieci.
Moc dyspozycyjna
elektrowni krajowych
Suma mocy dyspozycyjnej JWCD i nJWCD.
mające
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 12 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Moc dyspozycyjna ruchowa
elektrowni krajowych
Suma mocy dyspozycyjnej ruchowej JWCD i nJWCD.
Moc dyspozycyjna OSP
Suma mocy dyspozycyjnej ruchowej JWCD i obciążenia
nJWCD.
Minimum techniczne
jednostki wytwórczej
Minimalna moc jednostki wytwórczej, przy której jednostka
wytwórcza elektrowni cieplnej pracuje w sposób trwały
przy zachowaniu zdolności do pracy w regulacji pierwotnej
i wtórnej, jeżeli dana jednostka ma obowiązek świadczenia
usług rezerwy sekundowej lub minutowej. W elektrowniach
wodnych jest to minimalna dopuszczalna moc stabilnej
pracy hydrozespołu.
Moc osiągalna
Potwierdzona testami największa moc trwała jednostki
wytwórczej lub wytwórcy, przy znamionowych warunkach
pracy.
Moc przyłączeniowa
Moc czynna planowana do pobierania lub wprowadzania do
sieci, określona w umowie o przyłączenie do sieci jako
wartość maksymalna wyznaczana w ciągu każdej godziny
okresu rozliczeniowego ze średnich wartości tej mocy w
okresach 15-minutowych, służąca do zaprojektowania
przyłącza.
Moc wytwarzana
Moc chwilowa na zaciskach jednostki wytwórczej lub suma
mocy chwilowych jednostek wytwórczych wytwórcy.
Moc znamionowa
Największa trwała wielkość mocy elektrycznej, która może
być wytwarzana, przenoszona lub oddawana przez dane
urządzenie elektroenergetyczne, określona przez jego
producenta.
Moc znamionowa farmy
wiatrowej
Wartość mocy elektrycznej czynnej będąca sumą mocy
znamionowych poszczególnych jednostek wytwórczych
wchodzących w skład farmy wiatrowej.
Najwyższe napięcie (NN)
Napięcie 220 kV lub wyższe.
Napięcie znamionowe
Wartość napięcia, przy którym producent przewidział pracę
danego urządzenia.
Normalny układ pracy
Układ pracy sieci i przyłączonych źródeł wytwórczych,
zapewniający najkorzystniejsze warunki techniczne
i ekonomiczne transportu energii elektrycznej oraz
spełnienie kryteriów niezawodności pracy sieci i jakości
energii elektrycznej dostarczanej użytkownikom sieci.
Normalny stan pracy sieci
Stan pracy sieci elektroenergetycznej, w którym wartości
wszystkich
jej
parametrów
są
zachowane
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 13 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
w dopuszczalnych przedziałach i spełnione są wszystkie
kryteria bezpieczeństwa jej pracy.
Obiekt elektroenergetyczny
Obiekt zawierający układy, urządzenia, instalacje
elektroenergetyczne, przeznaczone do wytwarzania,
przesyłania, przetwarzania, dystrybucji i odbioru energii
elektrycznej, łącznie ze służącymi im budynkami i terenem,
na którym się znajdują.
Obiektowe układy regulacji
Układy automatycznej regulacji pierwotnej, wtórnej
sygnałem Y1, trójnej sygnałem Y0 zainstalowane na
jednostce wytwórczej.
Odbiorca
Każdy, kto otrzymuje lub pobiera energię elektryczną na
podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym.
Odbiorca końcowy
Odbiorca dokonujący zakupu energii elektrycznej na własny
użytek.
Oferta bilansująca
Oferta produkcyjno-cenowa, zwiększenia produkcji energii
elektrycznej lub zmniejszenia produkcji tej energii albo
poboru energii elektrycznej dla jednostki grafikowej,
składana w ramach rynku bilansującego, zawierająca dane
handlowe i techniczne.
Ograniczenie sieciowe
Wynikające z technicznych warunków
ograniczenia pracy jednostek wytwórczych.
Ograniczenie w
dostarczaniu i poborze
energii elektrycznej
Zmniejszenie poboru energii przez odbiorców w przypadku
deficytu mocy lub energii elektrycznej oraz w przypadku
awarii lub stanu zagrożenia KSE.
Operacja ruchowa
Jakakolwiek programowa zmiana:
pracy
sieci
a) stanu pracy urządzenia,
b) układu połączeń,
c) nastaw regulacyjnych,
d) nastaw sterowniczych.
Operacje łączeniowe
Operacje łączeniowe obejmują w szczególności:
a) załączenie lub wyłączenie: linii,
dławika, baterii kondensatorów,
transformatora,
b) przełączenie urządzeń na systemach szyn zbiorczych
w rozdzielni,
c) przełączenie zasilania potrzeb własnych jednostki
wytwórczej z podstawowego na rezerwowe,
d) załączenie lub wyłączenie hydrogeneratorów do/z pracy
kompensacyjnej.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 14 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Operator handlowotechniczny (OHT)
Podmiot, który jest odpowiedzialny za dysponowanie
Jednostką Grafikową Uczestnika Rynku Bilansującego
w zakresie handlowym i technicznym.
Operator handlowy (OH)
Podmiot, który jest odpowiedzialny za dysponowanie
Jednostką Grafikową Uczestnika Rynka Bilansującego
w zakresie handlowym.
Operator pomiarów (OP)
Podmiot, który jest odpowiedzialny za pozyskiwanie
danych pomiarowych energii elektrycznej z układów
pomiarowo-rozliczeniowych i przekazywanie ich do OSP
lub innego operatora prowadzącego procesy rozliczeń.
Operator systemu
Operator systemu przesyłowego lub operator systemu
dystrybucyjnego.
Operator systemu
dystrybucyjnego (OSD)
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się dystrybucją ,
odpowiedzialne 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.
Operator systemu
przesyłowego (OSP)
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem ,
odpowiedzialne za ruch sieciowy w systemie przesyłowym
elektroenergetycznym,
bieżące
i
długookresowe
bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację,
konserwację, remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci
przesyłowej, w tym połączeń z innymi systemami
elektroenergetycznymi.
Pasmo regulacji wtórnej
Obszar nastawienia zmian mocy w jednostkach
wytwórczych w ramach regulacji wtórnej, przy których
regulator wtórny może interweniować automatycznie w obu
kierunkach od bazowego punktu pracy.
Plan Koordynacyjny
Dobowy (PKD)
Plan koordynacyjny tworzony przez OSP w dobie n-1 dla
każdej godziny doby n z wykorzystaniem Algorytmu
Rozdziału Obciążeń, który zapewnia dobór Jednostek
Grafikowych Wytwórczych, uczestniczących w Rynku
Bilansującym, w oparciu o zgłoszone dane handlowe
i techniczne w Ofertach Bilansujących, przy uwzględnieniu
ograniczeń systemowych i niezbędnej rezerwy mocy
w KSE oraz równoprawność uczestników rynku
i zgłoszonych do fizycznej realizacji Umów Sprzedaży
Energii. Plan Koordynacyjny Dobowy zawiera plan pracy
JWCD na każdą z 24 godzin doby, uwzględniając
zbilansowanie dobowej prognozy zapotrzebowania,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 15 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wymagane rezerwy i występujące w KSE ograniczenia
systemowe.
Polecenie dyspozytorskie
Polecenie wydane przez dyspozytora, dotyczące wykonania
określonych
operacji
ruchowych
lub
działań
sprawdzających w danym obiekcie elektroenergetycznym.
Praca w przeciążeniu
jednostki wytwórczej
Praca jednostki wytwórczej z obciążeniem powyżej mocy
osiągalnej.
Praca w zaniżeniu jednostki
wytwórczej
Praca jednostki wytwórczej
minimum technicznego.
Praca wydzielona
Samodzielna, stabilna praca jednostki wytwórczej, lub kilku
jednostek wytwórczych, w obrębie elektrowni przy braku
zasilania z KSE, polegająca na zasilaniu potrzeb własnych
i niezbędnych do pracy potrzeb ogólnych elektrowni oraz
realizowaniu poleceń OSP dotyczących zwiększenia
obszaru wydzielonego.
Praca wyspowa
Samodzielna praca części KSE wydzielonej po jej
awaryjnym odłączeniu się z KSE, z co najmniej jedną
pracującą jednostką wytwórczą, która w sytuacji odłączenia
od KSE jest w stanie zasilać odbiorców oraz inne jednostki
wytwórcze.
Prace doraźne
Nieplanowane prace w zakresie eksploatacji obiektów,
urządzeń i instalacji systemu elektroenergetycznego,
związane z usuwaniem drobnych usterek lub zapobieganiem
powstawaniu awarii i zakłóceń.
Program łączeniowy
specjalny
Program złożonych operacji łączeniowych realizowanych
w związku z wykonywanymi pracami sieciowymi lub
próbami systemowymi.
Próba systemowa
Badania funkcjonalne mające na celu ocenę stanu
technicznego systemu elektroenergetycznego lub jego
części, na podstawie jego zachowania się w warunkach
imitujących warunki normalne pracy lub warunki
występujące w czasie możliwych zakłóceń.
Przesyłanie
Transport energii elektrycznej sieciami przesyłowymi
w celu jej dostarczania do sieci dystrybucyjnych lub
odbiorcom końcowym przyłączonym do sieci przesyłowych
z wyłączeniem sprzedaży tej energii.
Przyłącze
Odcinek lub element sieci służący do połączenia urządzeń,
instalacji lub sieci podmiotu, o wymaganej przez niego
mocy przyłączeniowej z siecią przedsiębiorstwa
energetycznego świadczącego na rzecz tego podmiotu
usługę polegającą na przesyłaniu lub dystrybucji.
z
obciążeniem
poniżej
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 16 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Punkt pomiarowy
Miejsce w sieci elektroenergetycznej, w którym dokonuje
się pomiarów ilości energii elektrycznej oraz określonych
wielkości elektrycznych.
Regulacja częstotliwości
Regulacja w systemie elektroenergetycznym mająca za
zadanie utrzymanie stałej wartości częstotliwości lub
ograniczenie odchylenia czasu synchronicznego od
astronomicznego do granic dopuszczalnych.
Regulacja pierwotna
Regulacja mocy jednostki wytwórczej za pomocą
indywidualnego regulatora prędkości obrotowej w funkcji
częstotliwości sieci.
Regulacja trójna
Automatyczne lub ręczne przesuwanie punktów pracy
jednostek wytwórczych w celu zmiany ich wirującej mocy,
wokół której działa regulacja pierwotna i wtórna.
Regulacja wtórna
Regulacja
mocy
i
częstotliwości
w
systemie
elektroenergetycznym za pomocą skoordynowanego
oddziaływania na indywidualne regulatory wybranych
jednostek wytwórczych przez system automatycznej
regulacji mocy i częstotliwości ARCM.
Regulator centralny ARCM
Jednostka centralna systemu
częstotliwości i mocy (ARCM).
Rezerwa godzinowa
Zakres mocy dyspozycyjnej pracującej jednostki
wytwórczej, pozostającej w dyspozycji OSP, dostępnej
w czasie nie dłuższym niż 15 minut od wydania polecenia
zgodnie z charakterystyka narastania obciążenia dla danej
JW, rozumiany jako deklarowany w ofercie zakres mocy
nie objętej umową sprzedaży energii, pomniejszony
o pasma mocy rezerwowane dla rezerwy sekundowej i/lub
minutowej na podstawie znaczników wykorzystania
regulacji określonych w WPKD.
Rezerwa minutowa (Rm)
Zakres regulacyjny jednostki wytwórczej aktywizowany w
trybie regulacji wtórnej sygnałem Y1.
Rezerwa mocy jednostki
wytwórczej
Niewykorzystana w danym okresie moc dyspozycyjna
jednostki wytwórczej.
Rezerwa mocy ruchowa
jednostki wytwórczej
Niewykorzystana w danym momencie moc dyspozycyjna
ruchowa jednostki wytwórczej.
Rezerwa mocy
w elektrowniach krajowych
Wyznaczona dla danego okresu nadwyżka sumy mocy
dyspozycyjnej ruchowej jednostek wytwórczych nad
zapotrzebowaniem do pokrycia przez elektrownie krajowe.
automatycznej
regulacji
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 17 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Rezerwa mocy OSP
Wyznaczona dla danego okresu nadwyżka mocy
dyspozycyjnej OSP nad zapotrzebowaniem do pokrycia
przez elektrownie krajowe.
Rezerwa sekundowa (Rs)
Dodatni zakres regulacji danej jednostki wytwórczej
aktywizowany w trybie regulacji pierwotnej.
Rezerwa wirująca
Suma rezerwy sekundowej, minutowej i godzinowej.
Rezerwa zimna
Rezerwa w jednostkach wytwórczych zdolnych do
uruchomienia z postoju, w czasie wynikającym z ich
charakterystyk rozruchowych.
Równowaga dynamiczna
(stabilność globalna)
Zdolność systemu do zachowania pracy synchronicznej
jednostek wytwórczych przy dużych zakłóceniach stanu
pracy (o dużej amplitudzie i szybko narastających).
Równowaga statyczna
(stabilność lokalna)
Zdolność systemu do zachowania pracy synchronicznej
jednostek wytwórczych przy małych zakłóceniach stanu
pracy (o małej amplitudzie i wolno narastających).
Ruch próbny
Nieprzerwana praca uruchamianych urządzeń, instalacji lub
sieci, przez ustalony okres z określonymi parametrami
pracy.
Rynek bilansujący
Mechanizm bieżącego bilansowania zapotrzebowania na
energię elektryczną i wytwarzania tej energii w KSE.
Samoczynne
częstotliwościowe
odciążanie (SCO)
Samoczynne wyłączanie zdefiniowanych grup odbiorców
w przypadku obniżenia się częstotliwości do określonej
wielkości, spowodowanego deficytem mocy w systemie
elektroenergetycznym.
Samoczynne napięciowe
odciążanie (SNO)
Samoczynne wyłączanie zdefiniowanych grup odbiorców w
przypadku obniżenia się napięcia do określonej wielkości
spowodowanej deficytem mocy biernej, który może
spowodować utratę stabilności napięciowej w danym
obszarze systemu elektroenergetycznego.
SCADA
System
informatyczny
służący
do
gromadzenia,
przetwarzania i wizualizacji danych o bieżącej pracy KSE
oraz inicjacji procedur zdalnych operacji ruchowych,
łączeniowych i czynności sterowniczych.
Sieć dystrybucyjna
Sieć elektroenergetyczna wysokich, średnich i niskich
napięć, za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny OSD.
Sieć elektroenergetyczna
Instalacje połączone i współpracujące ze sobą, służące do
przesyłania lub dystrybucji, należące do przedsiębiorstwa
energetycznego lub użytkownika systemu.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 18 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Sieć przesyłowa
Sieć elektroenergetyczna najwyższych lub wysokich napięć,
za której ruch sieciowy jest odpowiedzialny OSP.
Sieć zamknięta
Sieć przesyłowa i koordynowana sieć 110 kV.
Siła wyższa
Zdarzenie nagłe, nieprzewidywalne i niezależne od woli
stron, uniemożliwiające w całości lub części wywiązanie się
ze zobowiązań umownych, na stałe lub na pewien czas,
którego skutkom nie można zapobiec, ani przeciwdziałać
przy zachowaniu należytej staranności. Przejawami siły
wyższej są w szczególności:
a) klęski żywiołowe, w tym pożar, powódź, susza,
trzęsienie ziemi, huragan, sadź,
b) akty władzy państwowej, w tym stan wojenny, stan
wyjątkowy, embarga, blokady, itp.,
c) działania wojenne, akty sabotażu, akty terroryzmu,
d) strajki powszechne lub inne niepokoje społeczne, w tym
publiczne demonstracje, lokauty.
Służba dyspozytorska lub
ruchowa
Komórka
organizacyjna
przedsiębiorstwa
elektroenergetycznego uprawniona do prowadzenia ruchu
sieci i kierowania pracą jednostek wytwórczych.
System monitorowania
parametrów pracy (SMPP)
System monitorowania parametrów pracy dedykowany do
monitorowania pracy jednostek wytwórczych na potrzeby
operatywnego prowadzenia ruchu KSE, oceny ich pracy
regulacyjnej oraz dokonywania analiz pracy systemu
elektroenergetycznego.
Stan zagrożenia KSE
Warunki pracy, w których istnieje niebezpieczeństwo
wystąpienia awarii sieciowej albo awarii w systemie,
w związku z niespełnieniem wymagań dotyczących jakości
i niezawodności pracy sieci.
Statyzm regulatora
jednostki wytwórczej
Stosunek
względnej
zmiany
częstotliwości
do
odpowiadającej jej względnej zmiany mocy wytwarzanej,
przy niezmienionym nastawieniu regulatora jednostki
wytwórczej.
Statyzm regulatora napięcia
Jest to stosunek względnej zmiany napięcia do względnej
zmiany mocy biernej w danym punkcie pracy w stanie
ustalonym.
Sterowalny odbiór mocy
Odbiór mocy, którego wartość może być regulowana przez
właściwego operatora systemu zdalnie lub poprzez
zainstalowaną automatykę.
Synchronizacja z siecią
Operacja ruchowa polegająca na połączeniu z systemem
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 19 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
elektroenergetycznym jednostki wytwórczej lub połączeniu
różnych systemów elektroenergetycznych po wyrównaniu
częstotliwości, fazy i napięcia, prowadzącym do
zmniejszenia różnicy wektorów łączonych napięć do
wielkości bliskiej zeru.
System (układ)
telemechaniki
Zespół urządzeń służących do zbierania i zdalnego przesyłu
informacji w systemie elektroenergetycznym, obejmujący
telemetrię (przesył pomiarów), telesygnalizację (przesył
sygnałów dyskretnych), telesterowanie (przesył poleceń),
bądź innych informacji specjalnych.
System automatycznej
rejestracji danych
Zestaw urządzeń realizujący funkcję automatycznego
odczytu i zapisu wielkości mierzonych przez układy
pomiarowe wyposażony w porty komunikacyjne do zdalnej
transmisji danych
System elektroenergetyczny
Sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone do nich
urządzenia i instalacje, współpracujące z siecią.
System Operatywnej
Współpracy z
Elektrowniami (SOWE)
System umożliwiający OSP komunikację pomiędzy
służbami
ruchowymi
elektrowni
i
bezpośrednie
przekazywanie do służb ruchowych wytwórców przez
służby ruchowe OSP planów obciążeń jednostek
wytwórczych na okresy 15 minutowe i poleceń ruchowych.
System pomiarowo –
rozliczeniowy
Teleinformatyczny system pozyskiwania, przetwarzania
i udostępniania danych pomiarowych i pomiaroworozliczeniowych pochodzących z systemu zdalnego odczytu
danych pomiarowych, systemów automatycznej rejestracji
danych oraz z innych systemów
System Wymiany
Informacji Rynkowych
(WIRE)
System teleinformatyczny dedykowany do wymiany
informacji handlowych, technicznych, pomiarowych
i rozliczeniowych rynku bilansującego oraz regulacyjnych
usług systemowych, pomiędzy służbami handlowymi oraz
technicznymi OSP i Operatorów Rynku.
System zdalnego odczytu
danych pomiarowych
Podsystem
systemu
pomiarowo-rozliczeniowego
realizujący funkcję zdalnego pozyskiwania danych
pomiarowych z układów pomiarowych wyposażonych
w system automatycznej rejestracji danych.
Średnie napięcie (SN)
Napięcie wyższe od 1 kV i niższe od 110 kV.
Uchyb regulacji
Różnica między wartością pomierzoną wielkości
regulowanej i wartością zadaną tej wielkości w danym
momencie czasu.
Uczestnik Wymiany
Uczestnik Rynku Bilansującego, który zawarł umowę
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 20 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Międzysystemowej (UWM)
o świadczenie usług przesyłania z OSP regulującą
w szczególności warunki uczestnictwa w Wymianie
Międzysystemowej.
Układ pomiarowo–
rozliczeniowy
Układ pomiarowy, służący do pomiarów energii
elektrycznej
oraz
wielkości
elektrycznych
wykorzystywanych
do
rozliczeń
ilościowych
i wartościowych.
Układ pomiarowo–
rozliczeniowy podstawowy
Układ pomiarowo-rozliczeniowy, którego wskazania
stanowią
podstawę
do
rozliczeń
ilościowych
i wartościowych.
Układ pomiarowo–
rozliczeniowy rezerwowy
Układ pomiarowo-rozliczeniowy, którego wskazania
stanowią
podstawę
do
rozliczeń
ilościowych
i wartościowych w przypadku nieprawidłowego działania
układu pomiarowo-rozliczeniowego podstawowego.
Układ pomiarowy
Urządzenia pomiarowe oraz układy połączeń między nimi,
służące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów.
Układ pomiarowy
bilansowo– kontrolny
Układ pomiarowy, którego wskazania stanowią podstawę
do monitorowania prawidłowości wskazań układów
pomiarowo-rozliczeniowych
poprzez
porównywanie
zmierzonych wielkości i/lub bilansowanie obiektów
elektroenergetycznych lub obszarów sieci.
Układ regulacji napięcia
wzbudzenia
Zestaw urządzeń do regulacji napięcia lub mocy biernej na
zaciskach jednostki wytwórczej, poprzez zmianę prądu
wzbudzenia.
Układ wzbudzenia
Układ służący do wytworzenia prądu magnesującego
jednostki wytwórczej.
Umowa Sprzedaży Energii
Elektrycznej w obrocie
transgranicznym (USEWM)
Umowa zgłaszana w postaci grafiku
w obszarze wymiany międzysystemowej.
Unia Koordynacji Przesyłu
Energii Elektrycznej
(UCTE)
Unia zrzeszająca operatorów systemów Europy zachodniej
i środkowej, których systemy przesyłowe współpracują
synchronicznie.
Usługi systemowe
Usługi świadczone na rzecz OSP, niezbędne do
zapewnienia przez OSP prawidłowego funkcjonowania
KSE, niezawodności jego pracy i utrzymywania
parametrów jakościowych energii elektrycznej.
Użytkownik systemu
Podmiot dostarczający energię elektryczną do systemu
elektroenergetycznego lub zaopatrywany z tego systemu.
Wahania napięcia
Krótkotrwałe zmiany wartości napięcia zachodzące
z szybkością większą niż 1 % wartości napięcia
handlowego
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 21 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
znamionowego na sekundę.
Współczynnik
bezpieczeństwa przyrządu
(FS)
Stosunek znamionowego prądu bezpiecznego przyrządu do
znamionowego prądu pierwotnego. Przy czym znamionowy
prąd bezpieczny przyrządu określa się jako wartość
skuteczną minimalnego prądu pierwotnego, przy którym
błąd całkowity przekładnika prądowego do pomiarów jest
równy lub większy niż 10 % przy obciążeniu
znamionowym.
Współczynnik
odkształcenia napięcia
Stosunek pierwiastka kwadratowego z sumy kwadratów
wartości skutecznych napięć wyższych harmonicznych do
wartości skutecznej napięcia pierwszej harmonicznej.
Wstępny Plan
Koordynacyjny Dobowy
(WPKD)
Wstępny Plan Koordynacyjny Dobowy jest planem
realizacyjnym zawierającym informacje o stanie KSE
w zakresie możliwości wytwórczych oraz przesyłowych,
wspomagającym podmioty rynku w podejmowaniu decyzji
w zakresie zawierania umów sprzedaży energii elektrycznej
i zawierania transakcji giełdowych w poszczególnych
godzinach doby. Plan WPKD, publikowany w dniu n-2
zawiera
również
listę
jednostek
wytwórczych
przewidzianych przez OSP do pracy w regulacji pierwotnej
i wtórnej w każdej godzinie doby n.
Wykres kołowy jednostki
wytwórczej
Wykres przedstawiający dopuszczalny teoretycznie obszar
pracy jednostki wytwórczej, określający m.in. obciążenia
mocą bierną jednostki wytwórczej.
Wytwórca
Przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się wytwarzaniem
energii elektrycznej, którego urządzenia wytwórcze
przyłączone są do sieci elektroenergetycznej.
Zakłócenie
Nieplanowane wyłączenie (wyłączenia) samoczynne lub
ręczne, albo niedotrzymanie oczekiwanych parametrów
pracy elementów majątku sieciowego. Zakłócenie może
zaistnieć z uszkodzeniem elementu majątku sieciowego lub
bez uszkodzenia.
Zakres regulacji wtórnej
Obszar nastawienia zmian mocy w jednostkach
wytwórczych w ramach regulacji wtórnej, przy których
regulator wtórny może interweniować automatycznie w obu
kierunkach od aktualnego punktu pracy.
Zapas równowagi
statycznej
Stosunek różnicy między maksymalną możliwą wartością
określonego parametru pracy, przy którym system znajduje
się na granicy równowagi, a wartością tego parametru
w
rozpatrywanym
stanie
pracy,
do
ostatniej
z wymienionych wartości.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 22 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Zapotrzebowanie do
pokrycia przez elektrownie
krajowe
Zapotrzebowanie do pokrycia przez elektrownie krajowe
jest to zapotrzebowanie mocy KSE powiększone
o moc pompowania i pomniejszone o saldo wymiany
międzysystemowej.
Zapotrzebowanie mocy
KSE
Zapotrzebowanie mocy KSE jest sumą mocy pobranej przez
wszystkich odbiorców krajowych, mocy potrzeb własnych
elektrowni oraz strat sieciowych.
Zdalne sterowanie
Sterowanie pracą urządzeń realizowane przez służbę
dyspozytorską właściwego operatora systemu za pomocą
dedykowanych urządzeń telekomunikacyjnych.
Zdarzenie ruchowe
Jakakolwiek zmiana:
a) stanu pracy urządzenia, instalacji lub sieci,
b) układu połączeń,
c) nastaw regulacyjnych,
d) nastaw sterowniczych.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 23 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
I.A.
Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego
I.A.1.
Operator systemu przesyłowego elektroenergetycznego, zwany dalej OSP lub
operatorem systemu przesyłowego, zgodnie z ustawą z dnia
10 kwietnia 1997 roku Prawo energetyczne, tekst jednolity Dz. U. z 2003 r.
Nr 153, poz. 1504 wraz z późniejszymi zmianami, zwaną dalej ustawą Prawo
energetyczne, jest przedsiębiorstwem energetycznym zajmującym się
przesyłaniem energii elektrycznej, odpowiedzialnym za ruch sieciowy
w systemie przesyłowym elektroenergetycznym, bieżące i długookresowe
bezpieczeństwo funkcjonowania tego systemu, eksploatację, konserwację,
remonty oraz niezbędną rozbudowę sieci przesyłowej, w tym połączeń
z innymi systemami elektroenergetycznymi.
I.A.2.
Operator systemu przesyłowego, zgodnie z postanowieniami ustawy Prawo
energetyczne, jest odpowiedzialny w szczególności za:
a) bezpieczeństwo dostarczania energii elektrycznej poprzez zapewnienie
bezpieczeństwa
funkcjonowania
systemu
elektroenergetycznego
i odpowiedniej zdolności przesyłowej w sieci przesyłowej;
b) prowadzenie ruchu sieciowego w sieci przesyłowej w sposób efektywny,
przy zachowaniu wymaganej niezawodności dostarczania energii
elektrycznej i jakości jej dostarczania oraz, we współpracy z operatorami
systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, zwanych dalej OSD
lub operatorami systemów dystrybucyjnych, koordynowanie prowadzenia
ruchu sieciowego w koordynowanej sieci 110 kV;
c) eksploatację, konserwację i remonty sieci, instalacji i urządzeń, wraz
z połączeniami z innymi systemami elektroenergetycznymi, w sposób
gwarantujący
niezawodność
funkcjonowania
systemu
elektroenergetycznego;
d) zapewnienie długoterminowej zdolności systemu elektroenergetycznego
w celu zaspokajania uzasadnionych potrzeb w zakresie przesyłania energii
elektrycznej w obrocie krajowym i transgranicznym, w tym w zakresie
rozbudowy sieci przesyłowej, a tam gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy
połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi;
e) współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub
przedsiębiorstwami energetycznymi w celu niezawodnego i efektywnego
funkcjonowania systemów elektroenergetycznych oraz skoordynowania
ich rozwoju;
f) dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
przesyłowej oraz jednostek wytwórczych o mocy osiągalnej równej
50 MW lub wyższej, przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV,
uwzględniając umowy z użytkownikami systemu przesyłowego oraz
techniczne ograniczenia w tym systemie;
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 24 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
g) zarządzanie zdolnościami przesyłowymi połączeń z innymi systemami
elektroenergetycznymi;
h) zakup usług systemowych niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania
systemu elektroenergetycznego, niezawodności pracy tego systemu
i utrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej;
i) bilansowanie systemu elektroenergetycznego, w tym równoważenie
bieżącego zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii
w krajowym systemie elektroenergetycznym, zwanym dalej KSE,
zarządzanie
ograniczeniami
systemowymi
oraz
prowadzenie
z
użytkownikami
tego
systemu
rozliczeń
wynikających
z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z KSE
oraz zarządzania ograniczeniami systemowymi;
j) zarządzanie przepływami energii elektrycznej w systemie przesyłowym,
w sposób skoordynowany z innymi połączonymi systemami
elektroenergetycznymi oraz, we współpracy z OSD, w koordynowanej
sieci 110 kV, z uwzględnieniem technicznych ograniczeń w tym systemie;
k) zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci
przesyłowej podczas przesyłania energii elektrycznej tą siecią oraz
stosowanie przejrzystych i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych
przy zakupie tej energii;
l) dostarczanie użytkownikom systemu i operatorom innych systemów
elektroenergetycznych, z którymi system przesyłowy jest połączony,
informacji o warunkach świadczenia usług przesyłania energii
elektrycznej, w tym dotyczących realizacji obrotu transgranicznego oraz
zarządzania siecią i bilansowania energii elektrycznej, niezbędnych
do uzyskania dostępu do sieci przesyłowej i korzystania z tej sieci;
m) opracowywanie planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia
awarii o znacznych rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz
odbudowy tego systemu po wystąpieniu awarii;
n) realizację ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej;
o) opracowywanie normalnego układu pracy sieci przesyłowej oraz,
we współpracy z OSD, normalnego układu pracy koordynowanej sieci
110 kV.
I.A.3.
Na terenie Rzeczypospolitej Polskiej funkcję OSP pełni PSE-Operator S.A.
PSE-Operator S.A. posiada koncesję na przesyłanie energii elektrycznej
nr PEE/272/4988/W/2/2004/MS wydaną przez Prezesa Urzędu Regulacji
Energetyki w dniu 15 kwietnia 2004 r.
I.A.4.
Operator systemu przesyłowego realizuje obowiązki, o których mowa
w pkt I.A.2, również za pośrednictwem następujących podmiotów
działających w imieniu i na rzecz OSP:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 25 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) PSE-Centrum Sp. z o.o.;
b) PSE-Południe Sp. z o.o.;
c) PSE-Północ Sp. z o.o.;
d) PSE-Wschód Sp. z o.o.;
e) PSE-Zachód Sp. z o.o.
I.A.5.
Szczegółowy opis zadań realizowanych przez podmioty, o których mowa
w pkt I.A.4 zawierają dalsze postanowienia niniejszej Instrukcji Ruchu
i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
I.A.6.
Podmioty zobowiązane do przestrzegania zapisów Instrukcji Ruchu
i Eksploatacji Sieci Przesyłowej mają obowiązek współpracować
z podmiotami, o których mowa w pkt I.A.4, w zakresie zadań wykonywanych
przez te podmioty w imieniu i na rzecz OSP.
I.B.
Podstawy prawne opracowania Instrukcji Ruchu
i Eksploatacji Sieci Przesyłowej i dokumenty związane
I.B.1.
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej zwana również IRiESP
opracowana została przez OSP na podstawie art. 9g ustawy Prawo
energetyczne.
I.B.2.
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej uwzględnia wymagania:
a) zawarte w krajowych aktach prawnych, w szczególności w ustawie Prawo
energetyczne oraz wydanych na jej podstawie aktach wykonawczych;
b) wynikające z koncesji OSP na przesyłanie energii elektrycznej;
c) zawarte w aktach prawnych Wspólnoty Europejskiej, w szczególności
w
rozporządzeniu
Parlamentu
Europejskiego
i
Rady
nr 1228/2003/WE z dnia 26 czerwca 2003 r. w sprawie warunków dostępu
do sieci w transgranicznej wymianie energii elektrycznej;
d) wynikające
z
międzynarodowych
standardów
bezpieczeństwa
i niezawodności pracy systemów elektroenergetycznych.
I.B.3.
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej jest regulaminem
w rozumieniu art. 384 § 1 Kodeksu cywilnego.
I.B.4.
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej sporządzona jest
w języku polskim.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 26 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
I.C.
Zakres przedmiotowy
oraz struktura IRiESP
i
I.C.1.
Zakres
zagadnień
oraz struktura IRiESP
I.C.1.1.
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej określa szczegółowe
warunki korzystania z sieci elektroenergetycznych przez użytkowników
systemu i odbiorców oraz warunki i sposób prowadzenia ruchu, eksploatacji
i planowania rozwoju tych sieci. Powyższe warunki zostały określone
w niniejszej części IRiESP, zwanej dalej IRiESP – Warunki korzystania,
prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci.
podlegający
podmiotowy
uregulowaniu
IRiESP
w
IRiESP
Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej zawiera również
wyodrębnioną część dotyczącą bilansowania systemu i zarządzania
ograniczeniami systemowymi, zwaną dalej IRiESP – Bilansowanie systemu
i zarządzanie ograniczeniami systemowymi.
Wyżej wymienione części stanowią łącznie Instrukcję Ruchu i Eksploatacji
Sieci Przesyłowej.
I.C.1.2.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania
rozwoju sieci określa w szczególności:
a) warunki przyłączania urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych,
urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz linii
bezpośrednich;
b) wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci wraz z niezbędną
infrastrukturą pomocniczą;
c) kryteria bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
w tym uzgadniania planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia
awarii o znacznych rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz
odbudowy tego systemu po wystąpieniu awarii;
d) warunki
współpracy
pomiędzy
operatorami
systemów
elektroenergetycznych, w tym w zakresie koordynowanej sieci 110 kV;
e) warunki przekazywania informacji pomiędzy przedsiębiorstwami
energetycznymi oraz pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi
a odbiorcami;
f) parametry jakościowe energii elektrycznej i standardy jakościowe obsługi
użytkowników systemu i odbiorców.
I.C.1.3.
IRiESP – Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi
określa w szczególności:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 27 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) warunki, jakie muszą być spełnione w zakresie bilansowania systemu
i zarządzania ograniczeniami systemowymi;
b) procedurę zgłaszania i przyjmowania przez OSP do realizacji umów
sprzedaży energii elektrycznej oraz programów dostarczania i odbioru
energii elektrycznej;
c) procedurę zgłaszania do OSP umów o świadczenie usług przesyłania;
d) procedurę bilansowania systemu, w tym sposób rozliczania kosztów jego
bilansowania;
e) procedurę zarządzania ograniczeniami systemowymi, w tym sposób
rozliczania kosztów tych ograniczeń;
f) procedury awaryjne;
g) sposób postępowania w stanach zagrożenia bezpieczeństwa zaopatrzenia
w energię elektryczną;
h) procedury i zakres wymiany informacji niezbędnej do bilansowania
systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi;
i) kryteria dysponowania mocą jednostek wytwórczych oraz zarządzania
połączeniami systemów elektroenergetycznych.
I.C.1.4.
Uwzględniając warunki określone w IRiESP, OSP w celu realizacji swoich
zadań opracowuje także:
a) instrukcje dyspozytorskie;
b) instrukcje eksploatacji obiektów, układów, urządzeń i instalacji;
c) „Instrukcję Bezpieczeństwa i Higieny
i instalacjach elektroenergetycznych”;
Pracy
przy
urządzeniach
d) procedury organizacyjne i techniczne.
I.C.2.
Podmioty zobowiązane do stosowania IRiESP
I.C.2.1.
Postanowienia IRiESP – Warunki korzystania,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci obowiązują:
prowadzenia
ruchu,
a) operatora systemu przesyłowego;
b) operatorów systemów dystrybucyjnych;
c) podmioty korzystające z usług świadczonych przez OSP;
d) podmioty, do których sieci o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym
przyłączone są urządzenia, instalacje lub sieci użytkowników systemu
i odbiorców;
e) podmioty, których urządzenia, instalacje lub sieci przyłączone są do sieci
przesyłowej;
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 28 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
f) podmioty zamierzające korzystać z usług przesyłania świadczonych przez
OSP;
g) podmioty określające warunki przyłączenia i dokonujące przyłączenia do
sieci o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym;
h) wytwórców posiadających jednostki wytwórcze, za których dysponowanie
mocą, zgodnie z postanowieniami ustawy Prawo energetyczne, odpowiada
OSP.
I.C.2.2.
Wykaz podmiotów zobowiązanych do stosowania postanowień
IRiESP – Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi
określono w tej wyodrębnionej części IRiESP.
I.C.2.3.
Każdy podmiot zawierający z OSP umowę o przyłączenie lub umowę
o świadczenie usług przesyłania, zwaną dalej umową przesyłową, otrzymuje
bezpłatnie jeden egzemplarz IRiESP.
I.D.
Wejście w życie IRiESP oraz tryb dokonywania
i wprowadzania zmian IRiESP
I.D.1.
Wejście w życie IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci
I.D.1.1.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania
rozwoju sieci, jak również wszelkie zmiany tej części IRiESP podlegają
zatwierdzeniu w drodze uchwały Zarządu OSP.
I.D.1.2.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania
rozwoju sieci oraz wszelkie zmiany tej części IRiESP wchodzą w życie z datą
określoną w uchwale Zarządu OSP, nie wcześniej jednak niż po upływie
14 dni od daty opublikowania przez OSP odpowiednio IRiESP – Warunki
korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci lub
zmiany tej części IRiESP.
I.D.1.3.
Data wejścia w życie IRiESP-Warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci jest wpisywana na jej stronie
tytułowej.
I.D.1.4.
Operator systemu przesyłowego publikuje obowiązującą IRiESP – Warunki
korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci na
swojej stronie internetowej oraz udostępnia ją do publicznego wglądu
w swojej siedzibie.
I.D.2.
Tryb dokonywania i wprowadzania zmian IRiESP
I.D.2.1.
Zmiana IRiESP przeprowadzana jest poprzez wydanie nowej IRiESP –
Warunki
korzystania,
prowadzenia
ruchu,
eksploatacji
i planowania rozwoju sieci albo poprzez wydanie Karty aktualizacji
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 29 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
obowiązującej IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci, zwanej dalej Kartą aktualizacji.
I.D.2.2.
Każda zmiana IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci jest poprzedzona procesem
konsultacji z użytkownikami systemu i odbiorcami.
I.D.2.3.
Karta aktualizacji zawiera w szczególności:
a) datę wejścia w życie Karty aktualizacji;
b) przyczynę aktualizacji IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci;
c) zakres aktualizacji IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci;
d) nowe brzmienie zmienianych zapisów IRiESP – Warunki korzystania,
prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci lub tekst
uzupełniający dotychczasowe zapisy.
I.D.2.4.
Proces wprowadzania zmian IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia
ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci jest przeprowadzany według
następującego trybu:
a) operator systemu przesyłowego opracowuje projekt nowej IRiESP –
Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania
rozwoju sieci albo projekt Karty aktualizacji i publikuje go na swojej
stronie internetowej;
b) wraz z projektem nowej IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia
ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci albo projektem Karty
aktualizacji OSP publikuje na swojej stronie internetowej komunikat,
informujący o rozpoczęciu procesu konsultacji zmian IRiESP – Warunki
korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci,
miejscu i sposobie nadsyłania uwag oraz okresie czasu przewidzianym na
konsultacje.
I.D.2.5.
Okres czasu przewidziany na konsultacje nie może być krótszy niż 14 dni od
daty opublikowania projektu nowej IRiESP – Warunki korzystania,
prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci albo projektu
Karty aktualizacji, przy czym OSP opracowując zmiany IRiESP – Warunki
korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
odrzuca uwagi bądź propozycje otrzymane po upływie okresu czasu
przewidzianego na konsultacje.
I.D.2.6.
Operator systemu przesyłowego, w trakcie procesu konsultacji, może
organizować spotkania informacyjne, mające na celu przedstawienie
projektowanych zmian IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu,
eksploatacji i planowania rozwoju sieci.
I.D.2.7.
Po zakończeniu okresu czasu przewidzianego na konsultacje OSP:
a) dokonuje analizy otrzymanych uwag i propozycji;
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 30 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) wnosi w uzasadnionych przypadkach własne uzupełnienia lub poprawki;
c) opracowuje ostateczną wersję nowej IRiESP – Warunki korzystania,
prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci albo Karty
aktualizacji, uwzględniającą w uzasadnionym zakresie zgłoszone uwagi
i propozycje;
d) opracowuje raport z procesu konsultacji, zawierający zestawienie
otrzymanych uwag lub propozycji, informacje o sposobie ich
uwzględnienia oraz zestawienie własnych uzupełnień lub poprawek;
e) publikuje na swojej stronie internetowej ostateczną wersję nowej
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji
i planowania rozwoju sieci albo Karty aktualizacji wraz z komunikatem
określającym datę wejścia w życie wprowadzanych zmian IRiESP –
Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania
rozwoju sieci i raportem z procesu konsultacji tej części IRiESP.
I.D.2.8.
W przypadku braku akceptacji zmian IRiESP – Warunki korzystania,
prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci przez
użytkownika systemu lub odbiorcę, posiadającego zawartą z OSP umowę
przesyłową, użytkownikowi systemu lub odbiorcy przysługuje prawo jej
rozwiązania z zachowaniem 10-cio dniowego okresu wypowiedzenia ze
skutkiem na dzień poprzedzający wejście w życie zmian IRiESP – Warunki
korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci,
dokonanych przez OSP.
I.D.2.9.
Użytkownik systemu lub odbiorca, wypowiadając umowę przesyłową, jeżeli
nadal chciałaby korzystać z usług przesyłania świadczonych przez OSP,
informuje OSP na piśmie, z którymi zmianami IRiESP – Warunki
korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci się
nie zgadza i z jakiego powodu. Przekazanie przez podmiot informacji na
piśmie stanowi podstawę do wystąpienia do Prezesa Urzędu Regulacji
Energetyki z wnioskiem o rozstrzygnięcie sporu dotyczącego ustalenia
warunków świadczenia usług przesyłania oraz z wnioskiem o ustalenie
warunków kontynuowania świadczenia tych usług do czasu rozstrzygnięcia
sporu.
I.D.2.10.
Tryb dokonywania i wprowadzania zmian IRiESP - Bilansowanie systemu
i zarządzanie ograniczeniami systemowymi jest określony w tej
wyodrębnionej części IRiESP.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 31 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
ROZDZIAŁ II.
PRZYŁĄCZANIE I KORZYSTANIE Z SIECI
II.A.
Charakterystyka sieci
II.A.1.
Struktura sieci NN i WN
II.A.1.1.
Krajowa sieć elektroenergetyczna
II.A.1.1.1.
Krajowa sieć elektroenergetyczna NN i WN ma decydujący wpływ na
bezpieczeństwo pracy i integralność KSE. Ze względów funkcjonalnych
wyróżnia się w niej:
a) sieć zamkniętą obejmującą elementy sieciowe pracujące trwale lub
okresowo w układach pierścieniowych (z wyłączeniem jednostronnie
zasilanych pierścieni lokalnych 110 kV), która ma zapewnić niezawodną
realizację funkcji przesyłowych w KSE. W sieci zamkniętej przepływy
energii elektrycznej przez poszczególne jej elementy zależą od stanu
pracy innych elementów tej sieci oraz rozkładu wytwarzania między
przyłączone do tej sieci jednostki wytwórcze (rys. 1),
b) sieć otwartą obejmującą elementy sieciowe 110 kV pracujące trwale
w układzie promieniowym lub jednostronnie zasilanych pierścieni
lokalnych, która ma realizować wyłącznie funkcje rozdzielcze (rys. 2).
Sieć NN i WN
Rysunek 1 Poglądowy schemat sieci zamkniętej
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 32 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Sieć WN
jednostronnie
zasilany
pierścień
lokalny
Rysunek 2 Poglądowy schemat sieci otwartej
II.A.1.1.2.
Sieć zamknięta dzieli się operacyjnie na:
a) sieć przesyłową, w której za rozbudowę, eksploatację i prowadzenie ruchu
sieciowego odpowiada OSP,
b) pracującą w układach pierścieniowych z siecią przesyłową sieć
dystrybucyjną 110 kV, zwaną dalej koordynowaną siecią 110 kV,
w której za rozbudowę, eksploatację oraz prowadzenie ruchu sieciowego
odpowiada właściwy OSD, z uwzględnieniem uprawnień decyzyjnych
OSP wynikających z ustawy Prawo energetyczne i wydanych na jej
podstawie aktów wykonawczych.
II.A.1.2.
Połączenia międzysystemowe
II.A.1.2.1.
Krajowy system elektroenergetyczny połączony jest z systemami
elektroenergetycznymi krajów sąsiednich: synchronicznie (połączeniami
prądu przemiennego 220 i 400 kV) z systemami czeskim, niemieckim
i słowackim oraz asynchronicznie (kablem prądu stałego) z systemem
szwedzkim.
II.A.1.2.2.
Współpraca międzysystemowa z operatorami systemów połączonych
synchronicznie odbywa się na zasadach określonych w ramach Unii
Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej, zwanej dalej UCTE.
II.A.1.2.3.
Współpraca międzysystemowa z operatorem szwedzkiego systemu
elektroenergetycznego odbywa się na zasadach określonych w umowie
dwustronnej.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 33 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.A.1.2.4.
Okresowo do KSE mogą być przyłączane, poprzez połączenia prądu
przemiennego,
wydzielone
jednostki
wytwórcze
z
systemów
elektroenergetycznych innych krajów sąsiednich pracujących asynchronicznie
według zasad ustalonych w umowach dwustronnych.
II.A.1.2.5.
Połączenia krajowej, koordynowanej sieci 110 kV z zagranicznymi sieciami
dystrybucyjnymi mogą być realizowane wyłącznie w układach wydzielonych,
poprzez wyodrębnienie jednostek wytwórczych lub obszarów sieci
dystrybucyjnej. Współpraca na tych połączeniach odbywa się według zasad
uzgodnionych pomiędzy właściwymi operatorami systemu.
II.A.1.2.6.
Poprzez połączenia, o których mowa w pkt II.A.1.2.1, II.A.1.2.4 i II.A.1.2.5,
realizuje się wymianę międzysystemową energii elektrycznej, którą dzieli się
na:
a) wymianę równoległą, realizowaną pomiędzy KSE a systemami
elektroenergetycznymi tworzącymi połączone systemy UCTE,
b) wymianę nierównoległą, realizowaną z wykorzystaniem połączeń
stałoprądowych lub układów wydzielonych.
II.A.1.3.
Parametry techniczne sieci i urządzeń
II.A.1.3.1.
Podstawowymi elementami sieci zamkniętej są linie
i kablowe, transformatory oraz rozdzielnie NN i 110 kV.
II.A.1.3.2.
Zakres podstawowych danych charakteryzujących linie napowietrzne
i kablowe NN lub 110 kV obejmuje:
napowietrzne
a) kod linii elektroenergetycznej,
b) kody rozdzielni, do których przyłączona jest linia elektroenergetyczna,
c) napięcie znamionowe linii elektroenergetycznej,
d) długość linii elektroenergetycznej,
e) rezystancję,
reaktancję,
elektroenergetycznej,
konduktancję
f) obciążalność
termiczną
od temperatury otoczenia),
linii
i
susceptancję
elektroenergetycznej
linii
(zależnie
g) reaktancję dla składowej symetrycznej zerowej oraz reaktancję dla
składowej symetrycznej zgodnej,
h) nazwę operatora systemu, któremu jest przypisana operacyjnie linia
elektroenergetyczna.
II.A.1.3.3.
Zakres podstawowych danych charakteryzujących transformatory NN/NN
oraz NN/110 kV obejmuje:
a) kod transformatora,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 34 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) kody rozdzielni, do których przyłączony jest transformator,
c) moc znamionową transformatora,
d) napięcia znamionowe uzwojeń transformatora,
e) rezystancję, reaktancję, konduktancję i susceptancję transformatora,
f) napięcia zwarcia, straty biegu jałowego i obciążeniowe, prąd biegu
jałowego oraz układ połączeń transformatora,
g) przekładnie transformatora oraz zakres ich regulacji,
h) nazwę operatora
transformator.
II.A.1.3.4.
systemu,
któremu
jest
przypisany
operacyjnie
Zakres podstawowych danych charakteryzujących rozdzielnie NN i 110 kV
obejmuje:
a) nazwę i kod rozdzielni,
b) napięcie znamionowe rozdzielni,
c) układ pracy rozdzielni,
d) parametry
urządzeń
będących
na
wyposażeniu
rozdzielni
(np. transformatorów, dławików, baterii kondensatorów), niezbędnych do
wykonywania obliczeń sieciowych,
e) moc osiągalną jednostek wytwórczych przyłączonych do rozdzielni lub
moc osiągalną jednostek wytwórczych w gałęzi sieci promieniowej
przyłączonej do rozdzielni, lub moc przyłączeniową, albo moc umowną
odbiorców przyłączonych do rozdzielni,
f) moc sterowalnych odbiorów mocy przyłączonych do rozdzielni,
g) zapotrzebowanie na moc czynną i bierną w charakterystycznych
godzinach pomiarowych (szczyt i dolina dla lata i zimy),
h) zapotrzebowanie na moc czynną i bierną na potrzeby własne,
i) moc urządzeń
w rozdzielni,
do
kompensacji
mocy
biernej
zainstalowanych
j) moc zwarciową rozdzielni,
k) nazwę operatora
rozdzielnia.
II.A.1.3.5.
systemu,
któremu
jest
przypisana
operacyjnie
Zakres podstawowych danych charakteryzujących jednostki wytwórcze
przyłączone do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej 110 kV obejmuje:
a)
nazwę i kod rozdzielni oraz napięcie znamionowe rozdzielni, do której
przyłączona jest jednostka wytwórcza,
b)
maksymalną i minimalną moc czynną jednostki wytwórczej,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 35 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
c)
rezystancję i reaktancję gałęzi, jednostka wytwórcza – transformator
blokowy,
d)
maksymalną wartość siły elektromotorycznej E’max podaną na poziomie
napięcia rozdzielni, do której przyłączona jest jednostka wytwórcza,
e)
stosunek reaktancji dla składowej symetrycznej zerowej do reaktancji dla
składowej symetrycznej zgodnej gałęzi, jednostka wytwórcza –
transformator blokowy,
f)
napięcie zwarcia transformatora blokowego i moc odniesienia,
g)
moduł przekładni transformatora blokowego w jednostkach względnych
i zakres regulacji napięcia pod obciążeniem,
h)
reaktancje: synchroniczną, przejściową i podprzejściową jednostek
wytwórczych w osi d i q, w jednostkach względnych,
i)
rezystancję stojana i reaktancję upływu stojana,
j)
mechaniczną stałą czasową turbozespołu,
k)
przejściową i podprzejściową stałą czasową w osi d i q (wyznaczone
przy otwartym obwodzie stojana),
l)
krzywą nasycenia,
m) wykres kołowy generatora,
n)
typy i nastawy układów wzbudzenia oraz stabilizatora systemowego
wraz ze schematem blokowym w standardzie IEEE,
o)
typy i nastawy regulatora turbiny,
p)
charakterystykę potrzeb własnych generatora (moc czynna i bierna)
w funkcji obciążenia.
II.A.2.
Wymagania dotyczące jakości i niezawodności pracy sieci
zamkniętej
II.A.2.1.
Częstotliwość
II.A.2.1.1.
Częstotliwość znamionowa w sieci wynosi 50 Hz.
II.A.2.1.2.
Jakość częstotliwości w sieci zamkniętej powinna spełniać następujące
parametry:
1)
wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund w miejscach
przyłączenia, powinna być zawarta w przedziale:
a) 50 Hz ± 1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5% tygodnia,
b) 50 Hz + 4 %/-6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100% tygodnia;
2)
ze względu na pracę systemów połączonych UCTE, zgodnie z Instrukcją
pracy systemów połączonych UCTE, zwaną dalej UCTE Operation
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 36 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Handbook, jakość częstotliwości uznaje się za satysfakcjonującą, jeżeli
w okresie miesiąca:
a) odchylenie standardowe dla 90 % i 99 % przedziałów pomiarowych
jest mniejsze niż odpowiednio 40 mHz i 60 mHz,
b) liczba dni pracy z częstotliwością zadaną 49,99 Hz lub 50,01 Hz nie
przekracza ośmiu.
II.A.2.2.
Napięcie i moc bierna
II.A.2.2.1.
Napięcia znamionowe w sieci zamkniętej wynoszą 750, 400, 220 i 110 kV.
W rozdzielniach NN i 110 kV, do których są przyłączeni odbiorcy końcowi
pobierający moc nie większą od mocy przyłączeniowej, przy współczynniku
tgφ nie większym niż 0,4 dopuszczalne średnie odchylenia napięcia
znamionowego
w czasie 10 minut powinny zawierać się w przedziałach:
II.A.2.2.2.
a) od -10 % do +5 % w sieci o napięciu znamionowym 400 kV,
b) ±10 % w sieci o napięciu znamionowym 220 i 110 kV.
II.A.2.2.3.
W rozdzielniach NN i 110 kV innych niż te, o których mowa w pkt II.A.2.2.2
w normalnym stanie pracy sieci napięcia powinny być utrzymywane
w przedziałach określonych w tabl. 1.
Tablica 1
Napięcia w rozdzielniach NN i 110 kV [kV] w normalnym stanie pracy sieci
Rodzaj rozdzielni/Sieć
Rozdzielnie NN i 110 kV
do których przyłączone są
bezpośrednio jednostki
wytwórcze oraz rozdzielnie
zasilane z transformatorów
NN/110 kV
Pozostałe rozdzielnie NN
i 110 kV
II.A.2.2.4.
750 kV
-
400 kV
220 kV
110 kV
400÷420 220÷245 110÷123
710÷787 380÷420 210÷245 105÷123
W rozdzielniach NN i 110 kV innych niż te, o których mowa w pkt II.A.2.2.2
w zakłóceniowym stanie pracy sieci napięcia powinny być utrzymywane
w przedziałach określonych w tabl. 2.
Tablica 2
Napięcia w rozdzielniach NN i 110 kV [kV] w zakłóceniowym
stanie pracy sieci
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 37 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Rodzaj rozdzielni/Sieć
400 kV
220 kV
110 kV
Rozdzielnie NN i 110 kV do których
przyłączone są bezpośrednio jednostki
wytwórcze oraz rozdzielnie zasilane
z transformatorów NN/110 kV
380÷420 210÷245 105÷123
Pozostałe rozdzielnie NN i 110 kV
360÷420 200÷245
99÷123
II.A.2.2.5.
Amplitudy wahań napięć względem wartości znamionowej w sieci nie
powinny przekraczać 1 %, jeżeli wahania powtarzają się cyklicznie.
Dopuszcza się wahania napięcia nie powtarzające się cyklicznie o amplitudzie
do 3% pod warunkiem, że nie stanowi to zagrożenia dla urządzeń.
II.A.2.2.6.
Współczynnik odkształcenia napięcia w miejscach przyłączenia podmiotów
do sieci oraz zawartość poszczególnych wyższych harmonicznych
odniesionych do harmonicznej podstawowej nie powinna przekraczać
odpowiednio:
a) 1,5 % i 1 % dla sieci o napięciu znamionowym 400 i 220 kV,
b) 2,5 % i 1,5 % dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV.
II.A.2.2.7.
Maksymalna wartość składowej symetrycznej przeciwnej napięcia
w warunkach zakłóceniowych nie powinna przekraczać 1 % wartości
składowej symetrycznej zgodnej.
II.A.2.2.8.
Warunki napięciowe, inne niż określone w pkt II.A.2.2.2 do II.A.2.2.7 określa
umowa przesyłowa.
II.A.2.2.9.
Współczynnik tg φ dla zagregowanego poboru godzinowej mocy czynnej i
biernej w stacjach 110/SN, w uzgodnionych przez OSP i OSD obszarach sieci
dystrybucyjnej, po stronie napięcia 110 kV powinien być nie większy niż 0,3.
II.A.2.2.10.
Warunkiem dotrzymania przez OSP parametrów napięcia w miejscach
dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej jest prowadzenie przez
OSD kompensacji mocy biernej w sieci dystrybucyjnej i pokrycie
zapotrzebowania na moc bierną w tej sieci z lokalnych źródeł mocy biernej,
w zakresie niezbędnym do dotrzymywania poziomu tg φ określonego
w punkcie II.A.2.2.9.
II.A.2.2.11.
Obszary, o których mowa w punkcie II.A.2.2.9. są uzgadniane
i aktualizowane przez OSP i poszczególnych OSD raz w roku na podstawie
wykonywanej i przekazywanej do OSP przez danego OSD co najmniej raz
w roku analizy technicznej układu pracy sieci dystrybucyjnej 110 kV
w powiązaniu z węzłami sieci przesyłowej NN/110 kV.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 38 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.A.2.3.
Niezawodność pracy
II.A.2.3.1.
W normalnym stanie pracy sieci zamkniętej powinny być spełnione
następujące warunki techniczne decydujące o niezawodności jej pracy:
a) obciążenia prądowe poszczególnych elementów sieci powinny być niższe
od dopuszczalnych długotrwale,
b) napięcia w poszczególnych węzłach sieci powinny mieścić się
w granicach dopuszczalnych, zgodnie z pkt II.A.2.2.2 i II.A.2.2.3,
c) moce (prądy) zwarciowe w poszczególnych rozdzielniach nie powinny
przekraczać mocy (prądów) wyłączalnych zainstalowanych wyłączników,
d) poszczególne elektrownie powinny pracować z zapasem równowagi
statycznej wynoszącym co najmniej 10 %, w zależności od sposobu
regulacji napięcia wzbudzenia. Przyjmuje się, że w przypadku braku
możliwości regulacji napięcia wzbudzenia elektrownia powinna pracować
z co najmniej 20 % zapasem równowagi statycznej.
II.A.2.3.2.
Po wyłączeniu awaryjnym linii jednotorowej lub jednego toru linii
dwutorowej, pojedynczego transformatora lub jednego systemu szyn
zbiorczych, układy pracy sieci powinny spełniać następujące warunki
techniczne decydujące o niezawodności pracy sieci:
a) nie powinna występować przerwa w zasilaniu odbiorców, z wyjątkiem
odbiorców zasilanych bezpośrednio z wyłączonego elementu,
b) nie powinno dochodzić do ubytku mocy wytwarzanej większego niż
750 MW (dotyczy samoczynnego wyłączenia systemu szyn),
c) obciążenia prądowe elementów sieciowych powinny być mniejsze od
dopuszczalnych długotrwale lub przekraczać je o nie więcej niż 20 % pod
warunkiem, że przeciążenia te mogą być zlikwidowane w czasie nie
dłuższym niż 20 minut, bez wprowadzania ograniczeń zasilania
odbiorców (poprzez dokonywanie przełączeń w sieci, zaniżanie lub
zawyżanie wytwarzania) lub przekraczać je o więcej niż 20 % pod
warunkiem, że przeciążenia mogą być zlikwidowane w wyniku działań
automatycznych, bez ograniczenia zasilania odbiorców (poprzez
automatyczne wyłączenia jednostek wytwórczych, zaniżanie lub
zawyżanie wytwarzania),
d) napięcia w poszczególnych węzłach sieci powinny mieścić się
w granicach dopuszczalnych, zgodnie z pkt II.A.2.2.4,
e) poszczególne elektrownie powinny pracować z zapasem równowagi
statycznej wynoszącym co najmniej 5 %, w zależności od sposobu
regulacji napięcia wzbudzenia. Przyjmuje się, że w przypadku braku
możliwości regulacji napięcia wzbudzenia elektrownia powinna pracować
z co najmniej 10 % zapasem równowagi statycznej,
f) nie powinno dochodzić do utraty równowagi dynamicznej jednostek
wytwórczych przy założeniu, że przyczyną wyłączenia elementu
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 39 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
sieciowego było zwarcie 3-fazowe w najmniej korzystnym punkcie sieci,
wyłączone z czasem działania pierwszej lub drugiej strefy zabezpieczeń,
przy czym równowaga może być zachowana w wyniku automatycznego
wyłączania jednostek wytwórczych w pobliżu miejsca zwarcia.
II.A.2.3.3.
W przypadku równoczesnego lub sekwencyjnego wyłączenia dwóch linii nie
powinno dochodzić do załamania pracy części sieci o sumarycznym
zapotrzebowaniu większym niż 200 MW.
II.A.2.3.4.
W obszarach deficytowych, w których moc pobierana w obszarze jest
większa od wytwarzanej, w przypadku wyłączenia największej jednostki
wytwórczej pracującej w tym obszarze i pojedynczej linii lub transformatora
zasilającego ten obszar, nie powinno dochodzić do utraty zasilania
odbiorców.
II.A.3.
Modele sieci zamkniętej
II.A.3.1.
Struktura modelu
II.A.3.1.1.
Modele matematyczne sieci zamkniętej tworzy się w celu wykonywania
analiz systemowych pozwalających na określenie warunków pracy sieci
w różnych stanach jej pracy. Wyniki analiz systemowych są istotnym
elementem decyzyjnym w procesie planowania krótkookresowego,
średniookresowego i długoterminowego.
II.A.3.1.2.
W modelu matematycznym sieci zamkniętej odwzorowane są następujące
elementy:
a) wszystkie linie elektroenergetyczne,
wchodzące w skład sieci zamkniętej,
transformatory
i
rozdzielnie
b) sieci sąsiednich systemów elektroenergetycznych w zakresie niezbędnym
dla poprawności obliczeń,
c) jednostki wytwórcze przyłączone do sieci zamkniętej,
d) inne niż jednostki wytwórcze źródła mocy biernej,
e) odbiory mocy biernej przyłączone do sieci zamkniętej.
II.A.3.1.3.
Model sieci zamkniętej zawiera następujące dane:
a) parametry elektryczne linii elektroenergetycznych (rezystancję,
reaktancję, susceptancję, dopuszczalną obciążalność wynikającą
z temperatury otoczenia) wchodzących w skład sieci zamkniętej,
b) parametry elektryczne i regulacyjne transformatorów wchodzących
w skład sieci zamkniętej,
c) założony poziom mocy czynnej w poszczególnych rozdzielniach NN
i 110 kV, do których przyłączone są bezpośrednio jednostki wytwórcze,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 40 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
d) parametry techniczne jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
zamkniętej,
e) topologię sieci w układzie węzłowym,
f) całkowite zapotrzebowanie mocy z rozbiciem na poszczególne rozdzielnie
NN i 110 kV, do których przyłączeni są odbiorcy końcowi lub sieci
promieniowe.
II.A.3.1.4.
Operator systemu przesyłowego aktualizuje model matematyczny sieci
zamkniętej w możliwie najpełniejszym zakresie, w przypadku zmiany stanu
pracy sieci zamkniętej, którego dotyczy analiza.
II.A.3.1.5.
Operator systemu przesyłowego wykonuje następujące analizy systemowe:
a) obliczenia rozpływów mocy w sieci zamkniętej,
b) obliczenia parametrów zwarciowych sieci zamkniętej,
c) obliczenia równowagi statycznej i dynamicznej sieci zamkniętej,
d) obliczenia parametrów niezawodności dostaw energii elektrycznej w sieci
zamkniętej.
II.A.3.2.
Podstawowe modele sieci zamkniętej
II.A.3.2.1.
Operator systemu przesyłowego tworzy podstawowe modele matematyczne
sieci zamkniętej dla normalnych stanów pracy tej sieci.
II.A.3.2.2.
Podstawowe modele matematyczne sieci zamkniętej tworzone są dla
poniższych charakterystycznych okresów czasu w ciągu roku
kalendarzowego:
a) szczyt ranny i wieczorny oraz dolinę nocną w sezonie zimowym,
b) szczyt ranny oraz dolinę nocną w sezonie letnim.
II.A.3.2.3.
Podstawowe modele matematyczne sieci zamkniętej OSP udostępnia innym
operatorom systemu.
II.B.
Przyłączanie do sieci
II.B.1.
Przyłączanie do sieci urządzeń wytwórczych, sieci innych operatorów,
urządzeń odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych oraz linii
bezpośrednich
II.B.1.1.
Zasady przyłączania do sieci
II.B.1.1.1.
Przyłączenie do sieci, to fizyczne połączenie urządzeń, instalacji lub sieci
przyłączanego podmiotu z siecią.
II.B.1.1.2.
Przyłączenie do sieci umożliwia podmiotom korzystanie z infrastruktury
technicznej sieci.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 41 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.1.1.3.
W celu maksymalnego wykorzystania istniejącej infrastruktury technicznej
sieci przyjmuje się jako podstawową zasadę przyłączanie urządzeń, instalacji
lub sieci podmiotów do istniejących rozdzielni elektroenergetycznych.
II.B.1.1.4.
Jeżeli nie ma możliwości przyłączenia w istniejących rozdzielniach
elektroenergetycznych to OSP może wydać warunki przyłączenia
uwzględniające budowę nowej rozdzielni.
II.B.1.1.5.
Przyłączanie do sieci przesyłowej linii bezpośrednich oraz połączeń
międzysystemowych wymaga, poza umową o przyłączenie, podpisania z OSP
odrębnego porozumienia, ustalającego zasady współpracy z OSP operatorów
prowadzących ruch tych linii lub połączeń.
II.B.1.1.6.
Podmioty, których urządzenia, instalacje lub sieci są lub mogą być
przyłączane, składają wniosek o określenie warunków przyłączenia
w przedsiębiorstwie energetycznym zajmującym się przesyłaniem lub
dystrybucją, do którego sieci ma nastąpić przyłączenie.
II.B.1.1.7.
Przyłączenie urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu do sieci następuje na
podstawie umowy o przyłączenie, po spełnieniu przez podmiot warunków
przyłączenia określonych przez przedsiębiorstwo energetyczne, o których
mowa w pkt II.B.1.1.6.
II.B.1.1.8.
Przyłączanie urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów do sieci obejmuje
następujące etapy:
a) złożenie przez podmiot ubiegający się o przyłączenie wniosku
o określenie warunków przyłączenia,
b) określenie przez przedsiębiorstwo energetyczne, do którego sieci ma
nastąpić przyłączenie, warunków przyłączenia,
c) zawarcie umowy o przyłączenie,
d) przygotowanie i realizacja budowy przyłącza,
e) odbiór przyłącza i przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci,
f) załączenie przyłącza i przyłączonych urządzeń, instalacji lub sieci.
II.B.1.1.9.
Warunki przyłączenia do sieci dystrybucyjnej oraz zakres i warunki
wykonania ekspertyzy, o której mowa w II.B.1.2.1.7.c), wymagają
uzgodnienia z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego, w
przypadku:
a) urządzeń, instalacji i sieci należących do podmiotów zaliczanych do II
grupy przyłączeniowej,
b) połączeń sieci krajowych
znamionowym 110 kV.
II.B.1.1.10.
i
międzynarodowych
o
napięciu
Przedsiębiorstwo energetyczne nie będące operatorem, przed wydaniem
warunków przyłączenia dla podmiotu zaliczanego do I lub II grupy
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 42 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
przyłączeniowej, uzgadnia je z operatorem, do którego sieci przedsiębiorstwo
to jest przyłączone.
II.B.1.1.11.
Jeżeli warunki przyłączenia określane przez przedsiębiorstwo energetyczne,
posiadające koncesję na przesyłanie lub dystrybucję energii elektrycznej nie
będące operatorem, wymagają zgodnie z postanowieniami pkt II.B.1.1.9
uzgodnienia z OSP, uzgodnień dokonuje OSD.
II.B.1.1.12.
Dla połączeń międzynarodowych sieci przesyłowej stosowana jest procedura
uwzględniająca wymagania UCTE, każdorazowo uzgadniana pomiędzy OSP
a operatorem systemu przesyłowego kraju sąsiedniego.
II.B.1.1.13.
Zmiany warunków przyłączenia dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów
przyłączonych mogą być dokonywane:
a) na wniosek przyłączonego podmiotu,
b) na wniosek operatora systemu, który udokumentuje taką konieczność.
Zasady zmian warunków przyłączenia dla urządzeń, instalacji lub sieci
podmiotów już przyłączonych określono w pkt II.B.1.2.3.
II.B.1.1.14.
Wzory wniosków określane przez przedsiębiorstwa energetyczne zajmujące
się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej, w zakresie przyłączenia
do sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym 110 kV powinny zawierać
zakres informacji nie mniejszy niż zawarty we wzorach wniosków
określonych przez OSP.
II.B.1.2.
Określanie warunków przyłączenia
II.B.1.2.1.
Wnioski o określenie warunków przyłączenia
II.B.1.2.1.1.
Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci przesyłowej składa wniosek
o określenie warunków przyłączenia według wzoru określonego przez OSP.
II.B.1.2.1.2.
Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia OSP zamieszcza na
swojej stronie internetowej.
II.B.1.2.1.3.
Wniosek o określenie warunków przyłączenia powinien zawierać:
a) oznaczenie wnioskodawcy,
b) określenie mocy przyłączeniowej dla każdego miejsca dostarczania
energii elektrycznej,
c) przewidywane roczne zużycie energii elektrycznej,
d) przewidywany termin rozpoczęcia dostarczania energii elektrycznej lub
jej poboru,
e) parametry techniczne, charakterystykę ruchową i eksploatacyjną
przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci,
f) określenie minimalnej mocy wymaganej dla zapewnienia bezpieczeństwa
osób i mienia w przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu
i poborze energii elektrycznej,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 43 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
g) informacje techniczne dotyczące wprowadzanych zakłóceń przez
urządzenia wnioskodawcy oraz charakterystykę obciążeń, niezbędne do
określenia warunków przyłączenia.
II.B.1.2.1.4.
Wniosek o określenie warunków przyłączenia dla urządzeń, instalacji lub
sieci wytwórców, oprócz danych i informacji wymienionych w
pkt II.B.1.2.1.3., powinien określać:
a) liczbę przyłączanych jednostek wytwórczych, moc dyspozycyjną,
osiągalną, zainstalowaną i pozorną jednostek wytwórczych, zakres
dopuszczalnych zmian obciążeń jednostek wytwórczych lub ich grup,
maksymalną roczną ilość wytwarzania energii elektrycznej i ilość tej
energii dostarczanej do sieci,
b) wielkości planowanego zapotrzebowania na moc i energię elektryczną
w celu pokrycia potrzeb własnych wytwórcy,
c) stopień skompensowania mocy biernej związanej z odbiorem energii
elektrycznej czynnej na potrzeby własne wytwórcy oraz związanej
z wprowadzaniem wyprodukowanej energii elektrycznej do sieci.
II.B.1.2.1.5.
Wniosek o określenie warunków przyłączenia dla farm wiatrowych
w zakresie charakterystyki ruchowej i eksploatacyjnej, o której mowa
w pkt II.B.1.2.1.3 e), powinien zawierać:
a) specyfikację techniczną turbin wiatrowych,
b) sporządzony w języku polskim wyciąg ze sprawozdania z badań jakości
energii elektrycznej dostarczanej przez turbiny wiatrowe,
c) charakterystykę mocy turbiny wiatrowej w funkcji prędkości wiatru.
II.B.1.2.1.6.
Wniosek o określenie warunków przyłączenia może zawierać także
wymagania dotyczące odmiennych od standardowych parametrów
technicznych energii elektrycznej lub parametrów jej dostarczania, w tym
wymagania dotyczące:
a) dopuszczalnej
zawartości
harmonicznych,
interharmonicznych
i
wyższych
b) dopuszczalnej asymetrii napięć,
c) dopuszczalnych odchyleń i wahań napięcia w miejscu dostarczania
energii elektrycznej,
d) dopuszczalnego czasu trwania przerwy w dostarczaniu energii
elektrycznej.
II.B.1.2.1.7.
Do wniosku o określenie warunków przyłączenia należy dołączyć następujące
dokumenty:
a) dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania z
obiektu, w którym używane będą przyłączane urządzenia, instalacje lub
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 44 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
sieci, a w przypadku nieposiadania tego dokumentu w dniu składania
wniosku oświadczenie o jego złożeniu przed podpisaniem umowy o
przyłączenie,
b) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny określający usytuowanie obiektu, w
którym będą używane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci
względem istniejącej sieci oraz sąsiednich obiektów,
c) ekspertyzę wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na KSE,
wykonaną
w
zakresie
i
na
warunkach
uzgodnionych
z OSP,
oraz inne dokumenty wymienione we wniosku o określenie warunków
przyłączenia.
II.B.1.2.1.8.
Zakres ekspertyzy oraz warunki jej wykonania są ważne przez okres 1-go
roku od daty przekazania przez OSP stanowiska w tej sprawie
II.B.1.2.1.9.
Obowiązek wykonania ekspertyzy, o której mowa w pkt II.B.1.2.1.7. c) nie
dotyczy:
a) wytwórców składających wniosek o określenie warunków przyłączenia
dla jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie większej
niż 2 MW,
b) odbiorców końcowych składających wniosek o określenie warunków
przyłączenia dla swoich urządzeń o łącznej mocy przyłączeniowej nie
większej niż 5 MW.
II.B.1.2.2.
Warunki przyłączenia
II.B.1.2.2.1.
W celu określenia warunków przyłączenia do sieci przesyłowej realizowane
są następujące działania:
a) wnioskodawca składa do OSP wniosek o określenie warunków
przyłączenia;
b) operator systemu przesyłowego po otrzymaniu wniosku o określenie
warunków przyłączenia, w terminie 14 dni od daty jego otrzymania
dokonuje jego weryfikacji pod względem kompletności i aktualności
zawartych w nim danych i załączonych dokumentów. Po dokonaniu
weryfikacji wniosku o określenie warunków przyłączenia OSP przekazuje
wnioskodawcy informację o jego przyjęciu lub odrzuceniu albo
zobowiązuje wnioskodawcę do uzupełnienia wniosku;
c) operator systemu przesyłowego zobowiązuje wnioskodawcę do
uzupełnienia wniosku o określenie warunków przyłączenia
w przypadku gdy wniosek został złożony niezgodnie ze wzorem lub
w przypadku braku niezbędnych danych, dokumentów lub ich
niekompletności. Wnioskodawca powinien dostarczyć uzupełniony
wniosek o określenie warunków przyłączenia w terminie 14 dni od daty
otrzymania informacji. W przypadku niedostarczenia uzupełnionego
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 45 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wniosku o określenie warunków przyłączenia w wymaganym terminie,
OSP odrzuca przedłożony wniosek;
d) informację o odrzuceniu wniosku o określenie warunków przyłączenia
wraz z podaniem przyczyny OSP przekazuje wnioskodawcy w formie
pisemnej.
Operator systemu przesyłowego określa warunki przyłączenia w terminie nie
przekraczającym trzech miesięcy od daty złożenia kompletnego wniosku
o określenie warunków przyłączenia.
II.B.1.2.2.2.
Zasady ustalania i ponoszenia przez wnioskodawcę opłaty za przyłączenie do
sieci przesyłowej określa taryfa OSP.
II.B.1.2.2.3.
Warunki przyłączenia są ważne przez dwa lata od dnia ich określenia.
II.B.1.2.2.4.
Wraz z określonymi przez OSP warunkami przyłączenia wnioskodawca
otrzymuje projekt umowy o przyłączenie oraz IRiESP.
II.B.1.2.2.5.
Warunki przyłączenia do sieci określają w szczególności:
a) miejsce przyłączenia, rozumiane jako punkt w sieci, w którym przyłącze
łączy się z siecią,
b) miejsce dostarczania energii elektrycznej,
c) moc przyłączeniową,
d) rodzaj przyłącza,
e) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,
f) dane znamionowe urządzeń, instalacji i sieci oraz dopuszczalne,
graniczne parametry ich pracy a także dopuszczalny poziom zmienności
parametrów technicznych energii elektrycznej,
g) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego,
h) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i systemu
pomiarowo-rozliczeniowego,
i) rodzaj i usytuowanie zabezpieczenia głównego, dane znamionowe oraz
inne niezbędne wymagania w zakresie elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej i systemowej,
j) dane umożliwiające określenie wartości prądów zwarć wielofazowych w
miejscu przyłączenia i czasy ich wyłączeń,
k) dane umożliwiające określenie wartości prądu zwarcia doziemnego w
miejscu przyłączenia i czasów ich wyłączeń lub trwania,
l) wymagany stopień skompensowania mocy biernej,
m) wymagania w zakresie dostosowania przyłączanych urządzeń instalacji
lub sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 46 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
n) wymagania
w
zakresie
przystosowania
układu
pomiarowo-rozliczeniowego do systemów zdalnego odczytu danych
pomiarowych,
o) wymagania w zakresie zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami
elektrycznymi powodowanymi przez urządzenia, instalacje lub sieci
przyłączanego podmiotu,
p) wymagania w zakresie wyposażenia urządzeń, instalacji lub sieci,
niezbędne do współpracy z siecią, do której ma nastąpić przyłączenie,
q) możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych
od standardów określonych w IRiESP, w tym w szczególności energii
elektrycznej o indywidualnie określonych, następujących parametrach:
zawartości wyższych harmonicznych, asymetrii napięć oraz odchyleniach
i wahaniach napięcia,
r) dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu
ochrony przed porażeniami w instalacji lub sieci podmiotu, którego
instalacje lub sieci będą przyłączane.
II.B.1.2.2.6.
Operator systemu przesyłowego może odmówić określenia warunków
przyłączenia w przypadku gdy nie ma możliwości technicznych realizacji
przyłączenia lub przyłączenie do sieci przesyłowej jest ekonomiczne
nieuzasadnione.
II.B.1.2.3.
Zmiana warunków przyłączenia podmiotów przyłączonych do sieci
II.B.1.2.3.1.
Określenia nowych warunków przyłączenia do sieci zamkniętej wymaga
każdorazowa zmiana:
a) zapotrzebowania na moc przyłączeniową,
b) uwarunkowań pracy sieci związanych z jej rozwojem lub modernizacją.
II.B.1.2.3.2.
W przypadku, o którym mowa w pkt II.B.1.2.3.1 a), podmiot zobowiązany
jest do wystąpienia do przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się
przesyłaniem lub dystrybucją, do którego sieci są przyłączone urządzenia,
instalacje lub sieci tego podmiotu, z wnioskiem o określenie nowych
warunków przyłączenia.
II.B.1.2.3.3.
Konieczność zmiany warunków przyłączenia dla urządzeń, instalacji lub sieci
podmiotów już przyłączonych, spowodowana zmianą uwarunkowań pracy
sieci, o których mowa w pkt II.B.1.2.3.1 b) powinna zostać udokumentowana
przez operatora systemu, w którego sieci wystąpiły zmiany funkcjonowania,
powodujące konieczność dostosowania urządzeń, instalacji lub sieci
przyłączonego podmiotu do zmienionych warunków, na podstawie
ekspertyzy potwierdzającej konieczność dostosowania przyłączonych
urządzeń, instalacji lub sieci do zmienionych warunków pracy lub wartości
parametrów sieci.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 47 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.1.2.3.4.
Postanowienia punktu II.B.1 dotyczące ekspertyzy, o której mowa
w pkt II.B.1.2.1.7 c), stosuje się odpowiednio do ekspertyzy, o której mowa
w pkt II.B.1.2.3.3.
II.B.1.2.3.5.
Przyłączony podmiot powinien być pisemnie powiadomiony przez
właściwego operatora systemu lub przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące
się przesyłaniem lub dystrybucją energii elektrycznej nie będące operatorem,
do którego sieci urządzenia, instalacje lub sieci podmiotu są przyłączone,
o konieczności dostosowania urządzeń, instalacji lub sieci do zmienionych
warunków pracy sieci. Powiadomienie powinno nastąpić z co najmniej
trzyletnim wyprzedzeniem.
II.B.1.2.3.6.
Powiadomienie, o którym mowa w pkt II.B.1.2.3.5 powinno zawierać:
a) ekspertyzę uzasadniającą konieczność dostosowania urządzeń instalacji
i sieci przyłączonego podmiotu do zmian w sieci,
b) warunki przyłączenia,
c) projekt umowy o przyłączenie.
II.B.1.3.
Umowa o przyłączenie
II.B.1.3.1.
W okresie ważności warunków przyłączenia, OSP jest zobowiązany
do zawarcia umowy o przyłączenie z podmiotem ubiegającym się
o przyłączenie do sieci, na zasadzie równoprawnego traktowania, jeżeli
istnieją techniczne i ekonomiczne warunki przyłączenia
II.B.1.3.2.
Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia realizacji prac
projektowych i budowlano-montażowych na zasadach określonych
w tej umowie.
II.B.1.3.3.
Umowa o przyłączenie do sieci przesyłowej określa w szczególności:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
g)
h)
i)
j)
k)
strony zawierające umowę,
przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia,
podstawowe zobowiązania stron, w tym termin realizacji przyłączenia,
techniczne warunki realizacji umowy,
moc przyłączeniową,
zakres robót niezbędnych przy realizacji przyłączenia,
wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego
i jego parametrów,
miejsce rozgraniczenia własności sieci przedsiębiorstwa energetycznego
i urządzeń, sieci lub instalacji podmiotu przyłączanego,
wysokość opłaty za przyłączenie oraz zasady dokonywania jej płatności,
odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy
i odstąpienie od umowy,
sposób wymiany danych i informacji oraz klauzule poufności,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 48 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
l) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony oraz kontroli
dotrzymywania warunków umowy,
m) zakres i terminy przeprowadzania prób i odbiorów częściowych
i ostatecznego odbioru przyłącza oraz przyłączonych urządzeń, sieci lub
instalacji,
n) planowane ilości energii elektrycznej pobieranej oraz przewidywany
termin rozpoczęcia dostawy lub poboru energii elektrycznej,
o) warunki udostępniania OSP nieruchomości należącej do podmiotu
przyłączanego w celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej do
realizacji przyłączenia,
p) przewidywany termin zawarcia umowy przesyłowej,
q) termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków
umowy, rozwiązania umowy i trybu rozstrzygania sporów.
II.B.1.3.4.
W zakresie przyłączy do sieci przesyłowej, OSP powołuje Komisje Odbioru
przyłącza oraz przyłączonych urządzeń, instalacji lub sieci z udziałem
upoważnionych przedstawicieli stron, które zawarły umowę o przyłączenie.
II.B.1.3.5.
Zakres prób i odbiorów częściowych i ostateczny odbiór przyłącza oraz
przyłączonych urządzeń, instalacji lub sieci, musi być zgodny z warunkami
umowy o przyłączenie.
II.B.1.3.6.
Wyniki prób i odbiorów częściowych i ostatecznego odbioru przyłącza oraz
przyłączonych urządzeń, instalacji lub sieci, są potwierdzone przez strony
w protokołach z przeprowadzenia prób i odbiorów. Wzory protokołów prób
i odbiorów ustala OSP.
II.B.1.3.7.
Komisja Odbioru, o której mowa w pkt II.B.1.3.4 na podstawie protokołów
określonych prób i odbiorów częściowych i końcowych dokonuje odbioru
ostatecznego przyłącza oraz przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci oraz
sporządza wniosek o przyjęcie do eksploatacji przyłączanego obiektu, układu,
urządzenia, instalacji lub sieci. Zasady przyjmowania do eksploatacji
obiektów, układów, urządzeń i instalacji omówione są w pkt IV.A.2.
II.B.1.3.8.
Oryginały protokołów prób i odbiorów częściowych i końcowych przyłącza
oraz przyłączonych urządzeń, instalacji lub sieci są przechowywane przez
OSP przez okres co najmniej pięciu lat od daty sporządzenia protokołu
odbioru ostatecznego. Kopie protokołów prób i odbiorów częściowych
i końcowych otrzymują strony, które zawarły umowę o przyłączenie.
II.B.1.4.
Uzgadnianie warunków przyłączenia do sieci
II.B.1.4.1.
Uzgodnienie warunków przyłączenia, o których mowa w pkt II.B.1.1.9.
obejmuje uzgodnienie technicznych wymagań zawartych w warunkach
przyłączenia i jest realizowane w terminie nieprzekraczającym 60 dni od daty
otrzymania przez OSP dokumentów, o których mowa w pkt II.B.1.4.2.
II.B.1.4.2.
W
celu
uzgodnienia
warunków
przyłączenia,
o
których
mowa
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 49 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
w pkt II.B.1.1.9, OSD przesyła do OSP projekt warunków przyłączenia, do
których załącza następujące dokumenty:
a) kopię wniosku o określenie warunków przyłączenia,
b) ekspertyzę wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na KSE.
II.B.1.4.3.
Ekspertyzę wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na KSE,
o której mowa w pkt II.B.1.4.2 b) należy wykonać w zakresie i na warunkach
uzgodnionych z OSP.
II.B.1.4.4.
Uzgodnienia z OSP dotyczące zakresu i warunków ekspertyzy są ważne przez
okres 1-go roku od daty przekazania przez OSP do OSD stanowiska
w tej sprawie.
II.B.1.4.5.
Operator systemu przesyłowego może odmówić uzgodnienia warunków
przyłączenia w przypadku gdy:
a) warunki przyłączenia przesłane celem uzgodnienia nie zapewniają
bezpiecznej pracy KSE,
b) ekspertyza została wykonana w oparciu o uzgodnienia z OSP dotyczące
jej zakresu i warunków, które utraciły ważność lub została wykonana
z pominięciem tych uzgodnień.
II.B.2.
Zasady odłączania od sieci
II.B.2.1.
Operator systemu przesyłowego odłącza od sieci przesyłowej urządzenia,
instalacje lub sieci podmiotów na wniosek podmiotu przyłączonego do sieci
przesyłowej.
II.B.2.2.
Wniosek o odłączenie od sieci przesyłowej, o którym mowa w pkt II.B.2.1
zawiera w szczególności:
a) dotychczasowe miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których
dotyczy odłączenie,
b) przyczynę odłączenia,
c) planowany termin odłączenia.
II.B.2.3.
Operator systemu przesyłowego rozpatruje wniosek o odłączenie od sieci
przesyłowej i określa:
a) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których dotyczy
odłączenie,
b) termin odłączenia,
c) dane osoby odpowiedzialnej ze strony OSP za prawidłowe odłączenie
urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu,
d) sposób odłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, obejmujący:
zakres prac niezbędnych do wykonania związanych z odłączeniem
podmiotu, położenie łączników niezbędnych do wykonania planowanego
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 50 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
odłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu oraz harmonogram
czynności
łączeniowych
w
poszczególnych
stacjach
elektroenergetycznych,
e) schemat sieci przesyłowej przed odłączeniem oraz po odłączeniu,
obejmujący stacje elektroenergetyczne oraz linie, w otoczeniu urządzeń,
instalacji i sieci odłączanego podmiotu.
II.B.2.4.
Operator systemu przesyłowego określając termin odłączenia urządzeń,
instalacji lub sieci podmiotu od sieci przesyłowej, uwzględnia techniczne
możliwości realizacji procesu odłączenia urządzeń, instalacji lub sieci
podmiotu. Odłączany podmiot jest zawiadamiany przez OSP o rozpatrzeniu
wniosku o odłączenie i o dacie odłączenia urządzeń, instalacji lub sieci
w terminie nie krótszym niż 14 dni od daty odłączenia.
II.B.2.5.
Operator systemu przesyłowego dokonuje zmian w układzie sieci przesyłowej
umożliwiających odłączenie urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu od sieci.
Podmiot odłączany od sieci przesyłowej, uzgadnia z OSP tryb i terminy
niezbędnej przebudowy lub likwidacji majątku sieciowego będącego
własnością podmiotu, wynikające z odłączenia od sieci przesyłowej.
II.B.2.6.
Postanowienia zawarte w IRiESP przestają obowiązywać odłączany podmiot
z datą odłączenia od sieci przesyłowej. Ponowne przyłączenie urządzeń,
instalacji lub sieci podmiotu do sieci przesyłowej odbywa się na zasadach
takich samych jak dla nowo przyłączanych obiektów.
II.B.2.7.
Uzgodnienia z OSP wymaga odłączenie od sieci urządzeń, instalacji lub sieci,
dla których wymagane jest zgodnie z postanowieniami pkt II.B.1.1.9
uzgodnienie z OSP warunków przyłączenia.
II.B.3.
Wymagania techniczne dla urządzeń,
z niezbędną infrastrukturą pomocniczą
II.B.3.1.
Zagadnienia ogólne
II.B.3.1.1.
Przyłączane do sieci urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających się
o przyłączenie, zgodnie z postanowieniami ustawy Prawo energetyczne,
muszą spełniać wymagania techniczne i eksploatacyjne zapewniające:
instalacji
i
sieci
wraz
a) bezpieczeństwo funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,
b) zabezpieczenie systemu elektroenergetycznego przed uszkodzeniami
spowodowanymi niewłaściwą pracą przyłączonych urządzeń, instalacji
i sieci,
c) zabezpieczenie przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci przed
uszkodzeniami w przypadku awarii lub wprowadzenia ograniczeń
w poborze lub dostarczaniu energii elektrycznej,
d) dotrzymanie w miejscu przyłączenia urządzeń, instalacji i sieci
parametrów jakościowych energii elektrycznej,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 51 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
e) możliwość dokonywania pomiarów wielkości i parametrów niezbędnych
do prowadzenia ruchu sieciowego oraz rozliczeń za pobraną energię
elektryczną,
f) spełnianie wymagań w zakresie ochrony środowiska, określonych
w odrębnych przepisach.
II.B.3.1.2.
Przyłączane do sieci urządzenia, układy, instalacje i sieci muszą spełniać
wymagania określone w odrębnych aktach prawnych, w szczególności
w regulacjach:
a) zawartych w ustawie Prawo budowlane,
b) o ochronie przeciwporażeniowej,
c) o ochronie przeciwpożarowej,
d) o systemie oceny zgodności,
e) dotyczących technologii wytwarzania energii elektrycznej.
II.B.3.1.3.
Przyłączenie urządzeń, instalacji i sieci nowych podmiotów lub modernizacja
urządzeń, instalacji i sieci podmiotów już przyłączonych, nie może
powodować przekroczenia dopuszczalnych granicznych parametrów
jakościowych energii elektrycznej w miejscach przyłączenia do sieci
pozostałych podmiotów oraz obniżać poziomu niezawodności dostarczania
energii elektrycznej.
II.B.3.1.4.
Wymagania techniczne w zakresie urządzeń wytwórczych, sieci
dystrybucyjnych,
urządzeń
odbiorców
końcowych,
połączeń
międzysystemowych oraz linii bezpośrednich podmiotów przyłączonych lub
ubiegających się o przyłączenie do sieci, zawarte w IRiESP, obejmują
wymagania techniczne dla:
a) urządzeń, instalacji i sieci odbiorców energii elektrycznej,
b) urządzeń, instalacji i sieci wytwórców energii elektrycznej,
c) systemów telekomunikacji,
d) układów pomiarowych energii elektrycznej,
e) systemów pomiarowo – rozliczeniowych,
f) układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i urządzeń
współpracujących,
g) systemów transmisji danych i wymiany informacji.
II.B.3.1.5.
Wymagania techniczne zawarte w IRiESP obowiązują podmioty, o których
mowa w pkt I.C.2.1.
II.B.3.1.6.
Dla umożliwienia unifikacji rozwiązań technicznych w obrębie sieci
zamkniętej OSP publikuje „Standardy techniczne OSP stosowane w sieci
przesyłowej.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 52 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.3.1.7.
Wymagania techniczne dotyczące urządzeń, instalacji i sieci, które nie są lub
nie będą przyłączone do sieci zamkniętej, mogą być zmienione poprzez
indywidualne ich określenie w umowach o przyłączenie do sieci, umowach
o świadczenie usług dystrybucji albo umowach kompleksowych.
II.B.3.1.8.
Dokonanie zmiany wymagań technicznych, o której mowa w pkt II.B.3.1.7
wymaga uzgodnienia z OSD właściwym dla miejsca przyłączenia.
II.B.3.2.
Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci odbiorców
przyłączanych do sieci
II.B.3.2.1.
Urządzenia, instalacje i sieci odbiorców przyłączone do sieci zamkniętej
powinny być przystosowane do warunków zwarciowych w miejscu ich
przyłączenia oraz powinny być wyposażone w aparaturę zapewniającą
likwidację zwarć przez zabezpieczenia w strefie podstawowej w czasie nie
przekraczającym:
a) 120 ms – w przypadku zwarć zaistniałych
znamionowym równym 220 kV lub wyższym,
w
sieci
o
napięciu
b) 150 ms – w przypadku zwarć zaistniałych w koordynowanej sieci 110 kV.
II.B.3.2.2.
Transformatory przyłączone do sieci zamkniętej, poprzez które zasilane są
urządzenia, instalacje i sieci odbiorców, powinny być:
a) wyposażone w regulację zaczepową działającą pod obciążeniem,
b) przystosowane do współpracy z nadrzędnymi układami regulacji.
II.B.3.2.3.
Sieć zamknięta powinna pracować z bezpośrednio uziemionym punktem
neutralnym w taki sposób, aby we wszystkich stanach ruchowych
współczynnik zwarcia doziemnego, określony jako stosunek maksymalnej
wartości napięcia fazowego podczas zwarcia z ziemią do wartości
znamionowej napięcia fazowego w danym punkcie sieci, nie przekraczał
poniższych wartości:
a) 1,3 – w sieci o napięciu znamionowym równym 220 kV lub wyższym;
b) 1,4 – w koordynowanej sieci 110 kV.
II.B.3.2.4.
Spełnienie wymagań, o których mowa w pkt II.B.3.2.3 jest możliwe przy
zapewnieniu:
a) 1≤
R
X0
≤ 2 oraz 0 ≤ 0,5 – w sieci o napięciu znamionowym równym
X1
X1
220 kV lub wyższym;
b) 1≤
X0
R
≤ 3 oraz 0 ≤1 – w koordynowanej sieci 110 kV.
X1
X1
gdzie:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 53 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
X1
–
reaktancja zastępcza dla składowej symetrycznej zgodnej
obwodu zwarcia doziemnego,
X0 i R0
–
reaktancja i rezystancja dla składowej symetrycznej
zerowej obwodu zwarcia doziemnego.
II.B.3.2.5.
W celu realizacji wymagań, o których mowa w pkt II.B.3.2.3 i II.B.3.2.4,
uzwojenia transformatorów o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym
powinny być połączone w gwiazdę z punktem neutralnym, przystosowanym
do uziemienia lub odziemienia.
II.B.3.2.6.
W celu dotrzymania wymaganych parametrów jakościowych energii
elektrycznej odbiorca przyłączony do sieci zamkniętej powinien instalować
urządzenia eliminujące wprowadzanie odkształceń napięcia i prądu. Rodzaj
instalowanych urządzeń, eliminujących wprowadzanie odkształceń napięcia
i prądu, odbiorca powinien uzgodnić z operatorem właściwym dla miejsca
przyłączenia.
II.B.3.2.7.
Jeżeli do instalacji odbiorcy, przyłączonej do sieci zamkniętej, przyłączone
są jednostki wytwórcze, wówczas powinny one spełniać wymagania
techniczne, o których mowa w pkt II.B.3.3.
II.B.3.3.
Wymagania i zalecenia techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci
wytwórców energii elektrycznej przyłączanych do sieci
II.B.3.3.1.
Podstawowe wymagania i zalecenia techniczne dla konwencjonalnych
jednostek wytwórczych.
II.B.3.3.1.1.
Jednostki wytwórcze nowe lub po najbliższej modernizacji urządzeń, o mocy
osiągalnej 50 MW lub wyższej powinny być wyposażone w:
a) regulator turbiny umożliwiający pracę w trybie regulacji prędkości
obrotowej
(regulator
prędkości
obrotowej
typu P)
zgodnie
z zamodelowaną charakterystyką statyczną,
b) regulatory napięcia zdolne do współpracy z nadrzędnymi układami
regulacji napięcia i mocy biernej,
c) wyłączniki mocy po stronie napięcia generatorowego,
d) transformatory
obciążeniem,
blokowe
z
możliwością
zmiany
przekładni pod
zgodnie, z wymaganiami szczegółowymi, określonymi w pkt II.B.3.3.
II.B.3.3.1.2.
Jednostki wytwórcze cieplne, kondensacyjne oraz bloki gazowo-parowe o
mocy osiągalnej 100 MW lub wyższej, przyłączone do sieci zamkniętej
powinny być przystosowane do:
a) pracy w regulacji pierwotnej,
b) pracy w automatycznej regulacji wtórnej mocy wg zadawanego zdalnie
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 54 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
sygnału sterującego,
c) zdalnego zadawania obciążenia bazowego,
d) opanowywania zrzutów mocy do pracy na potrzeby własne (PPW),
zgodnie z wymaganiami szczegółowymi, określonymi w pkt II.B.3.3.
Wymóg określony w pkt d) stosuje się tylko i wyłącznie dla jednostek
wytwórczych nowych lub po najbliższej modernizacji urządzeń, od których
zależy spełnienie tego wymagania.
II.B.3.3.1.3.
Jednostki wytwórcze cieplne, kondensacyjne oraz bloki gazowo-parowe o
mocy osiągalnej 100 MW lub wyższej przyłączone do sieci zamkniętej
powinny być wyposażone w:
a) system monitorowania pracy jednostek wytwórczych umożliwiający
kontrolę wszystkich wielkości niezbędnych do operatywnego
prowadzenia ruchu KSE, oceny ich pracy regulacyjnej oraz dokonywania
analiz pracy systemu elektroenergetycznego, zgodnie z wymaganiami
OSP,
b) system operatywnej współpracy z elektrowniami, umożliwiający wymianę
informacji niezbędnych do operacyjnego zarządzania ruchem KSE,
kompatybilny z systemem SOWE pracującym u OSP,
o ile OSP nie wyrazi zgody na odstępstwo od ich stosowania.
II.B.3.3.1.4.
Opis funkcjonalny wymienionych w pkt II.B.3.3.1.3 systemów zawierają
pkt VI.B i VI.C, natomiast wymagania techniczne pkt II.B.3.9 i II.B.3.11.
Wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze przyłączone do sieci zamkniętej
nie spełniające w dniu wejścia w życie wymagań, o których mowa
w pkt II.B.3.3.1.1 do II.B.3.3.1.32, są zobowiązani do ustalenia z OSP
harmonogramu dostosowania swoich jednostek wytwórczych do tych
wymagań.
II.B.3.3.1.5.
Jednostki wytwórcze powinny być wyposażone w bezprzerwowo działające
automatyczne układy wzbudzenia, utrzymujące napięcia na zaciskach
jednostek wytwórczych stabilnie w pełnym zakresie regulacji.
II.B.3.3.1.6.
Układy wzbudzenia jednostek wytwórczych powinny być wyposażone
w następujące urządzenia:
a) jeden obwód regulacji napięcia jednostki wytwórczej z możliwością
zdalnego sterowania wartością zadaną,
b) ogranicznik minimalnej mocy biernej (kąta mocy),
c) ogranicznik maksymalnego prądu stojana,
d) ogranicznik maksymalnego prądu wirnika,
e) ogranicznik indukcji,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 55 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
f) stabilizator systemowy,
g) obwód regulacji napięcia wzbudzenia lub prądu wzbudzenia jednostki
wytwórczej.
II.B.3.3.1.7.
Rodzaj instalowanych układów regulacji napięcia, stabilizatorów
systemowych oraz ich nastawienia wymaga uzgodnienia z OSP. Dla nowych
jednostek wytwórczych i po najbliższej modernizacji urządzeń stabilizatory
systemowe powinny być dwuwejściowe.
II.B.3.3.1.8.
Układ regulacji napięcia wzbudzenia jednostki wytwórczej powinien
zapewnić pułap napięcia wzbudzenia o wartości nie niższej niż 1,5-krotna
wartość znamionowego napięcia wzbudzenia. W przypadku wzbudnic
statycznych, pułap napięcia wzbudzenia powinien być dobierany
z uwzględnieniem warunku zapewnienia selektywnej pracy zabezpieczeń
jednostki wytwórczej oraz prawidłowego zasilania urządzeń potrzeb
własnych jednostki wytwórczej.
II.B.3.3.1.9.
Układ wzbudzenia i regulacji napięcia jednostki wytwórczej powinien
zapewnić stromość narastania napięcia wzbudzenia nie mniejszą niż 1,5 %
napięcia znamionowego na sekundę.
II.B.3.3.1.10.
Regulator napięcia jednostki wytwórczej powinien zapewnić możliwość
regulacji napięcia na zaciskach jednostki wytwórczej co najmniej
w przedziale od 80 do 110 % napięcia znamionowego.
II.B.3.3.1.11.
Zakres nastaw kompensacji prądowej regulatora napięcia jednostki
wytwórczej nie powinien być mniejszy niż ±15 % dla mocy czynnej
i biernej.
II.B.3.3.1.12.
Regulator napięcia jednostki wytwórczej powinien utrzymywać następującą
zależność napięć generatora od częstotliwości:
ΔU g
Δf
Ug ≤
≤ 0,05
f
U g 48
48
dla
dla
f ≥ 48 Hz
f < 48 Hz
gdzie:
Δf
–
zmiana częstotliwości, w jednostkach względnych,
ΔUg
–
zmiana napięcia na zaciskach jednostki wytwórczej
odpowiadająca zmianie częstotliwości o Δf, w jednostkach
względnych,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 56 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.3.3.1.13.
Ug
–
napięcie na zaciskach
częstotliwości f,
jednostki
wytwórczej
przy
Ug48
–
napięcie na zaciskach jednostki wytwórczej przy częstotliwości
48 Hz.
Po zadanej skokowej zmianie wartości napięcia podczas biegu jałowego
jednostki wytwórczej o ±10 %, czas doprowadzenia napięcia do wartości
znamionowej przez regulator napięcia powinien być krótszy niż:
a) 0,3 s – dla statycznych tyrystorowych układów wzbudzenia,
b) 1 s – dla elektromaszynowych układów wzbudzenia.
II.B.3.3.1.14.
Po zrzucie mocy biernej wytwarzanej przez jednostkę wytwórczą od wartości
znamionowej mocy biernej do biegu jałowego, czas regulacji napięcia
jednostki wytwórczej powinien być krótszy niż:
a) 0,5 s – dla statycznych tyrystorowych układów wzbudzenia,
b) 1,5 s – dla elektromaszynowych układów wzbudzenia.
II.B.3.3.1.15.
Przy samowzbudzeniu się jednostki wytwórczej z automatyczną regulacją
napięcia zwiększenie napięcia jednostki wytwórczej przez regulator nie może
przekroczyć 15 % wartości napięcia znamionowego.
II.B.3.3.1.16.
Regulator napięcia jednostki wytwórczej powinien zapewnić stabilność
lokalną w całym podanym przez wytwórcę dozwolonym obszarze pracy, przy
mocy zwarciowej sieci po stronie wyższego napięcia transformatora
blokowego równej czterokrotnej wartości znamionowej mocy pozornej
jednostki wytwórczej.
II.B.3.3.1.17.
Ograniczniki maksymalnych prądów stojana i wirnika jednostki wytwórczej
powinny spełniać następujące wymagania:
a) ograniczniki maksymalnych prądów stojana i prądów wirnika powinny
zmniejszać wartość zadaną napięcia jednostki wytwórczej w przypadku,
gdy prąd stojana lub wirnika przekroczy nastawioną wartość,
b) ogranicznik prądu stojana nie powinien zmniejszać wartości zadanej
napięcia jednostki wytwórczej w przypadku, gdy przeciążenie stojana jest
spowodowane prądem pojemnościowym,
c) zakresy nastawy ograniczanych wartości prądu stojana i prądu wirnika
powinny być zawarte w przedziale od 80 do 110 % wartości
znamionowej,
d) prąd stojana i prąd wirnika powinny być ograniczone z dokładnością nie
mniejszą od ±5 % wartości znamionowej, w zakresie zmian napięcia
od 80 do 100 % napięcia znamionowego,
e) ogranicznik maksymalnego prądu stojana powinien być wyposażony
w element zwłoczny, dopuszczający krótkotrwałe przeciążenia jednostki
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 57 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wytwórczej w granicach dozwolonych w instrukcji producenta jednostki
wytwórczej, przy czym czas zwłoki powinien być zależny od wielkości
przeciążenia i być krótszy od czasu działania zabezpieczenia
nadmiarowo-prądowego zwłocznego jednostki wytwórczej,
f) działanie ograniczników powinno być sygnalizowane.
II.B.3.3.1.18.
Układ wzbudzenia powinien zapewnić potrzebom własnym jednostki
wytwórczej spełnienie następujących wymagań:
a) poprawną pracę w warunkach normalnych oraz innych stanach pracy
systemu elektroenergetycznego określonych w pkt IV.C.11.4,
b) po zwarciu trójfazowym na zaciskach strony górnego napięcia
transformatora blokowego układ wzbudzenia powinien zapewnić
odbudowę napięcia na szynach potrzeb własnych bloku do wartości 70 %
napięcia znamionowego w przeciągu 1 s od momentu wyłączenia
jednostki wytwórczej z sieci przez zabezpieczenia rezerwowe
o najdłuższym czasie działania.
II.B.3.3.1.19.
Jednostki wytwórcze mogą być wyposażone w systemy zabezpieczeń
zapewniające automatyczne odłączenie od sieci zamkniętej w następujących
przypadkach:
a) spadku częstotliwości poniżej 47,5 Hz ze zwłoką czasową uzgodnioną
z OSP,
b) utraty stabilności,
c) spadku napięcia na zaciskach łączących sieć z transformatorem blokowym
do poziomu 80 % wartości znamionowej, pomimo podtrzymującego
napięcie działania regulatora napięcia jednostki wytwórczej ze zwłoką
czasową uzgodnioną z OSP.
O uruchomieniu systemów zabezpieczeń, o których mowa powyżej,
wytwórca ma obowiązek niezwłocznie powiadomić OSP.
W przypadku gdy ww. zabezpieczenia nie spełniają wymagań określonych
w tej części IRiESP, w szczególności w zakresie nastaw i logiki ich działania,
wytwórca ma obowiązek, na polecenie OSP, wyłączyć te zabezpieczenia.
II.B.3.3.1.20.
Po odłączeniu jednostki wytwórczej od sieci z przyczyn wymienionych
w pkt II.B.3.3.1.19., układ regulacji turbiny powinien umożliwiać bezpieczny
zrzut mocy na potrzeby własne, zgodnie z wymaganiami określonymi
w pkt II.B.3.3.1.2.
II.B.3.3.1.21.
Przy zwyżce częstotliwości do 52,5 Hz jednostka wytwórcza nie powinna być
wyłączona z sieci zamkniętej przed osiągnięciem obrotów powodujących
zadziałanie zabezpieczenia od zwyżki obrotów.
II.B.3.3.1.22.
Jeżeli dwie lub więcej jednostek wytwórczych pracuje na jeden transformator
lub linię elektroenergetyczną, to w przypadku odłączenia się jednostek
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 58 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wytwórczych od sieci zamkniętej, ich praca równoległa powinna być
przerwana.
II.B.3.3.1.23.
Jednostki wytwórcze powinny mieć możliwość synchronizacji z siecią
zamkniętą w przedziale częstotliwości od 48,0 do 51,5 Hz.
II.B.3.3.1.24.
Jednostki wytwórcze powinny mieć możliwość pracy w przedziale
częstotliwości od 49,0 do 48,5 Hz w sposób ciągły przez 30 minut, łącznie
3 godziny w roku, od 48,5 do 48,0 Hz w sposób ciągły przez 20 minut,
łącznie 2 godziny w roku oraz w przedziale od 48,0 do 47,5 Hz przez
10 minut, łącznie 1 godzinę w roku. Przy spadku częstotliwości poniżej
48,5 Hz moce wytwarzane jednostek wytwórczych powinny wynosić
co najmniej 95 % mocy znamionowych, z zachowaniem liniowej
charakterystyki spadku mocy w przedziale od 48,5 do 47,5 Hz.
II.B.3.3.1.25.
Wszystkie wymagania dotyczące mocy czynnych wytwarzanych przez
jednostki wytwórcze powinny być spełnione również w sytuacji, gdy napięcie
sieci, do której są przyłączone jednostki wytwórcze spada do poziomu 85 %
wartości znamionowej.
II.B.3.3.1.26.
Jednostka wytwórcza powinna mieć zapewnioną możliwość pracy bez
ograniczeń czasowych w przedziale częstotliwości od 49 do 51 Hz
i w przedziale napięcia na zaciskach górnego napięcia transformatora
blokowego od 95 do 105 % napięcia znamionowego, z zachowaniem mocy
znamionowych i znamionowych współczynników mocy, bez względu na
nieznaczne odchylenia napięć jednostek wytwórczych w przedziale od 97 do
103 % napięcia znamionowego.
II.B.3.3.1.27.
Jednostki wytwórcze powinny być przystosowane do wytwarzania mocy
osiągalnej przy zmieniającym się współczynniku mocy w zakresie od 0,85 o
charakterze indukcyjnym do 0,95 o charakterze pojemnościowym. Przy pracy
z mocami niższymi od mocy osiągalnej dostępny zakres mocy biernej
powinien być odpowiednio większy, zgodnie z wykresem kołowym
generatora.
II.B.3.3.1.28.
Napędy w urządzeniach jednostek wytwórczych powinny funkcjonować tak,
aby moc czynna każdej jednostki wytwórczej przy obniżce częstotliwości do
47,5 Hz i spadku napięcia do 80 % napięcia znamionowego nie obniżyła się
poniżej mocy niezbędnej do zasilania potrzeb własnych jednostki
wytwórczej.
II.B.3.3.1.29.
Jednostki wytwórcze przyłączone do sieci przesyłowej powinny być
wyposażone w następujące układy elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej:
a) od zwarć zewnętrznych w sieci,
b) od zwarć wewnętrznych w jednostce wytwórczej,
c) od zwarć wewnętrznych w transformatorze blokowym,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 59 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
d) ziemnozwarciowe w punkcie neutralnym transformatora blokowego,
e) nadnapięciowe,
f) od utraty wzbudzenia,
g) od asymetrii obciążenia,
h) od mocy zwrotnej,
i) rezerwowe od zwarć wewnętrznych w transformatorze blokowym
lub w linii blokowej,
j) od poślizgu biegunów.
II.B.3.3.1.30.
Jednostki wytwórcze powinny mieć możliwość pracy bez wyłączeń,
w przypadku wystąpienia składowej przeciwnej prądu w czasie zwarć
dwufazowych likwidowanych z czasem działania zabezpieczeń rezerwowych
w sieci przesyłowej.
II.B.3.3.1.31.
Jednostki wytwórcze powinny być przystosowane do utrzymania się w pracy
w sieci w przypadku wystąpienia bliskich zwarć likwidowanych w czasie nie
dłuższym niż:
a) 120 ms – dla sieci o napięciu znamionowym równym 220 kV lub
wyższym,
b) 150 ms – dla koordynowanej sieci 110 kV.
II.B.3.3.1.32.
Nastawienia zabezpieczeń jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
powinny być skoordynowane z nastawieniami zabezpieczeń w sieci.
II.B.3.3.1.33.
Zaleca się, aby czasy rozruchu konwencjonalnych jednostek wytwórczych
spełniały następujące wymagania:
a) przy postoju do 8 godzin – czas rozruchu od 1 do 2 godzin,
b) przy postoju od 8 do 50 godzin – czas rozruchu od 1 do 3 godzin,
c) przy postoju powyżej 50 godzin – czas rozruchu od 2 do 5 godzin.
II.B.3.3.1.34.
Zaleca się, aby zmiany mocy wytwarzanej niezbędne do wykonania
programów pracujących jednostek wytwórczych na polecenie OSP były
realizowane z szybkością od 4 do 8 % mocy znamionowej na minutę.
II.B.3.3.1.35.
Zaleca się, aby jednostki wytwórcze miały możliwość pracy w zakresie od 40
do 100 % mocy znamionowej.
II.B.3.3.1.36.
Zaleca się, aby jednostka wytwórcza była przystosowana do co najmniej 200
rozruchów w ciągu roku.
II.B.3.3.2.
Szczegółowe wymagania techniczne dla konwencjonalnych jednostek
wytwórczych
II.B.3.3.2.1.
Wymagania techniczne dla układów regulacji pierwotnej, wtórnej i trójnej
oraz automatycznych układów grupowej regulacji napięć jednostek
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 60 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wytwórczych
II.B.3.3.2.1.1.
Urządzenia do regulacji pierwotnej w jednostkach wytwórczych biorących
udział w regulacji pierwotnej powinny spełniać następujące wymagania:
a) jednostki wytwórcze powinny być wyposażone w regulatory prędkości
obrotowej turbin o szybkim działaniu. Zadziałanie regulacji pierwotnej
jednostki wytwórczej w przypadku zmiany częstotliwości powinno zajść
w czasie nie dłuższym od 30 s i osiągnąć cały zakres odpowiedzi,
wynikający z ustawionego statyzmu regulatora oraz odchyłki
częstotliwości z dokładnością δp = ±1 % mocy znamionowej – Pn,
b) jednostki wytwórcze powinny być zdolne do wyzwolenia bardzo szybkiej
zmiany mocy regulacyjnej pierwotnej ΔP(Δf) = 0 … ± 5% Pn, dostępnej
w całym paśmie mocy regulacyjnej jednostki wytwórczej (Pmin ÷ Pos)
wraz z brzegowymi zapasami regulacji +2,5 % Pn na górnym brzegu oraz
– 2,5 % Pn na dolnym brzegu regulacji, z pełną odpowiedzią na skok
mocy zadanej ΔPz(Δf) = 0 ⎡ +5% Pn osiąganą w czasie 30 s
tj. ΔP(t<30 s) = ±5 % Pn, z dokładnością w stanie ustalonym po 30 s
δp ≤ ±1% Pn,
c) nieczułość układów regulacji częstotliwości nie powinna być większa niż
Δfi = ± 10 mHz,
d) cykl pomiaru częstotliwości dla działania regulacji pierwotnej powinien
wynosić nie mniej niż raz na sekundę,
e) korekcja częstotliwości w układzie regulacji mocy powinna być możliwa
do ustawienia w przedziale co najmniej ΔP(Δf) = 0 … ± 5% Pn przy
zmianach statyzmu s = 2…8% i strefy martwej częstotliwości
Δf0 = (0, ±10, ... ±500) mHz,
f) struktura układów regulacji prędkości obrotowej i mocy z korekcją
częstotliwości powinna zapewniać stabilną pracę KSE przy występowaniu
zakłóceń poprzez właściwe współdziałanie szybko reagującego regulatora
obrotów turbiny z wolno reagującym regulatorem mocy,
z uwzględnieniem optymalizacji nastaw stałych wzmocnienia,
różniczkowania i całkowania,
g) struktura układu regulacji turbiny powinna umożliwiać blokowanie
działania regulacji pierwotnej poprzez ustawienie strefy martwej, na
poziomie określonym przez OSP, bez eliminacji sygnału korekcji mocy
od częstotliwości (bez przerywania toru korekcji mocy od częstotliwości).
II.B.3.3.2.1.2.
II.B.3.3.2.1.3.
Regulacja wtórna w ramach regulatora centralnego ARCM jest realizowana
przez jednostki wytwórcze elektrowni cieplnych odpowiadające na zmianę
sygnału Y1 oraz jednostki wytwórcze elektrowni wodnych odpowiadające na
zmianę sygnału Y1s. Sposób dystrybucji sygnałów regulacyjnych określa
OSP.
Urządzenia do regulacji wtórnej w jednostkach wytwórczych biorących
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 61 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
udział w regulacji wtórnej powinny spełniać następujące wymagania:
a) zdolność do wyzwolenia szybkiej zmiany mocy regulacyjnej wtórnej
ΔP(t) równomiernie nadążającej za zmianami mocy zadanej ΔPY1(31...0...+31) = (-5%...0…+5 %) Pn,
b) po interwencyjnym (Y1i) skoku sygnału ΔPY1 (0 ⎡ +31 lub 0 ⎣ -31)
wymagana
jest
pełna
odpowiedź
w
czasie
t < 30 s,
tj. ΔP (t < 30 s) = ±5 % Pn, z dokładnością regulacji mocy δp < ±1 % Pn
w stanie ustalonym po czasie t = 30 s,
c) dostępność interwencyjnej zmiany sygnału Y1i w całym paśmie mocy
regulacyjnej jednostki wytwórczej (Pmin ÷ Pos),
d) przy współpracy regulacji wtórnej z regulacją pierwotną, na tle zmian
mocy
P(t)
podążających
za
zmianami
sygnału
ΔPY1(-31...0...+31) powinny być spełnione wymagania określone dla
regulacji pierwotnej.
II.B.3.3.2.1.4.
Wymaga się, aby urządzenia do regulacji wtórnej w jednostkach
wytwórczych elektrowni wodnych, które w dniu wejścia IRiESP w życie
posiadają zdolność do udziału w regulacji wtórnej, utrzymały tą zdolność.
W szczególności wymaga się utrzymywania zdolności do wyzwolenia
szybkiej zmiany mocy regulacyjnej wtórnej ΔP(t) równomiernie nadążającej
za zmianami mocy zadanej ΔPY1s = 0…> ± 5 % Pn z dokładnością regulacji
mocy δp < ±1 % Pn (t > 30 s) dostępnej w całym paśmie mocy regulacyjnej
hydrozespołu.
II.B.3.3.2.1.5.
Zdalne zadawanie obciążenia bazowego bloku w ramach regulatora
centralnego ARCM realizowane jest przez jednostki wytwórcze elektrowni
cieplnych, odpowiadające na zmianę sygnału Y0. Sposób dystrybucji
sygnałów regulacyjnych określa OSP.
II.B.3.3.2.1.6.
Wymaga się, aby obiektowe układy regulacji, które w dniu wejścia IRiESP
w życie, posiadają zdolność realizacji obciążenia bazowego bloku zadawnego
sygnałem Y0 utrzymały tą zdolność, przy spełnieniu wymagań
szczegółowych:
a) jednostki wytwórcze elektrowni cieplnych powinny być przystosowane do
sterowania zdalnego sygnałem Y0(i) z mocą regulacyjną P(t) nadążającą za
zmianami mocy zadanej ΔPY0(i) przy regulacji automatycznej (zdalnie
sterowanej z regulatora centralnego) lub przy regulacji ręcznej,
zmieniającej się z prędkością średnio 2 % Pn/min, z dokładnością
regulacji mocy δp < ±1 % Pn (t > 5 min) w całym dostępnym paśmie
mocy regulacyjnej bloku ,
b) sygnał Y0(i) może być wykorzystywany jako rezerwowy sposób
zadawania obciążenia bazowego jednostek w przypadku awarii systemów
teleinformatycznych OSP lub w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa
systemu elektroenergetycznego,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 62 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
c) wytwórcy muszą posiadać możliwość ręcznego lub automatycznego
załączenia/wyłączenia
do
pracy
układu
regulacji
z sygnałem Y0(i) na polecenie OSP.
II.B.3.3.2.1.7.
Niezależnie od sposobu wykorzystania sytemu SOWE do realizacji
obciążenia bazowego powinny zostać spełnione następujące wymagania:
a) wykorzystanie bieżącego punktu pracy, zwanego dalej również BPP, do
automatycznego zadawania mocy bazowej bloku nie może pozbawić
możliwości zadawania mocy bazowej bloku według dotychczasowych
zasad za pomocą automatycznego sygnału Y0(i),
b) możliwość rozłącznej pracy regulacji pierwotnej i wtórnej sygnałem Y1(i)
oraz regulacji sygnałem Y0(i),
c) łączna praca układów regulacji pierwotnej, wtórnej Y1(i) i trójnej
sygnałem Y0(i) musi spełniać wymagania określone dla poszczególnych
regulacji,
d) przyjęta maksymalna wielkość gradientu zmian mocy w zakresie zmian
mocy bazowej z wykorzystaniem BPP nie może ograniczać wymaganej
wielkości gradientu mocy w zakresie mocy regulowanej sygnałem Y1(i),
jeśli jest przewidziany do wykorzystania,
e) dopuszczalny zakres pracy bloku przy załączonych układach regulacji
pierwotnej i wtórnej sygnałem Y1(i) nie może powodować pracy jednostki
wytwórczej w zaniżeniu lub w przeciążeniu,
f) muszą zostać spełnione dotychczasowe wymagania stawiane układom
regulacji pierwotnej i wtórnej Y1(i), a w przypadku konieczności
jakichkolwiek ich zmian i modyfikacji, konieczne jest uzyskanie pisemnej
akceptacji OSP na wprowadzenie tych zmian.
II.B.3.3.2.1.8.
Wymagania techniczne automatycznych układów regulacji napięć w węzłach
wytwórczych, zwanych dalej układami ARNE:
a) układ ARNE powinien umożliwiać regulację napięcia w stacji do której są
przyłączone jednostki wytwórcze w zakresie zmian mocy biernej,
w pełnym obszarze wynikającym z wykresu kołowego tych jednostek,
b) układ ARNE powinien być przystosowany do współpracy z układem
regulacji napięcia ARST, sterującym przekładnią transformatorów
sprzęgłowych w stacji do której przyłączone są jednostki wytwórcze,
c) układ ARNE powinien funkcjonować tak, aby częstość zmian
przełączników zaczepów transformatorów sprzęgłowych w stacji, do
której przyłączone są jednostki wytwórcze, nie przekraczała średniej
dobowej częstości dopuszczalnej dla danego przełącznika,
d) układ ARNE powinien umożliwiać zregulowanie odchyłki napięcia do
wartości zadanej w czasie krótszym niż 3 minuty (dla układu ARST czas
zregulowania odchyłki nie jest normowany),
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 63 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
e) układ ARNE powinien blokować swoje działanie w przypadku
przekroczenia granicznych wartości napięcia regulowanego,
f) układ ARNE powinien blokować swoje działanie w przypadku
przekroczenia granicznej wartości napięcia jednostki wytwórczej,
g) układ ARNE nie może powodować oscylacji napięć rozdzielni oraz mocy
biernych podczas cyklu jego działania,
h) układ ARNE powinien zapewniać równomierny rozdział mocy biernej dla
jednostek wytwórczych o jednakowej mocy znamionowej pracujące na
dany system szyn rozdzielni, a dla jednostek wytwórczych o różnych
mocach znamionowych układ powinien zapewnić rozdział mocy biernej
proporcjonalny do ich mocy,
i) układ ARNE powinien umożliwiać zadawanie wartości regulowanych
miejscowo i zdalnie z nadrzędnych ośrodków dyspozycji mocy,
j) układ ARNE powinien umożliwiać zadawanie wartości napięć w zakresie
dopuszczalnych zmian napięcia określonych dla danej rozdzielni przez
OSP,
k) układ ARNE powinien umożliwiać nastawianie granicznej wartości
napięcia jednostki wytwórczej, zgodnie z zależnością Ugmax < 1,1 Ugn
(Ugn – napięcie znamionowe jednostki wytwórczej),
l) układ ARNE powinien umożliwiać nastawę statyzmu regulatora napięcia
określanego jako stosunek względnej zmiany napięcia regulowanego do
względnej zmiany mocy biernej w danym punkcie pracy w stanie
ustalonym (wyrażonego w procentach)w granicach od 0 do 3 %,
m) błąd regulacji napięcia układu ARNE nie może być większy niż 0,5 %,
n) układ ARNE powinien umożliwiać nastawę strefy nieczułości εu
rozumianej jako zakres niewrażliwości układu na zmianę napięcia
regulowanego, w granicach od 0,1 do 1 % (dla układu ARST strefa
nieczułości εT, rozumiana jako zakres niewrażliwości członu regulującego
przekładnię transformatorów sprzęgłowych na zmianę napięcia
regulowanego, powinna być nastawialna w zakresie od 0,5
do 5 %),
o) układ ARNE powinien umożliwiać nastawę marginesów bezpieczeństwa
2,5 – 5 % Qgmax tak by zmiana mocy biernej nie powodowała trwałego
działania ograniczników jej regulacji (dla układu ARST regulacja
przekładni transformatorów sprzęgłowych powinna się odbywać w strefie
ograniczonej dopuszczalnymi wartościami prądów i napięć strony
pierwotnej i wtórnej, przekroczenie tej strefy powinno spowodować
zablokowanie działania układu regulacji w kierunku, którym
przekroczenie dopuszczalnych wartości mogłoby się pogłębić),
p) układ ARNE powinien umożliwiać nastawy czasów przerwy między
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 64 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
impulsami sterującymi nastawnikami regulatorów napięcia jednostek
wytwórczych – tp > 5 s (dla układu ARST zakres nastawy czasów
przerwy między impulsami sterującymi przełącznikami zaczepów
transformatorów powinien wynosić 3 min < tp < 30 min),
II.B.3.3.2.2.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych w zakresie zdolności
do obrony i odbudowy zasilania krajowego systemu elektroenergetycznego
II.B.3.3.2.2.1.
Wymagania techniczne w zakresie przystosowania jednostek wytwórczych do
udziału w obronie i odbudowie zasilania KSE, zawarte w IRiESP,
są obligatoryjne dla wszystkich podmiotów posiadających jednostki
wytwórcze nowe lub po najbliższej modernizacji urządzeń, od których zależy
zdolność do obrony i odbudowy, o mocy osiągalnej równej 50 MW lub
wyższej, przyłączone do sieci zamkniętej, o ile OSP nie wyrazi zgody na
odstępstwa od ich stosowania.
II.B.3.3.2.2.2.
Szczegółowe wymagania techniczne są określane przez OSP odrębnie dla
każdej jednostki wytwórczej przewidzianej do udziału w obronie i odbudowie
zasilania KSE, zależnie od jej położenia w KSE oraz jej roli w procesie
obrony i odbudowy zasilania KSE, i powinny zostać uwzględnione w planach
działań w warunkach utraty połączenia z KSE lub całkowitego zaniku
napięcia w tym systemie.
II.B.3.3.2.2.3.
W ramach przystosowania jednostek wytwórczych elektrowni do udziału
w obronie i odbudowie zasilania KSE wyróżnia się:
a) zdolność elektrowni do pracy w układzie wydzielonym – zdolność
elektrowni do awaryjnego przejścia do pracy samodzielnej, przy braku
zasilania z KSE, wg uzgodnionego z OSP planu, i trwałej pracy w tym
układzie oraz gotowość do realizacji poleceń OSP w zakresie zwiększania
obszaru wydzielonego,
b) zdolność elektrowni do samostartu – zdolność do uruchomienia
elektrowni bez zasilania z KSE, wg uzgodnionego z OSP planu, i trwałej
pracy w układzie wydzielonym oraz gotowość do realizacji poleceń OSP
w zakresie uruchamiania kolejnych elektrowni i zwiększania obszaru
wydzielonego.
II.B.3.3.2.2.4.
Regulatory turbin jednostek wytwórczych w zakresie zdolności do obrony
i odbudowy zasilania KSE powinny:
a) być zdolne do pracy w trybie regulacji prędkości obrotowej, realizowanej
przez proporcjonalny regulator prędkości obrotowej RO(P), zgodnie
z zamodelowaną charakterystyką statyczną (zdolność do prowadzenia
regulacji częstotliwości w sieci elastycznej, wielomaszynowej),
b) posiadać możliwość wyprzedzającej, automatycznej zmiany trybu pracy
regulatora turbiny z trybu regulacji mocy RN(PI) na tryb regulacji
prędkości obrotowej RO(P) (identyfikacja powstania wyspy, zgodnie
z kryteriami uzgodnionymi z OSP),
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 65 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
c) zapewniać pewne nabieranie skokowych przyrostów mocy od 0 aż do
+ 0,1 Pn podczas ponownego przy odbudowie przyłączenia obciążenia lub
gradientowego przyrastania mocy z szybkością v = 1...4 % Pn/min
podczas quasiliniowego obciążania odbiorców w wydzielonej sieci. Przez
„pewne nabieranie mocy” należy rozumieć zdolność regulatora prędkości
obrotowej do przyjęcia w warunkach pracy wyspowej/wydzielonej
z różnymi połączeniami i przyłączeniami, skokowego obciążenia mocą
ΔP = 0 ⎡ ±0,1 Pn z częstotliwością zmieniającą się nie więcej niż
o Δf < ±1,0 Hz,
d) zapewniać sprawne przechodzenie do pracy wydzielonej zarówno
z nadmiarem jak i umiarkowanym niedoborem mocy generowanej
w stosunku do mocy pobieranej przez wyspę w momencie wydzielania,
e) struktura układu regulatora turbiny, powinna umożliwiać automatyczną,
zgodnie z postanowieniami pkt b) oraz manualną, zmianę trybów pracy
regulatora turbiny,
f) struktura regulacji powinna umożliwiać ustawienie w trybie operatorskim
strefy martwej charakterystyki statycznej turbozespołu w zakresie od 0 do
500 mHz.
II.B.3.3.2.2.5.
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych w zakresie zdolności do
pracy w układach wydzielonych:
a) należy zapewnić takie działanie układów automatycznej regulacji (UAR)
obciążenia jednostek wytwórczych, w których regulatory mocy turbiny
RP(PI) i paliwa do kotła RB(PI) podążające za mocą zadaną, aby
jednostki mogły zostać w razie potrzeby odsprzęglone (zatrzymane)
automatycznie lub przez operatora jednostki, po zapoczątkowaniu
działania regulatora prędkości obrotowej RO(P),
b) odciążanie/dociążanie turbiny przez regulator prędkości obrotowej RO(P)
powinno być wspomagane – szczególnie po przejściu jednostki
wytwórczej do pracy wydzielonej lub wyspowej – odpowiednio
dopasowanym działaniem regulacji wydajności pary reagującej na dopływ
paliwa do kotła (zapewnienie koordynacji pracy kotła i turbiny w trybie
regulacji prędkości obrotowej typu P),
c) przejściowe zmiany wielkości regulowanych na kotle, które się
odznaczają na ogół dużymi inercjami, nie powinny wpływać ujemnie,
w wypadku pojawienia się awarii systemowej, na działanie regulacji
prędkości obrotowej turbiny, w postaci dodatkowego dla niej zakłócenia,
d) działanie regulatorów ciśnienia pary stacji obejściowych WP oraz SP/Np.
powinno zostać tak zoptymalizowane, żeby odchyłki ciśnienia pary
w czasie pracy stacji nie wpływały niekorzystnie na dokładność mocy
utrzymywanej przez jednostkę wytwórczą,
e) układy automatycznej regulacji turbiny i kotła oraz układy zabezpieczeń
jednostek wytwórczych, powinny zapewnić opanowanie zrzutu
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 66 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
z dowolnego poziomu do obciążenia potrzeb własnych.
f) zapewnienie innych niż energia elektryczna mediów niezbędnych do
uruchomienia jednostki wytwórczej ze stanu beznapięciowego,
o ile taka konieczność wynika, z uzgodnionego z OSP, planu działania
w warunkach utraty połączenia z KSE lub całkowitego zaniku napięcia
w tym systemie, o którym mowa w pkt IV.C.11.8.,
g) wymagania zapisane w punktach b), c), d), i e) nie dotyczą bloków
gazowo-parowych,
h) układy automatyki jednostek wytwórczych powinny zapewnić zdolność
do opanowania zrzutu z dowolnego punktu pracy jednostki wytwórczej
do dowolnego obciążenia wydzielonego ze szczególnym uwzględnieniem
pracy z obciążeniem potrzeb własnych PPW (bez identyfikacji stanu
położenia wyłącznika sieciowego).
II.B.3.3.2.2.6
Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych w zakresie zdolności do
samostartu:
a) jednostki wytwórcze powinny zachować zdolność do podania napięcia na
wydzielony ciąg rozruchowy w ciągu 15 minut od wydania polecenia,
b) jednostki wytwórcze powinny zachować zdolność do przeprowadzenia
przynajmniej trzech kolejnych samostartów w ciągu 2 godzin,
c) jednostki wytwórcze powinny posiadać odpowiednie zdolności
wytwórcze wystarczające do uruchomienia innej elektrowni,
przewidzianej do uruchomienia w planach odbudowy zasilania KSE.
II.B.3.3.2.2.7.
Wymagania dla regulatorów napięć jednostek wytwórczych w zakresie
zdolności do obrony i odbudowy zasilania KSE:
a) jednostki wytwórcze powinny być dostosowane do regulowania napięcia
w dozwolonym przedziale zmian oraz do kompensowania mocy biernej
w dopuszczalnym obszarze pracy jednostki wytwórczej, zarówno podczas
podania napięcia i ładowania linii, jak i przesyłania przez nią mocy
rozruchowej potrzebnej do uruchomienia jednostki wytwórczej innej
elektrowni,
b) poprawne
działanie
regulacji
napięcia
z
zachowaniem
0,95 ≤ U ≤ 1,05 Un podczas kolejnych skokowych naborów (przyrostów)
mocy obciążenia sieci ΔP ≤ 0 ⎡ +0,05 Pn,
c) zapewnienie odpowiedniego poziomu mocy biernej pojemnościowej
i indukcyjnej w zakresie zgodnym z wykresem kołowym jednostki
wytwórczej,
d) praca w trybie automatycznej regulacji napięcia w całym dopuszczalnym
obszarze pracy w przedziale co najmniej od 80 do 110 % Un.
II.B.3.3.2.2.8.
Wytwórca, który posiada jednostki wytwórcze przystosowane do udziału
w obronie i odbudowie zasilania KSE jest zobowiązany dostarczyć do OSP
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 67 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
instrukcję szczegółowo opisującą zakres czynności przewidzianych do
realizacji w przypadku udziału tych jednostek w obronie lub przygotowaniu
do udziału w odbudowie zasilania KSE.
II.B.3.3.2.3.
Testy odbiorcze i sprawdzające zdolność jednostek wytwórczych do pracy
w regulacji pierwotnej i wtórnej
II.B.3.3.2.3.1.
Wytwórcy są obowiązani do przeprowadzania odbiorów technicznych
obiektowych układów realizujących regulację pierwotną i wtórną
w przypadkach:
a) uruchamiania nowych obiektowych układów regulacji,
b) modernizacji istniejących układów regulacji,
c) zmian struktury lub algorytmu układów regulacji,
d) zmian sprzętowych w układach regulacji,
e) zmian zakresu regulacji lub zakresu mocy jednostki wytwórczej
regulowanego obiektowymi układami regulacji, obejmującego szerszy
zakres regulacyjny w stosunku do zakresu objętego wcześniejszym
komisyjnym odbiorem układów regulacji (zmiana mocy osiągalnej lub
minimalnego dopuszczalnego obciążenia technicznego),
f) modernizacji jednostki wytwórczej, której efekty mogą mieć wpływ na
jakość regulacji,
g) zmiany w algorytmach lub w strukturach układów automatycznej
realizacji BPP,
h) zmiany procedury zadawania trybu pracy jednostki wytwórczej
w ramach systemu SOWE,
i) po przeprowadzeniu remontu kapitalnego.
II.B.3.3.2.3.2.
Testy i pomiary, o których mowa w pkt II.B.3.3.2.3.1 przeprowadza
niezależna firma ekspercka, uzgodniona z OSP, według programu
uzgodnionego z OSP.
II.B.3.3.2.3.3.
Wytwórcy, w celu przeprowadzania odbiorów technicznych obiektowych
układów realizujących regulację pierwotną i wtórną zgłaszają je do odbioru
technicznego OSP z 14-to dniowym wyprzedzeniem. Wytwórca organizuje
odbiór techniczny, przy współudziale przedstawicieli OSP.
II.B.3.3.2.3.4.
W przypadku stwierdzenia przez OSP działania układów regulacji w sposób
niezgodny z zasadami określonymi w protokołach odbiorów regulacji lub
braku gotowości danej jednostki wytwórczej do regulacji, OSP może
zarządzić wcześniejsze niż wynikające z pkt II.B.3.3.2.3.1 testy sprawdzające
z zachowaniem postanowień pkt II.B.3.3.2.3.3.
II.B.3.3.2.3.6.
Testy sprawdzające przeprowadzane w przypadkach, o których mowa
w pkt II.B.3.3.2.3.1. i II.B.3.3.2.3.4 zostaną przeprowadzone na koszt
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 68 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wytwórcy.
II.B.3.3.2.3.7.
W uzasadnionych przypadkach operator systemu przesyłowego zastrzega
sobie prawo przeprowadzenia, innych niż wymienione w niniejszym
rozdziale testów, mających za zadanie weryfikację spełnienia wymagań
stawianych nowym lub po najbliższej modernizacji urządzeń, od których
zależy spełnienie tych wymagań, jednostkom wytwórczym przyłączanym do
sieci zamkniętej. W tym przypadku testy prowadzone są na koszt operatora.
II.B.3.3.2.4.
Testy odbiorcze i sprawdzające zdolność jednostek wytwórczych do obrony
i odbudowy zasilania krajowego systemu elektroenergetycznego
II.B.3.3.2.4.1.
W ramach przeprowadzanych testów potwierdzających gotowość jednostek
wytwórczych do obrony i odbudowy zasilania KSE wprowadzone zostają
dwie kategorie testów:
a) testy odbiorowe,
b) okresowe testy sprawdzające i próby systemowe
II.B.3.3.2.4.2.
Celem przeprowadzanych testów odbiorowych jest sprawdzenie
przystosowania jednostki wytwórczej do udziału w obronie i odbudowie
zasilania w KSE.
II.B.3.3.2.4.3.
Celem przeprowadzanych okresowych testów sprawdzających i prób
systemowych jest potwierdzenie przystosowania elektrowni do udziału
w obronie i odbudowie zasilania w KSE.
II.B.3.3.2.4.4.
Testy sprawdzające i próby systemowe, dla elektrowni posiadających
zdolność do samostartu, obejmują:
a) test samostartu elektrowni polegający na samouruchomieniu jej jednostek
wytwórczych oraz podaniu napięcia na wybraną szynę miejscowej
rozdzielni aż do ustabilizowania napięcia i częstotliwości w granicach
dopuszczalnych odchyleń – test jest wykonywany na polecenie OSP
co najmniej dwa razy w roku;
b) sprawdzenie zdolności do regulacji częstotliwości w sieci elastycznej
polegające na samostarcie jednostki wytwórczej i jej pracy równoległej
z innymi jednostkami wytwórczymi elektrowni świadczącej usługę
samostartu, przy zapewnieniu minimalnego obciążenia tych jednostek
(potrzeby własne i ogólne elektrowni, pompy, inne dostępne odbiory –
test jest wykonywany na polecenie OSP co najmniej raz w roku, łącznie
z testem określonym w pkt a);
c) próba samostartu elektrowni polegająca na samouruchomieniu,
jak w pkt a), losowo wybranych jednostek wytwórczych oraz podaniu
napięcia na wydzieloną linię rozruchową do jednostki wytwórczej
elektrowni aż do ustabilizowania napięcia na końcu tej linii
w przyelektrownianej rozdzielni – test jest wykonywany na polecenie
OSP raz na 3 lata;
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 69 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
d) próba samostartu elektrowni polegająca na samouruchomieniu losowo
wybranych jednostek wytwórczych oraz podania napięcia i mocy
rozruchowej na wydzieloną linię rozruchową do niesamostartującej
elektrowni z uruchomieniem wytypowanej/wytypowanych jednostki
wytwórczej elektrowni głównej ze stanu gorącego i jej/ich
zsynchronizowaniu i pracy na wyspie z elektrownią samostartującą – test
jest wykonywany na polecenie OSP nie rzadziej niż co 5 lat.
II.B.3.3.2.4.5.
Testy sprawdzające i próby systemowe, dla elektrowni posiadających
zdolność do pracy w układach wydzielonych, obejmują:
a) próby zrzutów mocy na poszczególnych jednostek wytwórczych
z przejściem do PPW (pojedynczo w układzie jednomaszynowym
z uaktywnieniem prędkości obrotowej typu PI oraz podwójnie w układzie
dwu- lub wielo-maszynowym z uaktywnieniem prędkości obrotowej typu
P) i przyłączeniu do nich potrzeb ogólnych elektrowni – test jest
wykonywany na polecenie OSP nie rzadziej niż co 3 lata;
b) próby zrzutów mocy na wybranych jednostkach wytwórczych
z przejściem do PPW i przyłączenie do nich potrzeb ogólnych elektrowni
oraz podanie napięcia i mocy rozruchowej do uruchomienia sąsiedniej
stojącej w rezerwie jednostki wytwórczej lub do jednostki/jednostek
pobliskiej elektrowni – test jest wykonywany na polecenie OSP nie
rzadziej niż co 5 lat.
II.B.3.3.2.4.6.
Testy wymienione w pkt II.B.3.3.2.4.1 są przeprowadzane z udziałem
przedstawiciela OSP oraz niezależnej firmy eksperckiej.
II.B.3.3.2.4.7.
W przypadku modernizacji lub zmiany stanu technicznego oraz
organizacyjnego elektrowni posiadającej zdolność do samostartu lub zdolność
do pracy w układach wydzielonych, OSP może zażądać przeprowadzenia
testów sprawdzających, zgodnie z trybem i warunkami przewidzianymi dla
tych testów.
II.B.3.3.2.4.8.
Operator systemu przesyłowego poinformuje wytwórcę o zamiarze
przeprowadzenia testów z odpowiednim, nie krótszym niż 72 godziny,
wyprzedzeniem umożliwiającym techniczno-organizacyjne przygotowanie
testów, o których mowa w pkt II.B.3.3.2.4.1.
II.B.3.3.2.4.9.
W przypadku stwierdzenia w wyniku przeprowadzania testów, o których
mowa w pkt II.B.3.3.2.4.1, braku zdolności elektrowni do obrony
i odbudowy zasilania w KSE, wytwórca jest zobowiązany do
przeprowadzenia dodatkowego testu. Powtórny test traktuje się jako test
odbiorowy. O terminie przeprowadzenia powtórnego testu wytwórca
powiadamia OSP z co najmniej 72 godzinnym wyprzedzeniem.
II.B.3.3.2.4.10. Testy, o których mowa w pkt II.B.3.3.2.4.1, przeprowadzane są na koszt
wytwórcy.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 70 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.3.3.2.4.11. Operator systemu przesyłowego zastrzega sobie prawo do przeprowadzenia
innych niż wymienione w pkt II.B.3.3.2.4.1 prób systemowych celem
poprawy przystosowania KSE do działań w stanach awaryjnych. Zakres
i szczegółowe cele tych prób określa OSP. Sposób pokrycia kosztów tych
prób zostanie każdorazowo uzgodniony z uczestnikami tych prób.
II.B.3.3.2.4.12. Operator systemu przesyłowego zastrzega sobie prawo przeprowadzenia,
innych niż wymienione w niniejszym rozdziale testów, mających za zadanie
weryfikację spełnienia wymagań stawianych nowym lub po najbliższej
modernizacji urządzeń, od których zależy spełnienie tych wymagań,
jednostkom wytwórczym przyłączanym do sieci zamkniętej.
II.B.3.3.2.5.
Testy odbiorcze i sprawdzające automatycznych układów grupowej regulacji
napięć jednostek wytwórczych
II.B.3.3.2.5.1.
Wytwórcy są obowiązani do przeprowadzania testów odbiorczych układów
ARNE w następujących przypadkach:
a) uruchamiania nowych obiektowych układów regulacji.
b) modernizacji istniejących układów regulacji.
c) zmian struktury lub algorytmu układów regulacji.
d) zmian sprzętowych w układach regulacji.
e) Zmiany zakresów regulacji układów ARNE.
II.B.3.3.2.5.2.
Testy, o których mowa w pkt II.B.3.3.2.5.1 przeprowadza niezależna firma
ekspercka, uzgodniona z OSP, według programu uzgodnionego z OSP.
II.B.3.3.2.5.3.
Wytwórcy, w celu odbioru przez OSP układów ARNE zgłaszają je do
odbioru technicznego z 14-dniowym wyprzedzeniem.
II.B.3.3.2.5.4.
Wytwórca przy współudziale przedstawicieli OSP organizuje komisyjny
odbiór techniczny sprawdzający spełnienie przez jednostkę wytwórczą
wymagań regulacyjnych określonych przez OSP, przy zachowaniu
pozostałych parametrów w granicach bezpiecznej pracy urządzeń.
II.B.3.3.2.5.5.
Operator systemu przesyłowego potwierdza przyjęcie do eksploatacji układu
regulacji po spełnieniu wymagań, o których mowa w pkt II.B.3.3.2.5.4.
II.B.3.3.2.5.6.
W przypadku stwierdzenia przez OSP działania układów regulacji w sposób
niezgodny z zapisami określonymi w protokołach odbiorów układów ARNE,
OSP może zarządzić dodatkowe pomiary sprawdzające.
II.B.3.3.2.5.7.
Testy odbiorcze i sprawdzające przeprowadzane w przypadkach, o których
mowa w pkt II.B.3.3.2.5.1 i II.B.3.3.2.5.6, są przeprowadzane na koszt
wytwórcy.
II.B.3.3.2.5.8.
Operator systemu przesyłowego zastrzega sobie prawo przeprowadzenia,
innych niż wymienione w pkt II.B.3.3.2.5.1 testów, mających za zadanie
weryfikacje spełnienia wymagań stawianych nowym lub po najbliższej
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 71 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
modernizacji urządzeń, od których zależy spełnienie tych wymagań,
jednostkom wytwórczym, przyłączanym do sieci zamkniętej.
II.B.3.3.3.
Wymagania techniczne i warunki pracy farm wiatrowych
II.B.3.3.3.1.
Zakres wymagań i warunków dla farm wiatrowych
II.B.3.3.3.1.1.
Wymagania techniczne dla farm wiatrowych o mocy znamionowej, w
miejscu przyłączenia, równej 50 MW lub wyższej, które przyłączone są do
sieci zamkniętej, dotyczą:
a) regulacji mocy czynnej,
b) pracy w zależności od i częstotliwości i napięcia,
c) załączania do pracy i wyłączania z sieci zamkniętej,
d) regulacji napięcia i mocy biernej,
e) pracy farm wiatrowych przy zakłóceniach w sieci zamkniętej,
f) dotrzymywanie standardów jakości energii elektrycznej,
g) elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej,
h) systemów monitorowania i telekomunikacji,
i) testów sprawdzających.
II.B.3.3.3.1.2.
Wymagania techniczne dla farm wiatrowych, o których mowa
w pkt II.B.3.3.3.1.1, mogą obowiązywać również farmy wiatrowe
o mocy znamionowej, w miejscu przyłączenia, niższej niż 50 MW,
w przypadku gdy:
a) suma mocy znamionowych farm wiatrowych przyłączonych do jednej
rozdzielni o napięciu znamionowym 110 kV poprzez transformatory
110/SN przekracza 50 MW,
b) suma mocy znamionowych farm wiatrowych przyłączonych do linii
promieniowej o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym przekracza
50 MW,
c) suma mocy znamionowych farm wiatrowych przyłączonych do ciągu
liniowego o napięciu znamionowym 110 kV, łączącego co najmniej dwie
stacje elektroenergetyczne przekracza 50 MW,
d) suma mocy znamionowych farm wiatrowych przyłączonych poprzez
wydzielony transformator NN/110 kV przekracza 50 MW.
O obowiązku spełnienia powyższych wymagań decyduje operator systemu
właściwy dla miejsca przyłączenia do sieci w wydanych warunkach
przyłączenia.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 72 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.3.3.3.1.3.
Operator systemu ma prawo do kontroli realizacji warunków przyłączenia
i może zażądać udostępnienia przez wytwórcę dokumentacji stwierdzającej,
że farma wiatrowa wypełnia wymagania określone w IRiESP i w warunkach
przyłączenia do sieci. W szczególności przedmiotowa dokumentacja powinna
zawierać wyniki pomiarów konieczne dla oceny wpływu farmy wiatrowej na
jakość energii elektrycznej i symulacje komputerowe, na akceptowanym
przez właściwego operatora systemu modelu, pokazujące reakcję farmy
wiatrowej na zakłócenia sieciowe.
II.B.3.3.3.1.4.
Farmy wiatrowe przyłączane do sieci zamkniętej powinny być wyposażone
w urządzenia o technologii umożliwiającej bezpieczną współpracę
z KSE w różnych możliwych sytuacjach ruchowych.
II.B.3.3.3.1.5.
Szczegółowe wymagania dla każdej farmy wiatrowej są określane przez
właściwego operatora systemu w warunkach przyłączenia do sieci,
w zależności od mocy farmy wiatrowej, jej lokalizacji w sieci, sytuacji
w systemie i wyników ekspertyzy wpływu przyłączenia farmy na system.
II.B.3.3.3.1.6.
Operator systemu może w warunkach przyłączenia określić dla farmy
wiatrowej o mocy znamionowej równej 50 MW lub wyższej, wymaganie
przystosowania farmy do udziału w regulacji parametrów systemu i zażądać
aby regulacja mocy farmy wiatrowej była dostosowana do automatycznej
regulacji zdalnej.
II.B.3.3.3.1.7.
Farma wiatrowa w przypadku niedotrzymania standardów jakości energii
określonych w pkt II.B.3.3.3.7.1 do II.B.3.3.3.7.8 może zostać wyłączona, na
polecenie operatora systemu, do czasu usunięcia nieprawidłowości.
II.B.3.3.3.2.
Regulacja mocy czynnej
II.B.3.3.3.2.1.
Farma wiatrowa powinna być wyposażona w system sterowania i regulacji
mocy umożliwiający pracę w następujących reżimach:
a) praca bez ograniczeń, odpowiednio do warunków wiatrowych,
b) praca interwencyjna według wymagań odpowiedniego operatora systemu,
w
sytuacjach
zakłóceń
i
zagrożeń
w
pracy
systemu
elektroenergetycznego,
c) udział w regulacji częstotliwości (dotyczy farm wiatrowych o mocy
znamionowej równej 50 MW lub wyższej).
II.B.3.3.3.2.2.
W normalnych warunkach pracy systemu i farmy wiatrowej moc czynna
wprowadzana do sieci przez farmę wiatrową o mocy znamionowej równej
50 MW lub wyższej nie może przekraczać limitu mocy (z dokładnością
±5 %) przydzielonego operatywnie przez właściwego operatora systemu.
II.B.3.3.3.2.3.
W normalnych warunkach pracy farmy wiatrowej, w tym podczas
normalnych uruchomień i odstawień, gradient średni zmiany mocy czynnej
farmy wiatrowej za okres 15 minut nie może przekraczać 10 % mocy
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 73 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
znamionowej farmy wiatrowej na minutę. Gradient średni w okresie
1 minuty nie powinien przekraczać 30 % mocy znamionowej na minutę.
II.B.3.3.3.2.4.
W sytuacjach zakłóceniowych w systemie wyżej określony gradient zmian
obciążenia może być przekroczony przez farmy wiatrowe uczestniczące
w regulacji częstotliwości, lub w sytuacji, gdy OSP poleci szybkie odciążenie
lub, jeśli jest to technicznie możliwe, dociążenie farmy wiatrowej.
II.B.3.3.3.2.5.
Układ regulacji mocy poszczególnych jednostek wytwórczych powinien
zapewnić zmniejszenie mocy do co najmniej 20 % mocy znamionowej
w czasie mniejszym od 2 s.
II.B.3.3.3.2.6.
Operator systemu ma prawo ograniczyć czasowo moc farmy wiatrowej
o mocy znamionowej równej 50 MW lub wyższej do wartości nie mniejszej
niż 5 % mocy znamionowej tej farmy. Ograniczenie mocy może być
zadawane przez sygnał zewnętrzny w MW lub % aktualnej mocy farmy
wiatrowej, lub też w postaci zależności od częstotliwości i/lub napięcia sieci.
Algorytm regulacji mocy czynnej farmy wiatrowej musi być dostosowany do
realizacji tego wymagania. Szybkość zmniejszania mocy w celu osiągnięcia
zadanej wartości powinna wynosić co najmniej 10 % mocy znamionowej
farmy wiatrowej na minutę.
II.B.3.3.3.2.7.
W sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa pracy systemu właściwy operator
systemu może polecić całkowite wyłączenie farmy wiatrowej. Operator
systemu określa w warunkach przyłączenia do sieci wymagania
w zakresie przystosowania farmy wiatrowej do zdalnego wyłączania,
monitorowania i transmisji danych.
II.B.3.3.3.3.
Praca farmy wiatrowej w zależności od częstotliwości i napięcia
II.B.3.3.3.3.1.
Farma wiatrowa powinna mieć możliwość pracy w następującym zakresie
częstotliwości:
a) przy 49,5 ≤ f ≤ 50,5 Hz farma wiatrowa musi mieć możliwość pracy
trwałej z mocą znamionową,
b) przy 48,5 ≤ f < 49,5 Hz farma wiatrowa musi mieć możliwość pracy
z mocą większą niż 90 % mocy wynikającej z aktualnej prędkości wiatru,
przez co najmniej 30 minut,
c) przy 48,0 ≤ f < 48,5 Hz farma wiatrowa musi mieć możliwość pracy
z mocą większą niż 85 % mocy wynikającej z aktualnej prędkości wiatru,
przez co najmniej 20 minut.,
d) przy 47,5 ≤ f < 48,0 Hz farma wiatrowa musi mieć możliwość pracy
z mocą większą niż 80 % mocy wynikającej z aktualnej prędkości wiatru,
przez co najmniej 10 minut,
e) przy f < 47,5 Hz farmę wiatrową można wyłączyć z sieci zamkniętej
ze zwłoką czasową uzgodnioną z OSP,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 74 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
f) przy 50,5 < f ≤ 51,5 Hz farma wiatrowa musi mieć możliwość trwałej
pracy z mocą ograniczaną wraz ze wzrostem częstotliwości, do zera przy
częstotliwości 51,5 Hz,
g) przy f > 51,5 Hz farmę wiatrową należy wyłączyć z sieci zamkniętej
w ciągu maksymalnie 0,3 s, o ile właściwy operator systemu nie określi
inaczej w warunkach przyłączenia do sieci.
II.B.3.3.3.3.2.
Farma
wiatrowa
powinna
spełniać
warunki
wymienione
w pkt II.B.3.3.3.3.1 a) i b) przy zmianach napięcia w miejscu przyłączenia do
sieci zamkniętej w granicach określonych w pkt II.A.2.2.4.
II.B.3.3.3.3.3.
Wartości napięcia i częstotliwości podane w pkt II.B.3.3.3.3.1 i II.B.3.3.3.3.2
są quasi-stacjonarnymi, z gradientem zmian dla częstotliwości mniejszym niż
0,5 % na minutę, a dla napięcia mniejszym niż 5 % minutę.
II.B.3.3.3.3.4.
Zmniejszanie mocy wymagane przy zwyżce częstotliwości ponad 50,5 Hz
może być realizowane poprzez kolejne wyłączanie jednostek wytwórczych
pracujących na farmie wiatrowej.
II.B.3.3.3.3.5.
Farmy wiatrowe o mocy znamionowej równej 50 MW lub wyższej powinny
być przystosowane do udziału w regulacji częstotliwości w KSE, poprzez
zmianę mocy po zmianie częstotliwości. Wymaganie to dotyczy pełnego
zakresu obciążenia farmy wiatrowej.
II.B.3.3.3.3.6.
Operator systemu przesyłowego określa w warunkach przyłączenia do sieci
farmy wiatrowej o mocy znamionowej równej 50 MW lub wyższej warunki
udziału tej farmy w regulacji częstotliwości i wymagane parametry regulacji,
w zakresie określonym w tabl. 3.
Tablica 3
Zestawienie wartości wielkości określających udział farmy wiatrowej
w regulacji częstotliwości
Nazwa wielkość
Redukcja mocy (zakres regulacji)
Strefa martwa względem 50 Hz
Zmiana częstotliwości powodująca
zmianę obciążenia o 100 % (statyzm)
II.B.3.3.3.3.7.
Wartości nastaw
min.
max.
0%
25 %
0,0 Hz
±0,5 Hz
3%
20 %
W zależności od lokalizacji i skali rozwoju energetyki wiatrowej w kraju
operator systemu może w warunkach przyłączenia do sieci dopuścić
odstępstwa od podanych wymagań określonych w pkt II.B.3.3.3.3.1
do II.B.3.3.3.3.6.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 75 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.3.3.3.4.
Załączanie i wyłączanie farm wiatrowych z sieci zamkniętej
II.B.3.3.3.4.1.
Farma wiatrowa powinna przekazywać do właściwego operatora systemu
sygnał informujący o aktualnym stanie jej jednostek wytwórczych. Sygnał
o stanie jednostek wytwórczych powinien być generowany na podstawie
identyfikacji stanu i przyczyn odstawienia jednostki. Sygnał informujący
o stanie jednostek wytwórczych oraz lokalne pomiary częstotliwości
i napięcia sieci uwzględniane są w algorytmach załączania farmy wiatrowej
do pracy, uzgadnianych w umowie o przyłączenie.
II.B.3.3.3.4.2.
Gradient przyrostu mocy farmy wiatrowej nie może przekraczać wartości
określonej w pkt II.B.3.3.3.2.3, również podczas ponownego uruchamiania tej
farmy po zmniejszeniu prędkości wiatru poniżej wartości granicznej,
wymagającej wyłączenia farmy wiatrowej.
II.B.3.3.3.4.3.
Algorytm uruchomienia farmy wiatrowej musi zawierać kontrolę warunków
napięciowych w miejscu przyłączenia do sieci.
II.B.3.3.3.4.4.
Dla farmy wiatrowej o mocy znamionowej równej 50 MW lub wyższej
właściwy operator systemu musi być poinformowany z 15 minutowym
wyprzedzeniem o planowanym uruchomieniu farmy wiatrowej, po postoju
dłuższym niż 1 minuta spowodowanym wyłączeniem awaryjnym lub
przekroczeniem granicznej prędkości wiatru. Powiadomienie nie jest
konieczne jeżeli prognozowane na najbliższą godzinę obciążenie farmy
wiatrowej nie przekroczy 5 MW, lub jeżeli uruchomienie następuje wskutek
wzrostu prędkości wiatru ponad wartość minimalną, niezbędną dla
wytwarzania mocy. Dla pozostałych farm wiatrowych warunki te określone
są w umowie o przyłączenie.
II.B.3.3.3.4.5.
Z wyjątkiem przypadków zakłóceń w sieci i awarii w farmie wiatrowej
redukcja mocy farmy wiatrowej powinna być realizowana w miarę
możliwości zgodnie ze zdefiniowanym w pkt II.B.3.3.3.2.3 gradientem
zmiany mocy czynnej.
II.B.3.3.3.5.
Regulacja napięcia i mocy biernej
II.B.3.3.3.5.1.
Wyposażenie farmy wiatrowej musi być tak dobrane aby zapewnić
utrzymanie określonych w warunkach przyłączenia warunków napięciowych
w miejscu przyłączenia do sieci i stabilność współpracy z KSE.
II.B.3.3.3.5.2.
Farma wiatrowa musi mieć możliwość regulacji współczynnika mocy lub
napięcia w miejscu przyłączenia do sieci. Operator systemu w warunkach
przyłączenia do sieci określi wymagania w tym zakresie i może zażądać
zastosowania automatycznej regulacji zdalnej.
II.B.3.3.3.5.3.
Podczas produkcji mocy czynnej farma wiatrowa musi mieć możliwość pracy
ze współczynnikiem mocy w miejscu przyłączenia do sieci
w granicach od 0,975 o charakterze indukcyjnym do 0,975 o charakterze
pojemnościowym, w pełnym zakresie obciążenia farmy.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 76 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.3.3.3.5.4.
W zależności od warunków napięciowych w miejscu przyłączenia farmy
wiatrowej do sieci właściwy operator systemu może w trybie operatywnym
zmieniać zakres regulacji współczynnika mocy, o którym mowa
w pkt II.B.3.3.3.5.3, lub wymagać pracy z określonym stałym
współczynnikiem mocy. Dla farm wiatrowych o mocy znamionowej równej
50 MW lub wyższej zmiana parametrów regulacji powinna odbywać się
w sposób zdalny, dla pozostałych farm wiatrowych warunki określone są
w umowie o przyłączenie.
II.B.3.3.3.5.5.
Dla farm wiatrowych o mocy znamionowej, w miejscu przyłączenia, równej
50 MW i wyższej należy zapewnić system zdalnego sterowania napięciem
farmy i mocą bierną z zachowaniem możliwości współpracy z nadrzędnymi
układami regulacji napięcia i mocy biernej w tym także z istniejącymi
układami regulacji napięcia na stacji ARST.
II.B.3.3.3.6.
Praca farm wiatrowych przy zakłóceniach w sieci zamkniętej
II.B.3.3.3.6.1.
Farmy wiatrowe powinny być przystosowane do utrzymania się w pracy
w przypadku wystąpienia zwarć w sieci skutkujących obniżką napięcia
w punkcie przyłączenia do sieci. Krzywa przedstawiona na rys. 3 przedstawia
obszar powyżej którego jednostki wytwórcze farmy wiatrowej nie mogą być
wyłączane.
1,2
1
U [p.u.]
0,8
0,6
0,4
0,2
0,15
0
-1
0
0,6 1
2
t [s]
3
4
5
Rysunek 3. Charakterystyka wymaganego zakresu pracy farmy wiatrowej
w przypadku wystąpienia zakłóceń w sieci
II.B.3.3.3.6.2.
W niektórych lokalizacjach, operator systemu może wymagać by farmy
wiatrowe podczas zakłóceń w systemie produkowały możliwie dużą,
w ramach ograniczeń technicznych, moc bierną. Wymaganie to określa
operator systemu w warunkach przyłączenia do sieci.
II.B.3.3.3.6.3.
Szczegółowe wymagania w zakresie pracy farmy wiatrowej przy
zakłóceniach w sieci operator systemu określa w warunkach przyłączenia do
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 77 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
sieci, biorąc pod uwagę rodzaj zastosowanych jednostek wytwórczych, moc
farmy wiatrowej, jej położenie w sieci, koncentrację generacji wiatrowej
w systemie i wyniki ekspertyzy wpływu przyłączenia farmy na KSE.
II.B.3.3.3.6.4.
Podczas zakłóceń skutkujących zmianami napięcia farma wiatrowa nie może
utracić zdolności regulacji mocy biernej i musi aktywnie oddziaływać
w kierunku podtrzymania napięcia.
II.B.3.3.3.6.5.
W farmie wiatrowej o mocy znamionowej równej 50 MW lub wyższej
powinny być zainstalowane rejestratory przebiegów zakłóceniowych, zgodnie
z wymaganiami pkt II.B.3.7.22. Rejestratory powinny zapewniać rejestrację
przebiegów przez 10 s przed zakłóceniem i 60 s po zakłóceniu.
II.B.3.3.3.7.
Dotrzymanie standardów jakości energii elektrycznej
II.B.3.3.3.7.1.
Farma wiatrowa nie powinna powodować nagłych zmian i skoków napięcia
przekraczających 3 %. W przypadku gdy zakłócenia napięcia spowodowane
pracą farmy wiatrowej mają charakter powtarzający się, zakres jednorazowej
szybkiej zmiany wartości skutecznej napięcia nie może przekraczać 2,5 % dla
częstości do 10 zakłóceń na godzinę i 1,5 % dla częstości do 100 zakłóceń na
godzinę Wymagania powyższe dotyczą również przypadków rozruchu
i wyłączeń jednostek wytwórczych.
II.B.3.3.3.7.2.
Wskaźniki krótkookresowego (Pst) i długookresowego (Plt) migotania
napięcia farm wiatrowych przyłączonych do sieci zamkniętej nie powinny
przekraczać odpowiednio wartości:
a) średnio za okres 10 min: Pst < 0,35 dla koordynowanej sieci 110 kV
i Pst < 0,30 dla sieci o napięciu znamionowym równym 220 kV lub
wyższym,
b) średnio za okres 2 godz.: Plt < 0,25 dla koordynowanej sieci 110 kV
i Plt < 0,20 dla sieci o napięciu znamionowym równym 220 kV lub
wyższym.
II.B.3.3.3.7.3.
Farmy wiatrowe, przyłączone do sieci o napięciu znamionowym równym
220 kV lub wyższym, nie powinny powodować w miejscu przyłączenia do
sieci emisji pojedynczych harmonicznych napięcia rzędu od 2 do 50
większych niż 1,0 %. Współczynnik dystorsji harmonicznych THD w miejscu
przyłączenia do sieci powinien być mniejszy od 1,5 %.
II.B.3.3.3.7.4.
Farmy wiatrowe, przyłączone do koordynowanej sieci 110 kV, nie powinny
powodować w miejscu przyłączenia emisji pojedynczych harmonicznych
napięcia rzędu od 2 do 50 większych niż 1,5 %. Współczynnik dystorsji
harmonicznych THD w miejscu przyłączenia do sieci powinien być mniejszy
od 2,5 %.
II.B.3.3.3.7.5.
Podane powyżej wartości współczynników jakości energii powinny być
spełnione w okresie tygodnia z prawdopodobieństwem 99 %.
II.B.3.3.3.7.6.
Farmy wiatrowe o mocy znamionowej równej 50 MW lub wyższej,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 78 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
przyłączone do jednego ciągu liniowego, powinny być wyposażone w system
pomiaru i rejestracji parametrów jakości energii (pomiar migotania oraz
harmonicznych napięcia i prądu), oraz system teletransmisji danych
do właściwego operatora systemu.
II.B.3.3.3.7.7.
Współczynnik zakłóceń harmonicznymi telefonii THFF dla miejsc
przyłączenia farm wiatrowych do sieci zamkniętej powinien być poniżej 1 %.
II.B.3.3.3.7.8.
Ze względu na ochronę urządzeń telekomunikacyjnych poziom zakłóceń
powodowany przez farmę wiatrową w miejscu przyłączenia do sieci
zamkniętej powinien spełniać wymagania odpowiednich przepisów
telekomunikacyjnych.
II.B.3.3.3.8.
Elektroenergetyczna automatyka zabezpieczeniowa
II.B.3.3.3.8.1.
Właściciel farmy wiatrowej ponosi odpowiedzialność za projekt i instalację
zabezpieczeń chroniących farmę przed skutkami prądów zwarciowych,
napięć powrotnych po wyłączeniu zwarć w systemie, pracy asynchronicznej
tej farmy i innymi oddziaływaniami zakłóceń systemowych.
II.B.3.3.3.8.2.
Nastawienia zabezpieczeń farmy wiatrowej powinny być skoordynowane
z zabezpieczeniami zainstalowanymi w sieci zamkniętej.
II.B.3.3.3.8.3.
Nastawienia zabezpieczeń farmy wiatrowej muszą zapewniać selektywność
współdziałania z zabezpieczeniami sieci zamkniętej dla zwarć w tej sieci i na
tej farmie.
II.B.3.3.3.8.4.
Zwarcia wewnątrz farmy wiatrowej powinny być likwidowane selektywnie
i powodować możliwie jak najmniejszy ubytek mocy tej farmy.
II.B.3.3.3.8.5.
Na etapie opracowywania projektu podstawowego farmy wiatrowej należy
przeprowadzić i uzgodnić z właściwym operatorem systemu analizę
zabezpieczeń obejmującą sprawdzenie:
a) kompletności zabezpieczeń,
b) poprawności nastaw na poszczególnych jednostkach wytwórczych
i w rozdzielni farmy wiatrowej,
c) koordynacji z
przesyłowego.
zabezpieczeniami
systemu
dystrybucyjnego
lub
Wyniki analiz należy przekazać właściwemu operatorowi systemu.
Szczegółowe wymagania OSP dla układów elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej określone są w pkt II.B.3.7.
II.B.3.3.3.9.
II.B.3.3.3.9.1.
Monitorowanie i komunikacja farm wiatrowych z OSP
Operator systemu, do którego sieci przyłączona jest farma wiatrowa, musi
mieć zapewnioną dostępność do sygnałów pomiarowych i parametrów
rejestrowanych, wg zasad uzgodnionych z właścicielem farmy. Zakres
danych mierzonych i rejestrowanych przez operatora systemu przesyłowego
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 79 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
podano w punkcie IV.C.4.
II.B.3.3.3.9.2.
Minimalny zakres udostępnianych operatorowi systemu pomiarów wielkości
analogowych z farmy wiatrowej obejmuje wartości chwilowe:
a) mocy czynnej,
b) mocy biernej,
c) napięcia w miejscu przyłączenia do sieci,
d) średniej dla farmy prędkości wiatru.
II.B.3.3.3.9.3.
Minimalny zakres udostępnianych
dwustanowych obejmuje:
operatorowi
systemu
danych
a) aktualny stan jednostek wytwórczych farmy, w tym liczbę jednostek
pracujących, gotowych do pracy,
b) stan układu regulacji częstotliwości,
c) inne fakty mogące skutkować wyłączeniem farmy
na warunkach uzgodnionych w umowie o przyłączenie.
wiatrowej,
II.B.3.3.3.9.4.
Jako standardowe wyposażenie farmy wiatrowej o mocy znamionowej równej
50 MW lub wyższej uznaje się system monitorowania w czasie rzeczywistym
stanu i parametrów pracy, z zapewnieniem przesyłu danych do właściwego
operatora systemu.
II.B.3.3.3.9.5.
Właściciel farmy wiatrowej zapewni dostarczanie operatorowi systemu
prognozy średniej godzinnej mocy farmy wiatrowej z co najmniej
24 godzinnym wyprzedzeniem i aktualizacją prognozy co 6 godzin. Sposób
realizacji tego obowiązku definiuje się w warunkach przyłączenia
i uzgadnia w umowie o przyłączenie.
II.B.3.3.3.9.6.
Właściciel farmy wiatrowej dostarcza właściwemu operatorowi systemu
aktualne parametry wyposażania farmy wiatrowej (urządzeń podstawowych
i układów regulacji), niezbędne dla przeprowadzania analiz systemowych.
Przed uruchomieniem farmy wiatrowej są to dane producentów urządzeń.
II.B.3.3.3.9.7.
Operator systemu określa w warunkach przyłączenia do sieci zakres danych
technicznych dla danej farmy wiatrowej, które są niezbędne do prowadzenia
i planowania ruchu systemu.
II.B.3.3.3.9.8.
Parametry techniczne systemu telekomunikacji farmy wiatrowej właściwy
operator systemu określa w warunkach przyłączenia do sieci.
II.B.3.3.3.10.
Testy sprawdzające
II.B.3.3.3.10.1. Farmy wiatrowe przyłączane do sieci zamkniętej są zobowiązane do
przeprowadzenia w okresie pierwszego roku pracy farmy testów
sprawdzających spełnienie wymagań określonych w IRiESP. Sposób
przeprowadzenia testów farmy wiatrowej uzgadniany jest w ramach umowy
o przyłączenie.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 80 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.3.3.3.10.2. Właściciel farmy wiatrowej na co najmniej 2 miesiące przed terminem
uruchomienia farmy wiatrowej przedstawia właściwemu operatorowi systemu
zakres i program testów, dostarczając równocześnie inne niezbędne
dokumenty, jak instrukcje układów regulacji i instrukcję współpracy
ruchowej. Proces uzgodnień planu testów powinien być zakończony na
miesiąc przed terminem uruchomienia farmy wiatrowej.
II.B.3.3.3.10.3. Testy dotyczyć powinny w szczególności:
a) charakterystyki mocy farmy wiatrowej w funkcji prędkości wiatru,
b) uruchomienia farmy wiatrowej przy wietrze umożliwiającym osiągnięcie
co najmniej 75 % mocy znamionowej, z kontrolą gradientu wzrostu mocy
i zmian napięcia,
c) odstawiania farmy wiatrowej przy prędkości wiatru przekraczającej
wartość, przy której osiągana jest moc znamionowa,
d) szybkości zmian napięcia przez układ regulacji napięcia,
e) działania układu regulacji mocy i częstotliwości,
f) wpływu farmy wiatrowej na jakość energii.
II.B.3.3.3.10.4. Operator systemu wydaje zgodę na pierwsze uruchomienie farmy wiatrowej
i przeprowadzenie testów.
II.B.3.3.3.10.5. Szczegółowy raport z przeprowadzonych testów powinien być dostarczony
właściwemu operatorowi systemu w terminie do 6 tygodni po ich
zakończeniu.
II.B.3.4.
Wymagania techniczne dla systemów telekomunikacyjnych
II.B.3.4.1.
Wymagania techniczne dla systemów telekomunikacji dotyczą obiektów sieci
zamkniętej oraz urządzeń, instalacji i sieci podmiotów przyłączonych do sieci
zamkniętej.
II.B.3.4.2.
Obiekty sieci zamkniętej oraz urządzenia, instalacje lub sieci podmiotów
przyłączonych do sieci zamkniętej powinny być wyposażone w urządzenia
telemechaniki i telekomunikacji niezbędne do:
a) realizacji łączności dyspozytorskiej,
b) nadawania i odbioru danych niezbędnych do kierowania ruchem sieci
zamkniętej tj. sygnałów z/do układów telemechaniki w zakresie
telesygnalizacji, telemetrii i telesterowania oraz teleregulacji jednostek
wytwórczych,
c) transmisji sygnałów układów telezabezpieczeń i teleautomatyk,
d) przesyłu danych pomiarowych do celów rozliczeniowych,
e) przesyłu informacji techniczno-handlowych,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 81 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
f) zapewnienia łączności ruchowej wewnątrz obiektów, w zakresie
uzależnionym od potrzeb obiektu,
g) zapewnienia łączności ze służbami publicznymi.
II.B.3.4.3.
Kanały telekomunikacyjne niezbędne do realizacji ww. celów powinny
zapewniać transmisję danych z określoną przez OSP szybkością transmisji
oraz powinny posiadać fizycznie niezależną rezerwację łączy do węzłów
telekomunikacyjnych OSP.
II.B.3.4.4.
Urządzenia telekomunikacyjne powinny posiadać zasilanie ze źródeł
odpornych na awarie zasilania podstawowego zapewniające ciągłość pracy
w okresie co najmniej 8 godzin od zaniku zasilania podstawowego.
II.B.3.4.5.
Urządzenia technologiczne systemów telekomunikacji powinny posiadać
dopuszczenie do instalowania i użytkowania na terytorium Rzeczypospolitej
Polskiej oraz certyfikaty jakościowe w zakresie stosowania urządzeń i
instalacji w obiektach elektroenergetycznych. Spełnienie kryteriów i
wymogów w nich zawartych gwarantuje poprawność działania stosowanej
sieci telekomunikacyjnej oraz umożliwia przedłożenie przez producentów
sprzętu deklaracji zgodności wykonania i oznakowania z obowiązującymi
normami.
II.B.3.4.6.
Dla nowych elementów systemu telekomunikacyjnego przekazywanych do
eksploatacji OSP muszą być dodatkowo dostarczone następujące dokumenty:
a) protokoły odbiorcze urządzeń, sporządzone przez komisję odbiorczą
inwestora,
b) protokoły pomiarowe traktów światłowodowych zrealizowanych na
liniach wysokiego napięcia, wykonane bądź autoryzowane przez
uprawnione firmy,
c) kompletną dokumentację powykonawczą, w tym protokoły z badań
pomontażowych i uruchomieniowych, sprawdzoną przez inspektora
nadzoru technicznego danej inwestycji i zaakceptowaną przez OSP.
II.B.3.4.7.
Obiekty sieci zamkniętej oraz sieci podmiotów przyłączonych do sieci
zamkniętej powinny być wyposażone w następujące systemy łączności
dyspozytorskiej:
a) system podstawowy i rezerwowy łączności dyspozytorskiej
z hierarchicznie odpowiednimi centrami dyspozytorskimi,
b) system łączności z sąsiadującymi obiektami, z wymaganą jego rezerwacją
dla ważniejszych obiektów, w zależności od potrzeb.
II.B.3.4.8.
Do budowy podstawowego systemu łączności dyspozytorskiej jest
wykorzystywana dedykowana centrala telefoniczna zainstalowana w obiekcie
elektroenergetycznym. W uzasadnionych przypadkach oraz dla obiektów o
górnym napięciu 110 kV dopuszcza się stosowanie telefonów wyniesionych z
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 82 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
innych central.
II.B.3.4.9.
Rezerwowy system łączności dyspozytorskiej może wykorzystywać sieci
oraz struktury teletransmisyjne i komutacyjne innych operatorów
telekomunikacyjnych.
II.B.3.4.10.
Wszystkie rozmowy dyspozytorskie prowadzone z
podstawowego lub rezerwowego systemu łączności
podlegają rejestracji, jednocześnie w każdym centrum
prowadzącym
rozmowę.
Wymagany
okres
zarejestrowanych informacji nie może być krótszy niż 1 rok.
II.B.3.4.11.
Operator systemu przesyłowego ustala wymagania dla elementów sieci
telekomunikacyjnej systemu łączności dyspozytorskiej w obiektach sieci
przesyłowej w oparciu o przyjęte w OSP standardy.
II.B.3.4.12.
Obiekty sieci zamkniętej oraz siedziby służb dyspozytorskich OSP
i podmiotów przyłączanych do sieci zamkniętej powinny być wyposażone
w urządzenia transmisji danych umożliwiające przesył informacji
niezbędnych do zarządzania i kierowania ruchem urządzeń i podsystemów
zainstalowanych w obiektach sieciowych w zakresie telesygnalizacji,
telemetrii i telesterowania, monitorowania i nadzoru, a w szczególności:
wykorzystaniem
dyspozytorskiej
dyspozytorskim
przechowywania
a) w urządzenia telesygnalizacji umożliwiające przekazywanie informacji
niezbędnych do odwzorowania topologii nadzorowanego obiektu
elektroenergetycznego,
b) w urządzenia telemetrii umożliwiające przekazywanie chwilowych
wartości pomiarów wielkości niezbędnych do odwzorowania parametrów
nadzorowanego obiektu elektroenergetycznego,
c) w urządzenia telesterowania umożliwiające
czynności łączeniowych i regulacyjnych.
zdalne
dokonywanie
W okresie przejściowym do 31 grudnia 2010 r. dopuszczalne są odstępstwa
od wymagań określonych w powyższym ppkt c).
II.B.3.4.13.
Siedziby służb dyspozytorskich operatorów systemu powinny być
wyposażone w systemy teleinformatyczne służące do wymiany danych
dotyczących ruchu sieci. Systemy te powinny zapewniać wymianę danych
w protokołach ICCP lub Elcom. W okresie przejściowym do 31 grudnia
2008 r. jest dopuszczalne stosowanie protokołów IEC 870-5-101, IEC 870-5104, DNP3.0 lub Elcom/TASE.1.
II.B.3.4.14.
Urządzenia telekomunikacyjne stosowane do przesyłu danych pomiarowych
energii elektrycznej do systemów OSP powinny umożliwiać transmisję
wielkości mierzonych przez układy pomiarowe z minimalną prędkością
9 600 Bd poprzez wykorzystanie:
a) systemów komutacyjnych realizujących łączność bezpośrednią (łącza
stałe
analogowe
lub
cyfrowe
z
wykorzystaniem
traktów
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 83 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
światłowodowych)
lub
radiową
poprzez
dołączenie
portu
komunikacyjnego systemu automatycznej rejestracji danych do wybranej
lokalnej lub zdalnej centrali telefonicznej,
b) kanałów transmisji danych w telekomunikacyjnej sieci bazowej
energetyki lub kanałów transmisji danych w sieciach innych operatorów
telekomunikacyjnych poprzez stałe powiązanie portu komunikacyjnego
systemu automatycznej rejestracji danych z portem komunikacyjnym
systemu zdalnej akwizycji danych pomiarowych,
c) urządzeń i elementów sieci informatycznych OSP realizujących
emulowane powiązanie portów komunikacyjnych systemu automatycznej
rejestracji danych i systemu zdalnego odczytu danych pomiarowych.
W okresie przejściowym do 31 grudnia 2009 r. dopuszcza się stosowanie
innych szybkości transmisji.
II.B.3.4.15.
Dystrybucja do jednostek wytwórczych sygnałów regulacji wtórnej i trójnej
może być realizowana z wykorzystaniem protokołów UTRT lub ICCP.
Rodzaj stosowanego protokołu jest każdorazowo uzgadniany pomiędzy OSP
a właścicielem jednostki wytwórczej.
II.B.3.5.
Wymagania techniczne dla układów pomiarowych energii elektrycznej
II.B.3.5.1.
Wymagania techniczne dla układów pomiarowych energii elektrycznej
dotyczą OSP, OSD w zakresie koordynowanej sieci 110 kV, podmiotów
przyłączonych do sieci zamkniętej.
II.B.3.5.2.
Sieć przesyłowa oraz urządzania instalacje i sieci podmiotów przyłączonych
do sieci zamkniętej powinny być wyposażone w układy pomiarowe
realizujące co najmniej funkcje pomiaru energii czynnej i biernej w dwóch
kierunkach.
II.B.3.5.3.
Wymagania techniczne dla układów pomiarowych są określane dla:
a) układów pomiarowo-rozliczeniowych, dla których mierzone wielkości
energii stanowią podstawę do rozliczeń,
b) układów pomiarowych bilansowo-kontrolnych, dla których mierzone
wielkości energii stanowią podstawę do monitorowania wskazań układów
pomiarowo-rozliczeniowych oraz bilansowania obiektów i obszarów
sieciowych.
II.B.3.5.4.
Rozwiązania techniczne dla poszczególnych układów pomiarowych uzależnia
się od wielkości mocy znamionowej przyłączanego urządzenia, instalacji lub
sieci i dzieli się na 3 kategorie:
a) kategoria 1 - dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej
urządzenia równej 30 MVA lub wyższej,
b) kategoria 2 - dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej
urządzenia zawartej w przedziale od 1 MVA do 30 MVA,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 84 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
c) kategoria 3 - dla pomiarów energii elektrycznej przy mocy znamionowej
urządzenia mniejszej niż 1 MVA.
II.B.3.5.5.
Dla układów pomiarowych kategorii 1, o których mowa w pkt II.B.3.5.4 a)
ustala się następujące wymagania:
a) przekładniki
prądowe
i
napięciowe
w
układach
pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć dwa rdzenie i dwa uzwojenia
pomiarowe o klasie dokładności 0,2 służące do pomiaru energii
elektrycznej;
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych
powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 0,2 dla energii czynnej
i 1 dla energii biernej;
c) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych
bilansowo-kontrolnych powinny mieć klasę nie gorszą niż 0,5;
d) liczniki
energii
elektrycznej
w
układach
pomiarowych
bilansowo-kontrolnych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą
niż 2 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej;
e) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać
z systemami automatycznej rejestracji danych.
II.B.3.5.6.
współpracę
Dla układów pomiarowych kategorii 2, o których mowa w pkt II.B.3.5.4 b)
ustala się następujące wymagania:
a) przekładniki prądowe i napięciowe powinny mieć klasę dokładności nie
gorszą niż 0,5;
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych
powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 0,5 dla energii czynnej
i 3 dla energii biernej;
c) liczniki
energii
elektrycznej
w
układach
pomiarowych
bilansowo-kontrolnych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą
niż 2 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej;
d) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać
z systemami automatycznej rejestracji danych.
II.B.3.5.7.
współpracę
Dla układów pomiarowych kategorii 3, o których mowa w pkt II.B.3.5.4 c)
ustala się następujące wymagania:
a) przekładniki prądowe i napięciowe powinny mieć klasę dokładności nie
gorszą niż 0,5;
b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych
powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 1 dla energii czynnej
i 3 dla energii biernej;
c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowych bilansowo-
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 85 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
kontrolnych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 2 dla energii
czynnej i 3 dla energii biernej;
d) liczniki energii elektrycznej powinny umożliwiać
z systemami automatycznej rejestracji danych.
współpracę
II.B.3.5.8.
Dla układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej kategorii 1 i 2
wymagane są dwa układy pomiarowe, układ pomiaru podstawowego i układ
pomiaru rezerwowego, za wyjątkiem układów pomiarowo-rozliczeniowych, o
których mowa w punkcie II.B.3.5.15.f), dla których wymagany jest jedynie
układ pomiaru podstawowego.
II.B.3.5.9.
Układ pomiaru rezerwowego powinien spełniać kryterium równoważności
z układem podstawowym.
II.B.3.5.10.
Układ pomiarowo – rozliczeniowy rezerwowy jest określony jako
równoważny jeśli:
a) dla kategorii 1 – liczniki energii elektrycznej w podstawowym
i rezerwowym układzie pomiarowo – rozliczeniowym są zasilane
z oddzielnych rdzeni/uzwojeń przekładników zainstalowanych w tym
samym polu oraz układy pomiarowo – rozliczeniowe podstawowy
i rezerwowy spełniają wymagania techniczne określone w pkt II.B.3.5.5,
b) dla kategorii 2 – układy pomiarowo – rozliczeniowe podstawowy
i rezerwowy spełniają wymagania techniczne określone w pkt II.B.3.5.6.
II.B.3.5.11.
Obciążenie przekładników prądowych i napięciowych w układach
pomiarowo-rozliczeniowych i pomiarowych bilansowo-kontrolnych nie
powinno przekraczać wartości znamionowych oraz nie powinno być niższe
od 25 % mocy znamionowej przekładnika.
II.B.3.5.12.
Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu przekładników
w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinien FS≤5.
II.B.3.5.13.
Systemy automatycznej rejestracji danych powinny spełniać następujące
funkcje:
prądowych
a) zapewniać automatyczne odczyty danych pomiarowych w okresach
integracji od 15 do 60 minut,
b) umożliwiać rejestrację energii elektrycznej z podziałem na strefy doby
i sezony,
c) zapewniać automatyczną weryfikację jakości danych pomiarowych,
d) zapewniać przechowywanie danych pomiarowych przez okres nie krótszy
niż 45 dni, przy okresie integracji 60 minut,
e) umożliwiać półautomatyczny odczyt danych w przypadku awarii łączy
transmisyjnych.
II.B.3.5.14.
Systemy automatycznej rejestracji danych powinny zapewniać możliwość
podłączenia:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 86 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) co najmniej jednego kanału transmisji danych w przypadku rejestrowania
danych z układów pomiarowych bilansowo-kontrolnych,
b) co najmniej dwóch kanałów transmisji danych w przypadku rejestrowania
danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych, za wyjątkiem układów, o
których mowa w punkcie II.B.3.5.15.f), dla których wymagane jest
zapewnienie możliwości podłączenia co najmniej jednego kanału
transmisji danych.
II.B.3.5.15.
Układy pomiarowo-rozliczeniowe energii
zainstalowane w następujących miejscach:
elektrycznej
powinny
być
a) po
stronie
górnego
napięcia
transformatorów
blokowych
i transformatorów potrzeb ogólnych jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym,
b) po stronie 110 kV transformatorów NN/110 kV stanowiących miejsce
przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci innych podmiotów,
c) po stronie górnego napięcia transformatorów sieciowych lub w polach
liniowych o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym stanowiących
miejsca przyłączenia odbiorców końcowych,
d) w polach liniowych o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym linii
stanowiących połączenie KSE z systemami elektroenergetycznymi krajów
sąsiednich,
e) w polach liniowych o napięciu znamionowym 110 kV linii stanowiących
połączenia pomiędzy sieciami OSD,
f) na zaciskach generatorów jednostek wytwórczych świadczących
regulacyjne usługi systemowe oraz jednostek, dla których wymagane jest
potwierdzanie przez OSP ilości energii elektrycznej, niezbędne do
uzyskania świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy Prawo
energetyczne.
II.B.3.5.16.
Podstawowe układy pomiarowo-rozliczeniowe zainstalowane: po stronie
górnego napięcia transformatorów blokowych i transformatorów potrzeb
ogólnych JWCD oraz jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
o napięciu znamionowym równym 220 kV i wyższym, a także w miejscach,
o których mowa w pkt II.B.3.5.5.15. b) i d) oraz c) w odniesieniu do
odbiorców końcowych przyłączonych do sieci 220 i 400 kV powinny być
w posiadaniu OSP
II.B.3.5.17.
W sieci przesyłowej będącej w eksploatacji OSP układy pomiarowe
bilansowo-kontrolne
powinny
być
zainstalowane
w
polach
transformatorowych, sprzęgłowych i liniowych o napięciach znamionowych
400, 220 i 110 kV, w sposób który umożliwia bilansowanie obiektów
i obszarów sieciowych w podziale na poszczególne poziomy napięć.
II.B.3.5.18.
Ustala się okres przejściowy do dnia 31 grudnia 2008 r. na dostosowanie
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 87 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
infrastruktury dla układów pomiarowych energii elektrycznej do wymagań,
o których mowa w rozdziale II.B.3.5.
II.B.3.6.
Wymagania techniczne dla systemów pomiarowo – rozliczeniowych
II.B.3.6.1.
Wymagania techniczne dla systemów pomiarowo–rozliczeniowych dotyczą
OSP, podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym 220 kV i
wyższym oraz podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym
110 kV w przypadku, gdy posiadają umowę przesyłową z OSP.
II.B.3.6.2.
Systemy pomiarowo–rozliczeniowe powinny realizować funkcję:
a) zdalnego odczytu danych pomiarowych z systemów automatycznej
rejestracji danych,
b) udostępniania i pozyskiwania danych pomiarowych poprzez system
WIRE.
II.B.3.6.3.
Funkcja zdalnego odczytu danych pomiarowych powinna zapewniać
pozyskiwanie danych pomiarowych z układów pomiarowych wyposażonych
w system automatycznej rejestracji danych poprzez kanały telekomunikacyjne
spełniające wymagania określone w pkt II.B.3.4.
II.B.3.6.4.
Dane pomiarowe powinny być pozyskiwane wraz ze znacznikami jakości
nadawanymi przez system automatycznej rejestracji danych na potrzeby
weryfikacji danych pomiarowych.
II.B.3.6.5.
Funkcja udostępniania i pozyskiwania danych pomiarowych powinna
zapewniać wymianę danych pomiarowych, w oparciu o które są wyznaczane
ilości dostaw energii będących podstawą rozliczeń prowadzonych przez OSP.
II.B.3.6.6.
Dane pomiarowe powinny być wymieniane wraz ze znacznikami danych
nadanymi przez system automatycznej rejestracji danych.
II.B.3.6.7.
Funkcja pozyskiwania danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych
zlokalizowanych:
a) po
stronie
górnego
napięcia
transformatorów
blokowych
i transformatorów potrzeb ogólnych JWCD oraz jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym równym 220 kV lub
wyższym,
b) po stronie 110 kV transformatorów NN/110 kV,
c) po stronie górnego napięcia transformatorów NN/SN lub w polach
liniowych o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV,
d) w polach liniowych o napięciu znamionowym 110 kV i wyższym linii
stanowiących połączenie KSE z systemami krajów sąsiednich,
e) na zaciskach generatorów jednostek wytwórczych świadczących
regulacyjne usługi systemowe oraz jednostek, dla których wymagane jest
potwierdzanie przez OSP ilości energii elektrycznej, niezbędne do
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 88 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
uzyskania świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy Prawo
energetyczne,
powinna być realizowana:
-
dla układów pomiarowo-rozliczeniowych podstawowych poprzez
system automatycznej rejestracji danych i system zdalnego odczytu
danych pomiarowych do systemu pomiarowo-rozliczeniowego OSP,
-
dla układów pomiarowo-rozliczeniowych rezerwowych poprzez
system WIRE do systemu pomiarowo-rozliczeniowego OSP.
II.B.3.7.
Wymagania techniczne dla układów elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej i urządzeń współpracujących
II.B.3.7.1.
Ogólne wymagania stawiane urządzeniom elektroenergetycznej automatyki
zabezpieczeniowej są następujące:
a) poszczególne elementy sieci (linie napowietrzne i kablowe, linie
odbiorców energii elektrycznej, transformatory, dławiki, łączniki szyn
i szyny zbiorcze), powinny być wyposażone w układy
elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i urządzenia
współpracujące, zwane dalej układami i urządzeniami EAZ, niezbędne
do: niezawodnej, samoczynnej, możliwie szybkiej i selektywnej
likwidacji zakłóceń sieciowych; regulacji rozpływów mocy biernej
i poziomów napięcia; prowadzenia ruchu stacji o górnym napięciu 750,
400, 220 i 110 kV przy użyciu środków sterowniczych, lokalnych
urządzeń pomiarów i sygnalizacji; odtworzenia przebiegu zakłóceń przy
użyciu rejestratorów zakłóceń i zdarzeń,
b) układy i urządzenia EAZ powinny reagować na zakłócenia w pracy
elementów sieci elektroenergetycznej oraz jednostek wytwórczych,
urządzeń
i
sieci
podmiotów
przyłączonych
do
sieci
elektroenergetycznych, takie jak: zwarcia doziemne i międzyfazowe;
zwarcia metaliczne i wysokooporowe; zwarcia przemijające i trwałe;
zwarcia rozwijające; zakłócenia o charakterze technologicznym
w urządzeniach; nieprawidłowe działanie wyłącznika; a w szczególnych
przypadkach również: niebezpieczny wzrost napięcia na liniach
elektroenergetycznych;
zagrożenie
utraty
równowagi
systemu
elektroenergetycznego,
c) zabezpieczenia i automatyki poszczególnych elementów sieci i elementów
do niej przyłączonych należy dostosować do sposobu ich pracy
i parametrów,
d) nastawienia automatyk i układów EAZ, urządzeń i instalacji podmiotów
przyłączonych do sieci o górnym napięciu 750, 400, 220 i 110 kV, muszą
być skoordynowane i liczone przez OSP,
e) dla zwiększenia pewności likwidacji zakłóceń przez układy i urządzenia
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 89 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
EAZ, uwzględniając możliwość zawiedzenia elementów tych układów,
należy stosować rezerwowanie urządzeń EAZ,
f) poszczególne elementy sieci przesyłowej powinny być wyposażone
w przynajmniej dwa niezależne zestawy urządzeń EAZ,
g) dwa zabezpieczenia podstawowe linii należy stosować w sieci o napięciu
znamionowym powyżej 220 kV, a w sieci o napięciu znamionowym 220
i 110 kV w przypadku braku możliwości zdalnego rezerwowania
zabezpieczeń linii i występującego zagrożenia utraty równowagi KSE,
h) w celu zapewnienia niezależności poszczególnych zestawów urządzeń
EAZ, każde z nich ma współpracować z oddzielnymi: obwodami
pomiarowymi prądowymi i napięciowymi, obwodami napięcia
pomocniczego (sterowniczymi) oraz obwodami wyłączającymi (cewkami
wyłączającymi),
i) obwody sterownicze napięcia pomocniczego poszczególnych obwodów
urządzeń EAZ, powinny być zasilane z różnych sekcji rozdzielni prądu
stałego współpracujących z oddzielnymi bateriami akumulatorowymi;
zabezpieczenia włączone w poszczególne obwody powinny korzystać
z innych uzwojeń (rdzeni) przekładników prądowych lub z innych
uzwojeń przekładników napięciowych. Zaleca się, aby te wymagania
stosować również dla ważniejszych obiektów sieci zamkniętej o napięciu
znamionowym 110 kV,
j) podstawowe urządzenia EAZ powinny być wyposażone w układy kontroli
ciągłości obwodów wyłączania,
k) dla zapewnienia synchronicznego łączenia linii i transformatorów do sieci
zamkniętej niezbędne jest wyposażenie tych elementów sieci w układy
kontroli synchronizacji. Wymaganie to stosuje się do pola łącznika szyn
zbiorczych, służącego do zastępowania tych pól,
l) jednostki wytwórcze muszą być wyposażone w synchronizatory
umożliwiające synchroniczne łączenie z siecią,
m) w miejscu przyłączenia do sieci zamkniętej jednostek wytwórczych oraz
na liniach w ważnych węzłach tej sieci może być wymagane
zainstalowanie synchronizatorów dla potrzeb odbudowy systemu,
n) systemy sterowania i nadzoru nad pracą obiektów elektroenergetycznych
przyłączonych bezpośrednio do stacji o górnym napięciu 750 kV, 400 kV,
220 kV oraz 110 kV będących w posiadaniu OSP powinny być
przystosowane do współpracy z systemem sterowania i nadzoru OSP,
o) w celu dokonywania analizy zaistniałych zakłóceń, poszczególne
elementy sieci zamkniętej oraz jednostki wytwórcze, urządzenia,
instalacje i sieci podmiotów przyłączonych powinny być wyposażone
w systemy rejestracji zakłóceń, sygnalizacji lub rejestracji zdarzeń, a dla
linii o napięciu znamionowym powyżej 110 kV także lokalizatory
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 90 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
uszkodzeń; zaleca się, aby lokalizatory uszkodzeń stosować również
w koordynowanej sieci 110 kV,
p) na liniach o napięciu znamionowym wyższym niż 110 kV należy
stosować łącza do współbieżnej pracy zabezpieczeń i dla automatyk;
w wyjątkowych przypadkach może zachodzić potrzeba stosowania łącz na
liniach o napięciu znamionowym 110 kV,
q) dla zapewnienia wysokiej dyspozycyjności urządzeniom EAZ wymagane
jest stosowanie urządzeń z układami ciągłej kontroli i testowania,
r) zapewnienie wzajemnego bezpieczeństwa obwodów wtórnych przez
stosowanie: elementów o odpowiedniej izolacji, właściwej ochrony
przeciwprzepięciowej, wysokiej jakości osprzętu instalacyjnego
(zacisków, wtyków, złącz itp.) i narzędzi instalacyjnych, urządzeń
odpornych na zakłócenia (kompatybilność elektromagnetyczna)
w obwodach wtórnych stacji oraz zapewnienia przejrzystej architektury
obwodów wtórnych i wykonywania połączeń; stosowanie układów
i urządzeń EAZ oraz osprzętu instalacyjnego posiadających certyfikaty
jakościowe, stosowanie w układach potrzeb własnych źródeł, elementów
oraz rozwiązań układowych odpowiednio wysokiej jakości,
s) uszkodzenie jednego z zabezpieczeń dedykowanych dla zabezpieczenia
elementu sieciowego w stacjach o górnym napięciu 400 i 220 kV
ważnych systemowo i przyelektrownianych nie powinno stwarzać
konieczności odstawienia pola z ruchu, a jedynie powinno stanowić
podstawę do planowania czynności naprawczych.
II.B.3.7.1.A.
Wymagania techniczne dla układów EAZ w zakresie zapewnienia w krótkim
czasie likwidacji zakłóceń powinny dotyczyć:
a)
zachowania warunków równowagi dynamicznej sieci,
b) zmniejszenia zakresu zniszczeń w miejscach powstałych zakłóceń,
c)
zapobiegania starzeniu się urządzeń sieciowych i elektrownianych,
d) zmniejszenia zakłóceń technologicznych odbiorców końcowych,
e)
II.B.3.7.1.B.
poprawy warunków bezpieczeństwa ludzi i urządzeń w obiektach sieci.
Uzyskanie wymaganych krótkich czasów
selektywnych wyłączeń wymaga zastosowania:
a)
zwarć
oraz
zapewnienia
zabezpieczeń podstawowych o czasie ich działania krótszym od 30 ms,
b) wyłączników o czasie ich wyłączania nieprzekraczającym 40 ms
(z możliwością odstępstwa w uzasadnionych przypadkach),
c)
łącz do współpracy z urządzeniami teleautomatyki o czasie
przekazywania sygnałów nieprzekraczającym 20 ms – dla sygnałów
binarnych, oraz nieprzekraczającym 5 ms – dla sygnałów analogowych,
d) układów lokalnego rezerwowania wyłączników z dwoma kryteriami
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 91 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
otwarcia wyłącznika: prądowym wykorzystującym przekaźniki prądowe
o szybkim działaniu i powrocie (do 20 ms) dla każdej fazy oraz
wyłącznikowym wykorzystującym styki sygnałowe wyłącznika,
e)
możliwie najmniejszej liczby przekaźników pośredniczących,
f)
zabezpieczeń szyn zbiorczych o czasie działania nieprzekraczającym
20 ms,
g) zabezpieczeń odcinkowych.
II.B.3.7.2.
Linie przesyłowe o napięciu znamionowym 750 i 400 kV powinny być
wyposażone w następujące układy EAZ i urządzenia współpracujące:
a) zabezpieczenie odcinkowe (pod warunkiem dostępności odpowiedniej
jakości łącza), umożliwiające wyłączenia 1 i 3 fazowe,
b) dwa zabezpieczenia odległościowe (od różnych producentów lub o innym
algorytmie działania w przypadku produktów od jednego producenta)
z pamięcią napięciową, blokadą od kołysań mocy, umożliwiające
wyłączenia 1 i 3 fazowe,
c) zabezpieczenie ziemnozwarciowe kierunkowe dwustopniowe,
d) układy samoczynnego ponownego załączania (SPZ) umożliwiające
dokonywanie 1 i 3 fazowego cyklu samoczynnego ponownego załączania,
e) lokalizator miejsca zwarcia,
f) układ kontroli napięcia i synchronizacji,
g) automatyki od wzrostu napięcia (jeśli jest niezbędna z powodów
systemowych, w punktach sieci, gdzie jest to wymagane).
II.B.3.7.3.
Linie przesyłowe o napięciu znamionowym 220 kV wyposaża się
alternatywnie w następujące układy EAZ i urządzenia współpracujące:
a) zabezpieczenie odcinkowe (pod warunkiem dostępności odpowiedniej
jakości łącza), umożliwiające wyłączenia 1 i 3 fazowe,
b) w liniach odchodzących z rozdzielni ważnych systemowo
i przyelektrownianych należy stosować zabezpieczenia jak dla linii
400 kV,
c) w pozostałych liniach dopuszcza się stosowanie jednego zabezpieczenia
odległościowego lub dwóch zabezpieczeń podstawowych – odcinkowego
i odległościowego,
d) jedno dwustopniowe zabezpieczenie prądowe reagujące na zwarcia
z ziemią,
e) układy samoczynnego ponownego załączania (SPZ) umożliwiające
dokonywanie 1 i 3 fazowego cyklu samoczynnego ponownego załączania,
f) lokalizator miejsca zwarcia,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 92 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
g) układ kontroli napięcia i synchronizacji.
II.B.3.7.4.
Linie o napięciu znamionowym 110 kV powinny być wyposażone
w następujące układy EAZ i urządzenia współpracujące:
a) jedno zabezpieczenie podstawowe – odległościowe lub odcinkowe.
W przypadku linii kablowych lub napowietrznych o długości do 2 km,
należy stosować zabezpieczenia odcinkowe,
b) jedno zabezpieczenie rezerwowe – odległościowe lub ziemnozwarciowe,
a dla linii promieniowych – prądowe,
c) urządzenia automatyki 3 fazowego samoczynnego ponownego załączania
(SPZ),
d) pożądany w liniach o dużej liczbie zakłóceń lokalizator miejsca zwarcia.
II.B.3.7.5.
Skreślony.
II.B.3.7.6.
Linie blokowe powinny być wyposażone w następujące układy EAZ
i urządzenia współpracujące (wszystkie zabezpieczenia linii blokowej
powinny działać na 3 fazowe wyłączenie wyłącznika blokowego):
a) dwa zabezpieczenia podstawowe umożliwiające wyłączenia 3 fazowe,
b) zabezpieczenie rezerwowe reagujące na niesymetryczne zwarcia z ziemią
w linii blokowej i sieci zewnętrznej,
c) elementy układów automatyki zapobiegającej kołysaniom mocy oraz
przeciążeniom elementów sieci, zwane dalej układami APKO,
d) układ bezwarunkowego wyłączenia wyłącznika blokowego od sygnału
przesłanego z nastawni blokowej.
Wszystkie ww. zabezpieczenia działają na 3-fazowe otwarcie wyłącznika.
II.B.3.7.7.
Transformatory o górnym napięciu znamionowym 750 kV, 400 kV i 220 kV
powinny być wyposażone w następujące układy EAZ i urządzenia
współpracujące:
a) dwa zabezpieczenia podstawowe (różnicowe) reagujące na zwarcia
zlokalizowane w transformatorze, z wyjątkiem zwarć zwojowych,
b) po dwa zabezpieczenia rezerwowe (zabezpieczenie odległościowe,
zabezpieczenie ziemnozwarciowe) po każdej stronie uzwojenia górnego
i dolnego napięcia transformatora,
c) zabezpieczenia
technologiczne
(producenta):
zabezpieczenie
przepływowo-gazowe, modele cieplne oraz czujniki temperaturowe
transformatora,
d) zabezpieczenia w punkcie/punktach gwiazdowych transformatora,
e) zabezpieczenia ziemnozwarciowe prądowe po stronie górnego i dolnego
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 93 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
napięcia transformatora,
f) zabezpieczenie nadprądowe od przeciążeń transformatora,
g) układy automatycznej regulacji napięcia ARST,
h) układ sygnalizujący przeciążenie transformatora prądem,
i) układ monitorowania warunków pracy transformatorów, w przypadku
jednostek nowych i po najbliższej modernizacji urządzeń.
II.B.3.7.8.
Transformatory mocy dwu i wielouzwojeniowe 110 kV/SN/SN powinny być
wyposażone w następujące układy EAZ i urządzenia współpracujące:
a)
zabezpieczenia podstawowe reagujące na zwarcie w transformatorze –
zwarciowo-prądowe, a dla transformatorów powyżej 5 MVA różnicowe,
b) każda strona transformatora powinna być wyposażona w zabezpieczenia
nadprądowo-zwłoczne,
c)
każda strona transformatora powinna być wyposażona w zabezpieczenia
przeciążeniowe (transformatory dwuuzwojeniowe zabezpiecza się tylko
po jednej stronie),
d) zaleca się, aby każda ze stron średniego napięcia (SN) transformatora
była wyposażona w zabezpieczenia umożliwiające skracanie czasu
zwarcia na szynach średniego napięcia (SN),
II.B.3.7.9.
e)
zabezpieczenia fabryczne transformatorów: temperaturowe oraz gazowoprzepływowe kadzi i gazowo-podmuchowe przełącznika zaczepów,
f)
zabezpieczenia transformatora reagujące na zwarcia wewnętrzne i
zewnętrzne powinny działać na wyłączenie.
W
przypadku
wykorzystywania
uzwojenia
średniego
napięcia
transformatorów, o których mowa w pkt II.B.3.7.7 i II.B.3.7.8, do zasilania
potrzeb własnych i/lub podłączenia dławika, należy dodatkowo wyposażyć
stronę średniego napięcia transformatora w następujące urządzenia EAZ:
a) dwustopniowe zabezpieczenie napięciowe od zwarć doziemnych,
b) dwustopniowe zabezpieczenie nadprądowe,
c) dodatkowe zabezpieczenia nadprądowe i zerowonapięciowe w układzie
z wyłącznikiem po stronie średniego napięcia.
II.B.3.7.10.
Dławiki z izolacją powietrzną przyłączone do strony średniego napięcia
transformatorów, o których mowa w pkt II.B.3.7.7 i II.B.3.7.8, powinny być
wyposażone w następujące układy i urządzenia EAZ:
a) zabezpieczenie nadprądowe dwustopniowe,
b) zabezpieczenie prądowe składowej przeciwnej,
c) zabezpieczenie nadnapięciowe szyn SN.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 94 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Dławiki powinny być objęte zabezpieczeniem różnicowym transformatora.
Dławiki z izolacją olejową dodatkowo wyposaża się w zabezpieczenia
technologiczne.
II.B.3.7.11.
Dławiki z izolacją olejową o napięciu znamionowym 750 i 400 kV powinny
być wyposażone w następujące układy i urządzenia EAZ:
a) zabezpieczenie różnicowe,
b) zabezpieczenie impedancyjne lub nadprądowo-zwłoczne,
c) zabezpieczenia technologiczne,
d) w szczególnych przypadkach - zabezpieczenie nadnapięciowe szyn SN.
II.B.3.7.12.
Transformatory o górnym napięciu znamionowym 220 lub 110 kV, których
napięciem dolnym jest napięcie średnie w sieciach promieniowych powinny
być wyposażone w następujące układy i urządzenia EAZ:
a) zabezpieczenie różnicowe,
b) zabezpieczenie impedancyjne lub nadprądowe dwustopniowe po stronie
górnego napięcia,
c) zabezpieczenie ziemnozwarciowe prądowe po stronie górnego napięcia
transformatora pracującego w układzie blokowym z linią,
d) zabezpieczenie nadprądowe dwustopniowe po stronie dolnego napięcia,
e) zabezpieczenia technologiczne.
Zabezpieczenia z pkt b) i c) są instalowane w punkcie przyłączenia
transformatora do sieci.
II.B.3.7.13.
Wszystkie rodzaje łączników szyn należy wyposażyć w następujące układy
EAZ i urządzenia współpracujące:
a)
jedno zabezpieczenie podstawowe pracujące w trybie na rozcinanie
spiętych szyn zbiorczych działające na wyłączenie 3 fazowe własnego
wyłącznika,
b) pola łączników szyn zastępujących pola linii przesyłowych,
transformatorów a także linii blokowych należy wyposażyć w dodatkowy
zestaw urządzeń EAZ, umożliwiający realizację wszystkich funkcji
zabezpieczeniowych, niezbędnych przy użyciu pola łącznika szyn do
zastąpienia innego pola, w tym układ umożliwiający współpracę łącznika
szyn z zabezpieczeniami technologicznymi transformatora oraz bloku
elektrowni,
c)
dopuszcza się stosowanie jednego, zamiast dwóch zabezpieczeń
podstawowych oraz niestosowanie lokalizatora miejsca zwarcia.
II.B.3.7.14.
Skreślony.
II.B.3.7.15.
Szyny zbiorcze rozdzielni 750, 400, 220 i 110 kV należy wyposażyć w jeden
zespół zabezpieczenia szyn, zapewniający wyłączenie systemów (sekcji) szyn
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 95 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
zbiorczych, w tym także zwarć zlokalizowanych między wyłącznikiem a
przekładnikiem prądowym w polach łączników szyn.
II.B.3.7.15.A. Nowobudowane, przebudowywane i remontowane rozdzielnie 110 kV stacji
szynowych należy wyposażać w układy zabezpieczenia szyn niezależne od
lokalnej rezerwy wyłącznikowej.
II.B.3.7.15.B. W stacjach uproszczonych 110 kV typu „H” dopuszcza się możliwość
rozwiązania automatyki szyn w oparciu o wsteczne strefy zabezpieczeń
odległościowych pól liniowych.
II.B.3.7.15.C. W rozdzielniach 1,5 i 2 wyłącznikowych należy stosować uproszczone
zabezpieczenie szyn zbiorczych, nie wykorzystujące informacji o stanie
położenia odłączników szynowych.
II.B.3.7.16.
Wszystkie rozdzielnie sieci 750, 400, 220 i 110 kV należy wyposażać
w układy lokalnej rezerwy wyłącznikowej (LRW) niezależne od układów
zabezpieczeń szyn zbiorczych, przy czym za zgodą OSP dopuszcza się
stosowanie układów LRW zintegrowanych z zabezpieczeniem szyn
zbiorczych.
Przed wyłączeniem odpowiedniego systemu szyn, powinno być wykonane
dodatkowe sterowanie wyłącznikiem pola poprzez element LRW przypisany
polu, w którym nie zadziałał wyłącznik.
II.B.3.7.16.A. Wszystkie rozdzielnie sieci 750, 400, 220 i 110 kV należy wyposażyć,
w zależności od układu pracy rozdzielni w układy zdalnego rezerwowania
wyłączników - w przypadku działania EAZ szyn zbiorczych. Układy
zdalnego rezerwowania wyłączników powinny, gdy nie zadziała wyłącznik:
a)
w polu linii przesyłowej - przesłać sygnał na jej drugi koniec,
b) w polu linii blokowej - przesłać sygnał wyłączający transformator po
stronie dolnego napięcia lub sygnał odwzbudzenia generatora - gdy nie
ma wyłącznika generatorowego,
c)
w przypadku niezadziałania wyłącznika w polu transformatora o górnym
napięciu 400 lub 220 kV - przesłać sygnał wyłączający transformator po
stronie dolnego napięcia,
d) w polu łącznika szyn sprzęgającego systemy - wyłączyć obydwa systemy
szyn połączone tym wyłącznikiem.
Układy zdalnego rezerwowania wyłączników powinny także, gdy niezadziała
dowolny wyłącznik wyłączany przez układy i urządzenia EAZ szyn
zbiorczych - zrealizować próbę bezzwłocznego powtórnego wyłączenia
uszkodzonego wyłącznika.
II.B.3.7.17.
Łącza w układach EAZ i urządzeniach współpracujących powinny zapewnić
dla linii przesyłowych przesyłanie następujących sygnałów:
a) od pierwszego zabezpieczenia odległościowego,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 96 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) od drugiego zabezpieczenia odległościowego,
c) dla zabezpieczeń odcinkowych,
d) od zabezpieczeń ziemnozwarciowych,
e) od układu automatyki od nadmiernego wzrostu napięcia,
f) od układu zdalnego rezerwowania wyłączników na bezwarunkowe
wyłączenie elementu systemu linii na drugim jej końcu,
g) topologie pól przeciwległych dla automatyki przeciwkołysaniowoodciążającej (od układów APKO),
h) na liniach blokowych do przesyłania sygnałów z zabezpieczeń pomiędzy
stacją elektroenergetyczną a jednostką wytwórczą.
II.B.3.7.17.A. Wskazane jest aby jednocześnie wykorzystać do przesyłania sygnałów,
o których mowa w pkt II.B.3.7.17., dwa niezależne łącza, w tym co najmniej
jedno przeznaczone wyłącznie dla układu EAZ.
II.B.3.7.18.
Wymaga się dla sygnałów bezwarunkowego wyłączania drugiego końca linii
zapewnienia dwóch niezależnych łącz – dwa łącza, sygnały kodowane. Dla
automatyk i sygnałów jednostka wytwórcza – stacja elektroenergetyczna
należy stosować dwie niezależne drogi transmisji. Odstawienie z pracy na
czas naprawy lub przeglądu jednego łącza nie powinno powodować
ograniczeń ruchowych w pracy sieci.
II.B.3.7.19.
Zabezpieczenie odcinkowe linii przesyłowych powinno być wyposażone we
własne łącze, wykorzystane tylko do sprzęgania półkompletów. W przypadku
łącza światłowodowego wykorzystuje się wydzielone żyły z wiązki
światłowodu zainstalowanego na linii.
II.B.3.7.20.
Przesyłanie sygnałów od zabezpieczeń linii przesyłowych powinno się
odbywać w pierwszej kolejności z zachowaniem wysokiej niezawodności ich
przekazywania i mieć priorytet, przy zachowaniu wysokiej niezawodności
przekazywania sygnałów, szczególnie w wypadkach bezwarunkowego
wyłączania drugiego końca linii (dwa łącza, sygnały kodowane).
II.B.3.7.21.
Konstrukcja, zasada działania i sposób eksploatacji urządzenia zabezpieczeń
linii przesyłowych i współpracujące z nimi łącza powinny być traktowane
jako jeden zespół urządzeń.
II.B.3.7.22.
Rejestratory zakłóceń sieciowych przeznaczone do wykonywania analiz
przebiegu zakłóceń oraz działania układów EAZ oraz wyłączników, powinny
być instalowane we wszystkich czynnych polach rozdzielni przesyłowych.
Rejestratory zakłóceń sieciowych powinny:
a) rejestrować w każdym polu sygnały analogowe: 3 napięcia i 3 prądy
fazowe oraz napięcie 3U0 i prąd 3I0,
b) rejestrować sygnały o pobudzeniu zabezpieczeń podstawowych,
wszystkie sygnały o zadziałaniu zabezpieczeń lub automatyk na
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 97 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wyłączenie, wszystkie sygnały telezabezpieczeniowe
i odbiór), sygnały załączające od układów SPZ,
(nadawanie
c) rejestrować przebiegi wolnozmienne,
d) rejestrować zapis w zalecanym formacie Comtrade.
Powinien być łatwy dostęp do rejestratora zakłóceń sieciowych – lokalnego
w miejscu jego zainstalowania oraz zdalnego.
W okresie przejściowym do 31 grudnia 2010 r. dopuszczalne są odstępstwa
od wymagań określonych w tym punkcie.
II.B.3.7.22.A. Przekaźniki pośredniczące powinny spełniać następujące wymagania:
a) zaleca się stosowanie w zabezpieczeniach przekaźników wyjściowych
(wyłączających) - zestyków o zdolności wyłączalnej dostosowanej do
wielkości poboru mocy cewek wyłączających wyłączników oraz
wyposażonych w układy ograniczające przepięcia powstające przy
rozłączaniu obwodu cewki wyłączającej,
b) w układach sterowania powinny być stosowane wysokiej jakości
przekaźniki dwustanowe.
II.B.3.7.22.B. W układach EAZ stosuje się następujące przekładniki prądowe:
a) wolnostojące, pięciordzeniowe zainstalowane w polach elementów sieci
przesyłowej, w których rdzenie 3, 4 i 5 są rdzeniami zabezpieczeniowymi
klasy 5P20 o mocy odpowiedniej dla danych obwodów i zasilanych
układów i urządzeń EAZ,
b) kombinowane,
c) zainstalowane w przepustach transformatorów - przewiduje się
wykorzystywanie dla układów i urządzeń EAZ nie mniej niż dwóch
rdzeni o odpowiednich parametrach,
d) zainstalowane w
transformatorów.
przewodach
uziemiających
punkt
gwiazdowy
II.B.3.7.22.C. W polach elementów sieci przesyłowej stosuje się przekładniki napięciowe
pojemnościowe, indukcyjne i kombinowane, posiadające trzy uzwojenia
wtórne, przy czym trzecie połączone jest w układ otwartego trójkąta.
Uzwojenia nr II i III współpracują z układami i urządzeniami EAZ
(uzwojenie nr II klasy 3P, uzwojenie nr III klasy 6P o mocach odpowiednich
dla konkretnych obwodów i zasilanych urządzeń EAZ).
II.B.3.7.22.D. Dobór pojemnościowych i indukcyjnych przekładników napięciowych oraz
przekładników prądowych musi zapewnić sprawdzoną prawidłową
współpracę z układami i urządzeniami EAZ w miejscu ich zainstalowania.
II.B.3.7.22.E. Wyłączniki 750, 400 i 220 kV powinny być wyposażone:
a) z kolumnami nie sprzężonymi mechanicznie, w zabezpieczenie od
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 98 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
niezgodności położenia jego kolumn,
b) w blokadę, która po wyłączeniu wyłącznika uniemożliwia jego załączenie
od ewentualnego trwałego impulsu załączającego,
c) w komplet zestyków pomocniczych w ilości i konfiguracji dostosowanej
do potrzeb obwodów wtórnych pola,
d) do kontroli otwarcia się wyłącznika powinny być stosowane 2 kryteria:
prądowe z przekaźnikami dla każdej fazy oraz wyłącznikowe przy
wykorzystaniu zestyków sygnałowych wyłącznika,
– oraz umożliwiać realizację funkcji samoczynnego ponownego załączania.
II.B.3.7.22.F.
Odłączniki powinny być wyposażone w komplet zestyków, w ilości i
konfiguracji dostosowanej do potrzeb układów sterowania, sygnalizacji,
zabezpieczeń szyn zbiorczych i układu lokalnej rezerwy wyłącznikowej.
II.B.3.7.22.G. Układy i urządzenia EAZ powinny spełniać szczegółowe wymagania
określone przez OSP lub odpowiedniego OSD. Dotyczy to urządzeń
czynnych, jak i nowoprojektowanych. Układy i urządzenia EAZ
nowoprojektowane powinny być na etapie projektów wstępnych technicznomontażowych uzgadniane i zatwierdzane przez OSP lub OSD.
II.B.3.7.22.H. Urządzenia, układy i urządzenia EAZ, aparaty, osprzęt instalacyjny oraz ich
elementy powinny posiadać certyfikaty jakości i świadectwa dopuszczające
zastosowanie ich w obiektach sieci przesyłowej. Dotyczy to w szczególności:
a) świadectw jakości i protokołów z wynikami badań laboratoriów
potwierdzających zgodność wykonania urządzeń z wymaganiami norm
międzynarodowych i europejskich,
b) świadectw jakości i protokołów z wynikami badań przeprowadzonych
przez jednostki badawcze,
c) aktualnego certyfikatu dopuszczającego do stosowania w sieci.
II.B.3.7.23.
Przekaźniki realizujące funkcję samoczynnego częstotliwościowego
odciążania (SCO) powinny spełniać następujące wymagania:
a) umożliwiać nastawienie wartości częstotliwości z zakresu od 47 do 50 Hz
ze zmianą skokową co 0,05 Hz,
b) umożliwiać nastawienie zwłoki czasowej w zakresie od 0,05 do 1 s ze
zmianą skokową co 0,05 s,
c) czas własny przekaźników nie może być większy niż 100 ms,
d) zapewniać poprawną pracę w zakresie od 0,5 do 1,1 Un,
e) dokładność pomiaru częstotliwości nie mniejsza niż 10 mHz,
W okresie do dnia 31 grudnia 2008 r. dla przekaźników zainstalowanych
dopuszcza się czas własny przekaźnika większy niż 200 ms.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 99 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
W okresie po 31 grudnia 2010 r. czas własny wszystkich przekaźników nie
może być większy niż 100 ms.
II.B.3.8.
Wymagania wobec systemów wymiany informacji o rynku energii WIRE
II.B.3.8.1.
Wymagania dotyczące łączności i transmisji danych
II.B.3.8.1.1.
Wymiana danych odbywa się za pomocą redundantnego łącza
wykorzystującego sieci extranetu energetyki, w tym mechanizmy sieciowe
oparte na protokole TCP/IP. Jako łącza rezerwowe można zastosować
bezpośredni dostęp do systemu centralnego poprzez łącza modemowe
(dial-up).
II.B.3.8.1.2.
Podsystem transmisji danych OSP zapewnia komunikację w protokole
TCP/IP z każdym serwerem WIRE/UR z gwarantowaną przepustowością
64 kb/s dla każdego kanału i posiada stały adres IP, a także udostępnione
porty komunikacyjne.
II.B.3.8.1.3.
Podsystemy transmisji danych WIRE/UR powinny zapewniać gwarantowaną
komunikację w protokole TCP/IP pomiędzy serwerem WIRE/UR a serwerem
centralnym WIRE z przepustowością 64 kB/s.
II.B.3.8.1.4.
Każdy serwer WIRE/UR powinien posiadać stały adres IP i udostępnione
wskazane porty komunikacyjne.
II.B.3.8.1.5.
Podsystem transmisji danych u OSP zapewnia niezawodną i bezpieczną
transmisję danych pomiędzy serwerami systemu WIRE poprzez wydzielenie
podsieci transmisyjnej stosowanej wyłącznie dla potrzeb systemu WIRE.
II.B.3.8.1.6.
Szczegółowe wymagania wobec sprzętu, oprogramowania narzędziowego
i systemowego systemów WIRE/UR zawierają wymagania bezpieczeństwa
dla systemów transmisji danych SOWE/EL, WIRE/UR, które OSP publikuje
na swojej stronie internetowej.
II.B.3.8.2.
Wymagania dotyczące protokołów i standardów
II.B.3.8.2.1.
Do komunikacji pomiędzy systemami WIRE/UR i WIRE OSP
wykorzystywany jest mechanizm szyfrowania i autoryzacji oparty na
protokole SSL.
II.B.3.8.2.2.
Przesyłanie i odbieranie dokumentów realizowane jest za pomocą narzędzi
WebSphere MQ, zaś dystrybucja dokumentów odbywa się z wykorzystaniem
bibliotek JMS, środowiska JAVA.
II.B.3.8.2.3.
Ochrona komunikacji serwerów WIRE/UR i WIRE OSP jest realizowana na
poziomie kanału SSL WebSphere MQ. Zestawienie kanału SSL odbywa się
z wykorzystaniem certyfikatów menedżerów kolejek WebSphere MQ a także
na podstawie nazwy kanału i adresu IP.
II.B.3.8.2.4.
Zasady generowania certyfikatów menedżerów kolejek WebSphere MQ
systemu WIRE/UR określają wymagania, o którym mowa w pkt II.B.3.8.2.6.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 100 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.B.3.8.2.5.
Bezpieczny dostęp do serwera Archiwum WIRE, modułu WIRE/RP oraz
modułu CCO realizowany jest poprzez szyfrowany kanał wykorzystujący
technologię VPN Tunel Mode (AppGate) oraz autoryzację poprzez narzędzia
RSA SecurID.
II.B.3.8.2.6.
Szczegółową specyfikację rozwiązań technicznych dla systemów
dopuszczonych do współpracy z systemem WIRE OSP zawierają wymagania
bezpieczeństwa dla systemów transmisji danych SOWE/EL, WIRE/UR.
II.B.3.8.2.7.
Wymiana informacji w systemie WIRE odbywa się poprzez odpowiednie
przygotowanie dokumentów elektronicznych, zgodnie z ustalonym formatem
oraz sposobem zapisu w standardzie XML (eXtensible Markup Language).
Standard języka XML definiuje sposób opisu dokumentów, podstawowe typy
danych oraz zasady tworzenia schematów dokumentów.
II.B.3.8.2.8.
Szczegółowa specyfikacja dokumentów elektronicznych, funkcji systemów
WIRE/UR oraz zbiór schematów dokumentów XML dla systemu WIRE
tworzy standardy techniczne systemu WIRE, który OSP publikuje na swojej
stronie internetowej.
II.B.3.9.
Wymagania wobec systemów operatywnej współpracy z elektrowniami
SOWE
II.B.3.9.1.
Wymagania dotyczące łączności i transmisji danych
II.B.3.9.1.1.
Wymiana danych odbywa się za pomocą redundantnego łącza
wykorzystującego sieci extranetu energetyki, w tym mechanizmy sieciowe
oparte na protokole TCP/IP. Jako łącza rezerwowe można zastosować
bezpośredni dostęp do systemu centralnego poprzez łącza modemowe
(dial-up).
II.B.3.9.1.2.
Podsystem
transmisji
danych
OSP
zapewnia
komunikację
w protokole TCP/IP z każdym serwerem SOWE/EL z gwarantowaną
przepustowością 64 kb/s dla każdego kanału i posiada stały adres IP, a także
udostępnione porty komunikacyjne.
II.B.3.9.1.3.
Podsystemy transmisji danych w elektrowniach muszą zapewniać
gwarantowaną komunikację w protokole TCP/IP pomiędzy każdym serwerem
SOWE/EL a systemem centralnym SOWE z przepustowością 64 kB/s.
II.B.3.9.1.4.
Każdy serwer SOWE/EL powinien posiadać stały adres IP i udostępnione
porty komunikacyjne.
II.B.3.9.1.5.
Podsystem transmisji danych u OSP zapewnia niezawodną i bezpieczną
transmisję danych pomiędzy elementami systemu SOWE poprzez
wydzielenie podsieci transmisyjnej stosowanej wyłącznie dla potrzeb systemu
SOWE.
II.B.3.9.1.6.
Szczegółowe wymagania wobec sprzętu, oprogramowania narzędziowego
i systemowego systemów SOWE/EL zawierają wymagania bezpieczeństwa
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 101 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
dla systemów transmisji danych SOWE/EL, WIRE/UR, które OSP publikuje
na swojej stronie internetowej.
II.B.3.9.2.
Wymagania dotyczące protokołów i standardów
II.B.3.9.2.1.
Do komunikacji pomiędzy systemami SOWE/EL i SOWE OSP
wykorzystywany jest mechanizm szyfrowania i autoryzacji oparty na
protokole SSL.
II.B.3.9.2.2.
Przesyłanie i odbieranie dokumentów realizowane jest za pomocą narzędzi
WebSphere MQ, zaś dystrybucja dokumentów odbywa się z wykorzystaniem
bibliotek JMS, środowiska JAVA.
II.B.3.9.2.3.
Ochrona komunikacji serwerów SOWE/EL jest realizowana na poziomie
kanału SSL WebSphere MQ. Zestawienie kanału SSL odbywa się
z wykorzystaniem certyfikatów menedżerów kolejek WebSphere MQ a także
na podstawie nazwy kanału i adresu IP.
II.B.3.9.2.4.
Zasady generowania certyfikatów dla menedżerów kolejek WebSphere MQ
systemu SOWE/EL określają wymagania, o którym mowa w pkt II.B.3.9.2.6.
II.B.3.9.2.5.
Bezpieczny dostęp do serwera Archiwum SOWE oraz modułu CCO
realizowany jest poprzez szyfrowany kanał wykorzystujący technologię VPN
Tunel Mode (AppGate) oraz autoryzację poprzez narzędzia RSA.
II.B.3.9.2.6.
Szczegółową specyfikację rozwiązań technicznych dla systemów
dopuszczonych do współpracy z systemem SOWE OSP zawierają wymagania
bezpieczeństwa dla systemów transmisji danych SOWE/EL, WIRE/UR.
II.B.3.9.2.7.
Wymiana informacji w systemie SOWE odbywa się poprzez odpowiednie
przygotowanie dokumentów elektronicznych, zgodnie z ustalonym formatem
oraz sposobem zapisu w standardzie XML. Standard języka XML definiuje
sposób opisu dokumentów, podstawowe typy danych oraz zasady tworzenia
schematów dokumentów.
II.B.3.9.2.8.
Szczegółowa specyfikacja dokumentów elektronicznych, funkcji systemów
SOWE/EL oraz zbiór schematów dokumentów XML dla systemu SOWE
tworzy standardy techniczne systemu SOWE, które OSP publikuje na swojej
stronie internetowej.
II.B.3.10.
Wymagania wobec systemów prowadzenia ruchu i sterowania SCADA
II.B.3.10.1.
Wymagania dotyczące łączności i transmisji danych
II.B.3.10.1.1.
Pozyskiwanie danych z obiektów energetycznych odbywa się za pomocą
łącza typu punkt-punk lub poprzez wykorzystanie sieci extranet energetyki.
II.B.3.10.1.2.
Wymiana danych z OSD odbywa się za pomocą łącza podstawowego
wykorzystującego sieci extranetu energetyki, w tym mechanizmy sieciowe
oparte na protokołach TCP/IP.
II.B.3.10.1.3.
Podsystem transmisji danych u OSP zapewnia gwarantowaną komunikację
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 102 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
w protokole TCP/IP pomiędzy każdym serwerem wchodzącym w skład
systemu SCADA.
II.B.3.10.2.
Wymagania dotyczące protokołów i standardów
II.B.3.10.2.1.
Pozyskiwanie danych z obiektów energetycznych odbywa się za pomocą
protokołów UTJ, DNP 3.0, IEC 870-5-101, IEC 870-5-104.
II.B.3.10.2.2.
Do wymiany danych z systemami SCADA OSD jest stosowany protokół
ICCP/TASE.2. W okresie przejściowym do 31 grudnia 2008 r. jest
dopuszczalne stosowanie protokołów IEC 870-5-101, IEC 870-5-104,
DNP3.0 lub Elcom/TASE.1.
II.B.3.10.2.3.
System SCADA OSP umożliwia zestawienie połączenia z systemami
zewnętrznymi poprzez dedykowany router dostępowego. Router wyposażony
jest w funkcję ochrony przed dostępem do serwerów osób nieupoważnionych.
II.B.3.10.3.
Wymagania
dotyczące
dokładności
wykorzystywanych w systemie SCADA
II.B.3.10.3.1.
Wymagania dotyczące dokładności pomiarów wielkości elektrycznych
wykorzystywanych przez system SCADA dotyczą:
przetwarzania
pomiarów
e) zakresu dokładnego pomiaru, tzn. takiego zakresu pomiaru, w którym
kompleksowa dokładność nie jest gorsza niż wynikająca z klasy
dokładności określonej w punkcie II.B.3.10.3.3.,
f) kompleksowej dokładności pomiarów.
Kompleksowa dokładność pomiarów jest definiowana jako uchyb między
wartościami źródłowymi (pierwotne wartości wielkości mierzonych)
a uzyskanymi w miejscu przeznaczenia wyrażony w procentach w
odniesieniu do pełnego nominalnego zakresu wielkości mierzonych (PN-EN
60870-4).
II.B.3.10.3.2.
W odniesieniu do zakresu dokładnego pomiaru, dla wielkości elektrycznych
pomiarowych wykorzystywanych przez system SCADA dla całego toru
pomiarowego (przekładniki pomiarowe, przetworniki, tor transmisyjny),
obowiązują:
a) dla pomiaru wartości prądu – wymaga się zapewnienia dokładnego
pomiaru dla wartości od 0 do 150 % In, przy obciążeniu znamionowym
przekładników,
b) dla pomiaru wartości napięcia – wymaga się zapewnienia dokładnego
pomiaru dla wartości 0 do 130 % Un,
c) dla pomiaru mocy – wymaga się zapewnienia dokładnego pomiaru dla
wartości od -150 do +150 % mocy znamionowej,
d) dla pomiaru częstotliwości od 45 do 55 Hz.
II.B.3.10.3.3.
W odniesieniu do kompleksowej dokładności pomiarów dla systemu SCADA
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 103 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wymaga się uzyskania:
a) dla pomiaru prądu i napięcia – klasy 0,5 w przypadku przekładników
klasy 0,2 oraz klasy 1,0 w przypadku przekładników klasy 0,5;
b) dla pomiaru wielkości obliczanych np P, Q – klasy 2,0;
c) dla częstotliwości – dokładności ±5 mHz.
II.B.3.11.
Wymagania wobec
jednostek SMPP
systemów
monitorowania
parametrów
pracy
II.B.3.11.1.
Wymagania dotyczące łączności i transmisji danych
II.B.3.11.1.1.
Wymiana danych odbywa się za pomocą łącza podstawowego
wykorzystującego sieci extranetu energetyki, w tym mechanizmy sieciowe na
protokole TCP/IP.
II.B.3.11.1.2.
Podsystem transmisji danych u OSP zapewnia gwarantowaną komunikację
w protokole TCP/IP pomiędzy każdym serwerem SMPP z przepustowością
64 kB/s dla każdego kanału i posiada stały adres IP, a także udostępnione
porty komunikacyjne.
II.B.3.11.1.3.
Podsystemy transmisji danych w elektrowniach muszą zapewniać
gwarantowaną komunikację w protokole TCP/IP pomiędzy serwerem węzła
lokalnego SMPP a serwerem centralnym z przepustowością 64 kB/s.
II.B.3.11.1.4.
Każdy serwer SMPP powinien posiadać stały adres IP i udostępnione porty
komunikacyjne.
II.B.3.11.1.5.
Podsystem transmisji danych u OSP zapewnia niezawodną i bezpieczną
transmisję danych pomiędzy serwerami systemu SMPP poprzez wydzielenie
podsieci transmisyjnej stosowanej wyłącznie dla potrzeb systemu SMPP.
II.B.3.11.1.6.
Operator systemu przesyłowego przekazuje zainteresowanym podmiotom
szczegółowe wymagania wobec sprzętu, oprogramowania narzędziowego
i systemowego systemów SMPP.
II.B.3.11.2.
Wymagania dotyczące protokołów i standardów
II.B.3.11.2.1.
Przesyłanie danych realizowane jest za pomocą protokołu ICCP/TASE.2
(bloki 1 i 2) opartego na protokole TCP/IP zgodnie z normami:
IEC 870-6-503, IEC 870-6-802, IEC 870-6-702, ISO/IEC 9506, zaś
uzupełnianie danych archiwalnych odbywa się z wykorzystaniem protokołu
https.
II.B.3.11.2.2.
Szczegółową specyfikację rozwiązań technicznych zweryfikowanych
i dopuszczonych do współpracy z systemem SMPP zawiera specyfikacja
techniczna dla węzłów lokalnych systemu SMPP, którą OSP udostępnia
zainteresowanym podmiotom.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 104 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.C.
Korzystanie z sieci elektroenergetycznych
II.C.1.
Charakterystyka korzystania z sieci elektroenergetycznych
II.C.1.1.
Korzystanie z sieci elektroenergetycznych umożliwia realizację zaopatrzenia
w energię elektryczną w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu
obowiązujących wymagań jakościowych.
II.C.1.2.
Operator systemu przesyłowego na zasadzie równoprawnego traktowania oraz
na zasadach i w zakresie wynikającym z obowiązujących przepisów prawa
i IRiESP, świadczy usługi przesyłania energii elektrycznej, zapewniając
wszystkim użytkownikom systemu i odbiorcom, zaspokojenie uzasadnionych
potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej w obrocie krajowym
i transgranicznym.
II.C.2.
Charakterystyka i zakres usług przesyłania świadczonych przez
operatora systemu przesyłowego
II.C.2.1.
Operator systemu przesyłowego świadczy usługi przesyłania krajowe i usługi
przesyłania międzynarodowe.
II.C.2.2.
Usługi przesyłania krajowe obejmują:
a) przesyłanie energii elektrycznej rozumiane jako transport energii
elektrycznej za pomocą sieci przesyłowej;
b) utrzymywanie ciągłości dostarczania i odbioru energii elektrycznej
w systemie elektroenergetycznym i niezawodności jej dostarczania oraz
utrzymywanie parametrów jakościowych energii elektrycznej;
c) prowadzenie rozliczeń wynikających z
elektrycznej dostarczonej i pobranej z KSE.
II.C.2.3.
niezbilansowania
energii
Usługi przesyłania międzynarodowe obejmują:
a) wyznaczanie wielkości i udostępnianie zdolności przesyłowych wymiany
międzysystemowej;
b) rezerwowanie zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej;
c) realizację wymiany międzysystemowej.
II.C.3.
Usługi przesyłania krajowe
II.C.3.1.
W zakresie przesyłania energii elektrycznej OSP w szczególności:
a) dokonuje transportu energii elektrycznej wprowadzanej do lub odbieranej
z miejsc dostarczania określonych w umowie przesyłowej;
b) zapewnia długoterminową zdolność KSE do zaspokojenia uzasadnionych
potrzeb w zakresie przesyłania energii elektrycznej, poprzez należyty
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 105 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
rozwój, rozbudowę, eksploatację, konserwację i remonty infrastruktury
sieciowej;
c) przekazuje
dane
pomiarowo-rozliczeniowe,
przeprowadzenia procesu rozliczeń.
II.C.3.2.
niezbędne
do
W zakresie utrzymywania ciągłości dostarczania i odbioru energii
elektrycznej w KSE i niezawodności jej dostarczania oraz utrzymywania
parametrów jakościowych energii elektrycznej OSP w szczególności:
a) zapewnia w sposób ciągły zbilansowanie poboru i produkcji energii
elektrycznej w KSE;
b) dokonuje ciągłej regulacji częstotliwości i napięcia;
c) dokonuje zakupu rezerw mocy i pozostałych usług systemowych,
niezbędnych do prawidłowego funkcjonowania KSE, niezawodności jego
pracy i utrzymywania parametrów jakościowych energii elektrycznej;
d) zapewnia odpowiednią strukturę i niezawodność pracy sieci przesyłowej
oraz we współpracy z OSD koordynację pracy koordynowanej sieci
110 kV;
e) przeciwdziała powstawaniu awarii, w tym opracowuje i realizuje plany
działania na wypadek zagrożenia wystąpienia awarii w KSE oraz plany
odbudowy KSE po wystąpieniu awarii.
II.C.3.3.
W zakresie prowadzenia rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii
elektrycznej dostarczonej i pobranej z KSE, OSP w szczególności:
a) udostępnia system informatyczny wykorzystywany
bilansowania KSE i prowadzenia rozliczeń;
w
procesie
b) przyjmuje i weryfikuje zgłoszone do realizacji umowy sprzedaży energii
elektrycznej;
c) prowadzi z użytkownikami systemu i odbiorcami rozliczenia wynikające
z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z KSE
oraz zarządzania ograniczeniami systemowymi.
II.C.3.4.
Prowadzenie rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej
dostarczonej i pobranej z KSE, następuje zgodnie z zasadami określonymi
w IRiESP – Bilansowanie systemu oraz zarządzanie ograniczeniami
systemowymi.
II.C.4.
Usługi przesyłania międzynarodowe
II.C.4.1.
Usługi przesyłania międzynarodowe obejmują wymianę międzysystemową
równoległą, o której mowa w pkt II.A.1.2.6 a).
II.C.4.2.
Wielkości zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej są
wyznaczane przez OSP zgodnie z dokumentem „Zasady wyznaczania
zdolności przesyłowych na liniach wymiany międzysystemowej”,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 106 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
opracowanym przez OSP i uzgodnionym z Prezesem Urzędu Regulacji
Energetyki.
II.C.4.3.
Operator systemu przesyłowego uzgadnia z operatorami systemów
przesyłowych krajów sąsiednich zasady realizacji przetargów na rezerwację
zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej.
II.C.4.4.
Udostępnianie i rezerwacja wielkości zdolności przesyłowych wymiany
międzysystemowej następuje zgodnie z warunkami określonymi i przyjętymi
do stosowania przez OSP i operatorów systemów przesyłowych krajów
sąsiednich w zasadach realizacji przetargów na rezerwację zdolności
przesyłowych wymiany międzysystemowej.
II.C.4.5.
Obowiązujące „Zasady wyznaczania zdolności przesyłowych na liniach
wymiany międzysystemowej” oraz zasady realizacji przetargów na rezerwację
zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej OSP publikuje na
swojej stronie internetowej.
II.C.4.6.
W zakresie wymiany międzysystemowej OSP w szczególności:
a) rezerwuje dla użytkownika systemu lub odbiorcy wielkości zdolności
przesyłowych wymiany międzysystemowej, uzyskane przez tego
użytkownika systemu lub odbiorcę zgodnie z zasadami realizacji
przetargów na rezerwację zdolności przesyłowych wymiany
międzysystemowej;
b) przyjmuje i dokonuje weryfikacji zgłoszonych w formie grafików
wymiany międzysystemowej umów sprzedaży energii elektrycznej
w obrocie transgranicznym;
c) uzgadnia zgłoszone grafiki wymiany międzysystemowej z operatorami
systemów przesyłowych krajów sąsiednich;
d) dokonuje fizycznej realizacji wymiany międzysystemowej przy
współpracy z operatorami systemów przesyłowych krajów sąsiednich.
II.C.5.
Warunki świadczenia przez operatora systemu przesyłowego usług
przesyłania
II.C.5.1.
Podstawowe warunki świadczenia przez operatora systemu przesyłowego
usług przesyłania
II.C.5.1.1.
Usługi przesyłania świadczone są przez OSP przy zachowaniu zasady
równoprawnego traktowania wszystkich podmiotów korzystających z tych
usług.
II.C.5.1.2.
Świadczenie usług przesyłania odbywa się na podstawie umowy
przesyłowej oraz na zasadach określonych w dokumentach, o których mowa
w pkt I.B.2, IRiESP oraz Taryfie OSP zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu
Regulacji Energetyki.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 107 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.C.5.1.3.
Prawo do korzystania z usług przesyłania świadczonych przez OSP posiadają
użytkownicy systemu i odbiorcy, którzy uzyskali prawo zakupu energii
elektrycznej od wybranego przez siebie sprzedawcy w rozumieniu przepisów
ustawy Prawo energetyczne.
II.C.5.1.4.
Operator systemu przesyłowego świadczy usługi przesyłania, jeżeli istnieją
układy pomiarowo-rozliczeniowe wraz z infrastrukturą teleinformatyczną,
niezbędne do świadczenia usług przesyłania i prowadzenia ich rozliczeń.
II.C.5.1.5.
Szczegółowe warunki świadczenia usług przesyłania, w tym w zakresie
wymiany międzysystemowej określają dalsze postanowienia IRiESP oraz
postanowienia umowy przesyłowej.
II.C.5.2.
Warunki formalno-prawne świadczenia usług przesyłania
II.C.5.2.1.
Procedura rozpoczęcia świadczenia usług przesyłania
II.C.5.2.1.1.
Rozpoczęcie przez OSP świadczenia usług przesyłania następuje zgodnie
z poniższą procedurą:
a) wystąpienie podmiotu do OSP z wnioskiem o zawarcie umowy
przesyłowej;
b) określenie przez OSP możliwości i warunków świadczenia usług
przesyłania;
c) zawarcie przez strony umowy przesyłowej;
d) rozpoczęcie procesu świadczenia usług przesyłania.
II.C.5.2.2.
Wniosek o zawarcie umowy przesyłowej
II.C.5.2.2.1.
Podmiot zainteresowany korzystaniem z usług przesyłania świadczonych
przez OSP jest zobowiązany złożyć wniosek o zawarcie umowy przesyłowej.
II.C.5.2.2.2.
Wzór wniosku o zawarcie umowy przesyłowej określa w szczególności:
a) adres, na który należy dostarczyć lub przesłać wypełniony wniosek;
b) dane identyfikacyjne wnioskodawcy, takie jak: pełna nazwa podmiotu,
jego adres, numer telefonu, numer faksu, adres poczty elektronicznej;
c) informacje odnośnie posiadanych koncesji na wytwarzanie, przesyłanie,
dystrybucję lub obrót energią elektryczną;
d) charakter (typ) wnioskodawcy, określony pod kątem zakresu planowanej
umowy przesyłowej;
e) numery identyfikacyjne wnioskodawcy, jak nr NIP, REGON;
f) nazwę, adres banku i numer konta bankowego wnioskodawcy, które
będzie wykorzystywane w ramach prowadzenia rozliczeń z tytułu
realizowanych usług przesyłania;
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 108 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
g) wykaz osób wraz z ich danymi teleadresowymi upoważnionych ze strony
wnioskodawcy do bezpośrednich kontaktów z OSP w zakresie zagadnień
dotyczących umowy przesyłowej;
h) dane dotyczące administratora bezpieczeństwa systemów WIRE/UR lub
SOWE po stronie wnioskodawcy.
II.C.5.2.2.3.
Podmiot zainteresowany korzystaniem ze świadczonych przez OSP usług
przesyłania związanych z wymianą międzysystemową, który nie posiada
zawartej
z
OSP
umowy
przesyłowej,
poza
informacjami,
o których mowa powyżej powinien we wniosku o zawarcie umowy
przesyłowej zamieścić dodatkowo, co najmniej następujące informacje:
a) wykaz osób wraz z ich danymi teleadresowymi upoważnionych ze strony
wnioskodawcy do bezpośrednich kontaktów z OSP z tytułu uczestnictwa
wnioskodawcy w wymianie międzysystemowej;
b) wykaz podmiotów i osób upoważnionych do przedkładania w imieniu
wnioskodawcy danych i dokumentów dotyczących realizacji wymiany
międzysystemowej;
c) posiadany kod (lub kody) identyfikacyjny EIC nadany przez uprawnione
biuro kodów EIC.
II.C.5.2.2.4.
Do wniosku o zawarcie umowy przesyłowej należy dołączyć dodatkowe
dokumenty określone we wzorze wniosku o zawarcie umowy przesyłowej,
a w szczególności:
a) aktualny wypis z Rejestru Przedsiębiorców Krajowego Rejestru
Sądowego, a w przypadku wnioskodawcy nieposiadającego siedziby na
terytorium Rzeczpospolitej Polskiej aktualny odpis z właściwego rejestru
przedsiębiorców uzyskany na zasadach określonych w przepisach kraju
siedziby wnioskodawcy;
b) dokumenty potwierdzające prawo osób reprezentujących wnioskodawcę
do zaciągania w jego imieniu zobowiązań;
c) oświadczenie o umocowaniu podmiotu, który w imieniu i na rzecz
wnioskodawcy będzie pełnił funkcję operatora handlowego lub operatora
handlowo–technicznego, sporządzone zgodnie ze wzorem oświadczenia
określonym przez OSP (dotyczy wyłącznie wnioskodawców, którzy
funkcji operatora handlowego lub operatora handlowo-technicznego nie
będą pełnić samodzielnie).
W przypadku wnioskodawcy nieposiadającego siedziby na terytorium
Rzeczpospolitej Polskiej ww. dokumenty powinny być dostarczone wraz
z tłumaczeniem na język polski.
II.C.5.2.2.5.
Podmiot zainteresowany korzystaniem ze świadczonych przez OSP usług
przesyłania związanych z wymianą międzysystemową, który posiada zawartą
z OSP umowę przesyłową i nie jest jednocześnie uczestnikiem wymiany
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 109 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
międzysystemowej, składa wniosek o uczestnictwo w wymianie
międzysystemowej, zgodnie z zasadami określonymi w pkt II.C.5.3.1.
II.C.5.2.2.6.
Obowiązujący wzór wniosku o zawarcie umowy przesyłowej OSP publikuje
na swojej stronie internetowej.
II.C.5.2.2.7.
Operator systemu przesyłowego po otrzymaniu wniosku o zawarcie umowy
przesyłowej dokonuje jego weryfikacji pod względem kompletności
i aktualności zawartych w nim danych i załączonych dokumentów. Operator
systemu przesyłowego rozpatruje wniosek o zawarcie umowy przesyłowej
w terminie 14 dni od daty jego otrzymania. Po rozpatrzeniu wniosku
o zawarcie umowy przesyłowej OSP przekazuje wnioskodawcy informację
o jego przyjęciu lub odrzuceniu albo wzywa wnioskodawcę do jego
uzupełnienia.
II.C.5.2.2.8.
Operator systemu przesyłowego wzywa wnioskodawcę do uzupełnienia
wniosku o zawarcie umowy przesyłowej w przypadku braku niezbędnych
danych lub ich niekompletności. Wnioskodawca powinien dostarczyć
uzupełniony wniosek o zawarcie umowy przesyłowej w terminie 14 dni od
daty otrzymania wezwania do jego uzupełnienia. W przypadku
niedostarczenia uzupełnionego wniosku o zawarcie umowy przesyłowej
w wymaganym terminie, OSP odrzuca przedłożony wniosek.
II.C.5.2.2.9.
Informację o odrzuceniu wniosku o zawarcie umowy przesyłowej wraz
z podaniem przyczyny OSP przekazuje wnioskodawcy w formie pisemnej.
II.C.5.2.2.10.
Operator systemu przesyłowego odrzuca wniosek o zawarcie umowy
przesyłowej sporządzony niezgodnie z wzorem wniosku publikowanym
na stronie internetowej OSP.
II.C.5.2.2.11.
Przyjęcie przez OSP wniosku o zawarcie umowy przesyłowej stanowi
podstawę do określenia możliwości i warunków świadczenia usług
przesyłania i przygotowania dla wnioskodawcy projektu umowy przesyłowej.
II.C.5.2.2.12.
Podmiot składający wniosek o zawarcie umowy przesyłowej jest
zobowiązany niezwłoczne powiadomić OSP o jakichkolwiek zmianach
zaistniałych w danych i dokumentach zawartych w przedłożonym wniosku
oraz do ponownego przedłożenia aktualnych danych i dokumentów, które
uległy zmianie. Powyższy obowiązek dotyczy zmian, które zaistnieją
w okresie od daty złożenia przez wnioskodawcę wniosku o zawarcie umowy
przesyłowej do daty zawarcia z tym wnioskodawcą umowy przesyłowej.
II.C.5.2.2.13.
Podpisanie przez wnioskodawcę umowy przesyłowej jest równoznaczne
z akceptacją przez niego wszystkich postanowień IRiESP.
II.C.5.2.3.
Umowa przesyłowa
II.C.5.2.3.1.
Operator systemu przesyłowego opracowuje i udostępnia użytkownikom
systemu i odbiorcom standardy umów przesyłowych właściwe dla
poszczególnych grup kontrahentów OSP.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 110 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.C.5.2.3.2.
W szczególnych przypadkach, związanych między innymi ze zmianą IRiESP
lub aktów prawnych wpływających na zmianę dotychczasowych warunków
świadczenia usług przesyłania, skutkujących koniecznością dokonania
istotnych zmian postanowień zawartych umów przesyłowych, OSP może
udostępniać standardy aneksów do umów przesyłowych.
II.C.5.2.3.3.
Udostępnianie standardów umów przesyłowych lub standardów aneksów do
umów przesyłowych odbywa się poprzez ich opublikowanie i aktualizację na
stronie internetowej OSP.
II.C.5.2.3.4.
Standardy, o których mowa w pkt II.C.5.2.3.1 i II.C.5.2.3.2, stanowią
podstawę do przygotowania projektu umowy przesyłowej lub projektu aneksu
do umowy przesyłowej, o którym mowa w pkt II.C.5.2.2.11 i II.C.5.3.1.11.
II.C.5.2.3.5.
Projekty umów przesyłowych i aneksów do umów przesyłowych opracowane
przez użytkowników systemu lub odbiorców nie stanowią podstawy
przygotowania projektu umowy przesyłowej lub projektu aneksu do umowy
przesyłowej, o których mowa w pkt II.C.5.2.2.11 i II.C.5.3.1.11.
II.C.5.3.
Podstawowe warunki świadczenia przez operatora systemu przesyłowego
usług przesyłania związanych z wymianą międzysystemową
II.C.5.3.1.
Warunki formalno-prawne świadczenia przez operatora systemu
przesyłowego usług przesyłania związanych z realizacją wymiany
międzysystemowej
II.C.5.3.1.1.
Operator systemu przesyłowego świadczy usługi przesyłania związane
z realizacją wymiany międzysystemowej wyłącznie podmiotom, które:
a) zawarły z OSP umowę przesyłową, regulującą w szczególności warunki
uczestnictwa w wymianie międzysystemowej;
b) uzyskały rezerwację wielkości zdolności przesyłowych wymiany
międzysystemowej, niezbędnych do realizacji zgłaszanych do OSP umów
sprzedaży energii elektrycznej w obrocie transgranicznym.
II.C.5.3.1.2.
Uzyskanie rezerwacji zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej
następuje zgodnie z zasadami realizacji przetargów na rezerwację zdolności
przesyłowych wymiany międzysystemowej, o których mowa pkt II.C.4.4.
II.C.5.3.1.3.
Podmiot ubiegający się o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej, który
posiada zawartą z OSP umowę przesyłową i nie jest jednocześnie
uczestnikiem wymiany międzysystemowej jest zobowiązany złożyć wniosek
o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej.
II.C.5.3.1.4.
Wzór wniosku o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej określa
w szczególności:
a) adres, na który należy dostarczyć lub przesłać wypełniony wniosek;
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 111 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) dane identyfikacyjne wnioskodawcy, takie jak: pełna nazwa podmiotu,
jego adres, numer telefonu, numer faksu, adres poczty elektronicznej;
c) posiadany kod (lub kody) identyfikacyjny EIC nadany przez uprawnione
biuro kodów EIC;
d) kod identyfikacyjny wnioskodawcy jako uczestnika rynku bilansującego;
e) numer identyfikacyjny NIP;
f) wykaz osób wraz z ich danymi teleadresowymi upoważnionych ze strony
wnioskodawcy do bezpośrednich kontaktów z OSP z tytułu uczestnictwa
wnioskodawcy w wymianie międzysystemowej;
g) wykaz osób wraz z ich danymi teleadresowymi upoważnionych do
przedkładania w imieniu wnioskodawcy danych dotyczących wymiany
międzysystemowej.
II.C.5.3.1.5.
Do wniosku o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej należy dołączyć:
a) aktualny wypis z Rejestru Przedsiębiorców Krajowego Rejestru
Sądowego, a w przypadku wnioskodawcy nieposiadającego siedziby na
terytorium Rzeczpospolitej Polskiej aktualny odpis z właściwego rejestru
przedsiębiorców uzyskany na zasadach określonych w przepisach kraju
siedziby wnioskodawcy;
b) dokumenty potwierdzające prawo osób reprezentujących wnioskodawcę
do zaciągania w jego imieniu zobowiązań.
W przypadku wnioskodawcy nieposiadającego siedziby na terytorium
Rzeczpospolitej Polskiej ww. dokumenty powinny być dostarczone wraz
z tłumaczeniem na język polski.
II.C.5.3.1.6.
Wzór wniosku o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej OSP publikuje
na swojej stronie internetowej.
II.C.5.3.1.7.
Operator systemu przesyłowego po otrzymaniu wniosku o uczestnictwo
w wymianie międzysystemowej dokonuje jego weryfikacji pod względem
kompletności i aktualności zawartych w nim danych i załączonych
dokumentów. Operator systemu przesyłowego rozpatruje wniosek
o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej w terminie 14 dni od daty
jego otrzymania. Po rozpatrzeniu wniosku o uczestnictwo w wymianie
międzysystemowej OSP przekazuje wnioskodawcy informację o jego
przyjęciu lub odrzuceniu albo wzywa wnioskodawcę do jego uzupełnienia.
II.C.5.3.1.8.
Operator systemu przesyłowego wzywa wnioskodawcę do uzupełnienia
wniosku o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej w przypadku braku
niezbędnych danych lub ich niekompletności. Wnioskodawca powinien
dostarczyć uzupełniony wniosek o uczestnictwo w wymianie
międzysystemowej w terminie 14 dni od daty otrzymania wezwania do jego
uzupełnienia. W przypadku niedostarczenia uzupełnionego wniosku
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 112 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej w wymaganym terminie,
OSP odrzuca przedłożony wniosek.
II.C.5.3.1.9.
Informację o odrzuceniu wniosku o uczestnictwo w wymianie
międzysystemowej wraz z podaniem przyczyny OSP przekazuje
wnioskodawcy w formie pisemnej.
II.C.5.3.1.10.
Operator systemu przesyłowego odrzuca wniosek o uczestnictwo w wymianie
międzysystemowej sporządzony niezgodnie z wzorem wniosku
publikowanym na stronie internetowej OSP.
II.C.5.3.1.11.
Przyjęcie przez OSP wniosku o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej
stanowi podstawę do określenia możliwości i warunków udziału
wnioskodawcy w wymianie międzysystemowej i przygotowania dla
wnioskodawcy projektu aneksu do zawartej pomiędzy stronami umowy
przesyłowej lub przygotowania projektu nowej umowy przesyłowej.
II.C.5.3.1.12.
Podmiot składający wniosek o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej
jest zobowiązany niezwłoczne powiadomić OSP o jakichkolwiek zmianach
zaistniałych w danych i dokumentach zawartych w przedłożonym wniosku
oraz do ponownego przedłożenie danych i dokumentów, które uległy zmianie.
Powyższy obowiązek dotyczy zmian, które zaistnieją w okresie od daty
złożenia przez wnioskodawcę wniosku o uczestnictwo w wymianie
międzysystemowej do daty zawarcia z tym wnioskodawcą aneksu do
istniejącej umowy przesyłowej lub zawarcia nowej umowy przesyłowej.
II.C.5.3.2.
Kod identyfikacyjny EIC i warunki jego posiadania
II.C.5.3.2.1.
Każdy podmiot ubiegający się o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej
jest zobowiązany do posiadania kodu identyfikacyjnego EIC (ETSO
Identification Code), nadanego przez uprawnione biuro kodów EIC.
II.C.5.3.2.2.
Kody EIC są wykorzystywane w wymianie międzysystemowej do
identyfikacji każdego uczestnika wymiany międzysystemowej i partnerów
handlowych tego uczestnika.
II.C.5.3.2.3.
Podmiot, który nie posiada kodu identyfikacyjnego EIC jest zobowiązany
wystąpić z wnioskiem o nadanie kodu identyfikacyjnego EIC do jednego
z uprawnionych biur kodów EIC.
II.C.5.3.2.4.
Kody EIC nadawane są przez biuro kodów ETSO lub przez lokalne biura
kodów EIC zlokalizowane w poszczególnych krajach. Na terenie
Rzeczpospolitej Polskiej lokalne Biuro Kodów EIC prowadzone jest przez
OSP.
II.C.5.3.2.5.
Podmiot ubiegający się o nadanie kodu EIC przez polskie Biuro Kodów EIC
jest zobowiązany złożyć wniosek o nadanie kodu identyfikacyjnego EIC na
adres polskiego Biura Kodów EIC. Dane teleadresowe polskiego Biura
Kodów EIC OSP publikuje na swojej stronie internetowej.
II.C.5.3.2.6.
Podmiot, który posiada kod identyfikacyjny EIC nadany przez uprawnione
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 113 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
biuro kodów EIC w innym kraju, jest zobowiązany poinformować o tym
fakcie polskie Biuro Kodów EIC, które wprowadza dane podmiotu i jego kod
identyfikacyjny EIC do bazy danych.
II.C.5.3.2.7.
Wzór wniosku o nadanie kodu identyfikacyjnego EIC oraz wykaz kodów EIC
nadanych przez polskie Biuro Kodów EIC, OSP publikuje na swojej stronie
internetowej.
II.C.5.3.2.8.
Operator systemu przesyłowego po otrzymaniu wniosku o nadanie kodu
identyfikacyjnego EIC dokonuje jego weryfikacji pod względem
kompletności i aktualności zawartych w nim danych. Operator systemu
przesyłowego rozpatruje wniosek o nadanie kodu identyfikacyjnego EIC
w terminie 14 dni od daty jego otrzymania. Po rozpatrzeniu wniosku
o nadanie kodu identyfikacyjnego EIC, OSP przekazuje wnioskodawcy
informację o jego przyjęciu lub odrzuceniu albo wzywa wnioskodawcę do
jego uzupełnienia.
II.C.5.3.2.9.
Operator systemu przesyłowego wzywa wnioskodawcę do uzupełnienia
wniosku o nadanie kodu identyfikacyjnego EIC w przypadku braku
niezbędnych danych lub ich niekompletności. Wnioskodawca powinien
dostarczyć uzupełniony wniosek o nadanie kodu identyfikacyjnego EIC
w terminie 14 dni od daty otrzymania wezwania do jego uzupełnienia.
W przypadku niedostarczenia uzupełnionego wniosku o nadanie kodu
identyfikacyjnego EIC w wymaganym terminie, OSP odrzuca przedłożony
wniosek.
II.C.5.3.2.10.
Informację o odrzuceniu wniosku o nadanie kodu identyfikacyjnego EIC wraz
z podaniem przyczyny OSP przekazuje wnioskodawcy w formie pisemnej.
II.C.5.3.2.11.
Operator systemu przesyłowego odrzuca wniosek o nadanie kodu
identyfikacyjnego EIC sporządzony niezgodnie z wzorem wniosku
publikowanym na stronie internetowej OSP.
II.C.6.
Standardy jakościowe obsługi użytkowników systemu i odbiorców
II.C.6.1.
Charakterystyka standardów
systemu i odbiorców
II.C.6.1.1.
Operator systemu przesyłowego świadczy usługi przesyłania na zasadzie
równoprawnego traktowania wszystkich użytkowników systemu i odbiorców.
II.C.6.1.2.
W celu realizacji powyższego obowiązku OSP w szczególności:
jakościowych
obsługi
użytkowników
a) opracowuje i udostępnia wzory wniosków i standardy umów oraz IRiESP;
b) publikuje na swojej stronie internetowej informacje, których obowiązek
publikacji wynika z powszechnie obowiązujących przepisów, decyzji
administracyjnych i IRiESP;
c) opracował i realizuje program określający przedsięwzięcia, jakie należy
podjąć w celu zapewnienia niedyskryminacyjnego traktowania
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 114 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
użytkowników systemu i odbiorców, zwany dalej Programem zgodności.
II.C.6.2.
Program zgodności opracowany i realizowany przez operatora systemu
przesyłowego
II.C.6.2.1.
Operator systemu przesyłowego działając zgodnie z postanowieniami ustawy
Prawo energetyczne opracował i realizuje Programu zgodności,
w którym określił szczegółowo obowiązki pracowników OSP w celu
zapewnienia niedyskryminacyjnego traktowania użytkowników systemu
i odbiorców.
II.C.6.2.2.
Program zgodności określa środki podejmowane w celu eliminacji zachowań
dyskryminacyjnych, prowadzenia działalności wyłącznie na podstawie
obiektywnych i merytorycznych kryteriów oraz ochrony sensytywnych
informacji handlowych.
II.C.6.3.
Bonifikaty i upusty za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii
elektrycznej oraz standardów jakościowych obsługi użytkowników
systemu i odbiorców
II.C.6.3.1.
Użytkownikom systemu i odbiorcom korzystającym z usług przesyłania
świadczonych przez OSP przysługują bonifikaty i upusty za niedotrzymanie
parametrów jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jakościowych
obsługi użytkowników systemu i odbiorców.
II.C.6.3.2.
Zasady przyznawania bonifikat i upustów za niedotrzymanie parametrów
jakościowych energii elektrycznej oraz standardów jakościowych obsługi
użytkowników systemu i odbiorców, a także sposób ich kalkulacji określają
przepisy ustawy Prawo energetyczne i wydanych na jej podstawie aktów
wykonawczych, Taryfa OSP zatwierdzona przez Prezesa Urzędu Regulacji
Energetyki oraz postanowienia umowy przesyłowej.
II.C.6.3.3.
Bonifikaty i upusty za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii
elektrycznej oraz standardów jakościowych obsługi użytkowników systemu
i odbiorców, przysługują użytkownikom systemu i odbiorcom na ich wniosek.
II.C.6.4.
Wnioski o wydanie świadectw pochodzenia
II.C.6.4.1.
Operator systemu przesyłowego potwierdza ilości energii elektrycznej
niezbędnej do uzyskania świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy Prawo
energetyczne, pochodzącej z następujących źródeł energii:
a) jednostki wytwórcze przyłączone do sieci przesyłowej,
b) JWCD przyłączone do koordynowanej sieci 110 kV.
II.C.6.4.2.
Operator systemu przesyłowego potwierdza ilości energii elektrycznej,
o których mowa w pkt II.C.6.4.1, na podstawie wskazań układów pomiaroworozliczeniowych, z uwzględnieniem procedur substytucji danych pomiarowo-
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 115 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
rozliczeniowych, szczegółowo określonych w umowie przesyłowej zawartej
pomiędzy OSP a wytwórcą.
II.C.6.4.3.
Podmiot składający wniosek o wydanie świadectwa pochodzenia, w celu
określenia lokalizacji źródła energii elektrycznej, powinien podać kod
identyfikacyjny jednostki wytwórczej, zgodny z zasadami kodyfikacji
stosowanymi przez OSP.
II.C.6.4.4.
Operator systemu przesyłowego publikuje na swojej stronie internetowej
zasady kodyfikacji jednostek wytwórczych oraz adres, na który należy
kierować wnioski o wydanie świadectwa pochodzenia.
II.C.6.5.
Podstawowe zasady rozliczeń za świadczone przez operatora systemu
przesyłowego usługi przesyłania
II.C.6.5.1.
Postanowienia wstępne
II.C.6.5.1.1.
Użytkownicy systemu i odbiorcy wnoszą do OSP opłatę za świadczone przez
OSP usługi przesyłania. Opłaty za świadczone przez OSP usługi przesyłania
naliczane są według stawek opłat, zawartych w Taryfie OSP zatwierdzonej
przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki. Opłaty nie ujęte w Taryfie OSP,
dotyczące sposobu rozliczania kosztów bilansowania systemu i rozliczania
kosztów zarządzania ograniczeniami systemowymi, naliczane są zgodnie
z zasadami określonymi w IRiESP – Bilansowanie systemu i zarządzanie
ograniczeniami systemowymi.
II.C.6.5.1.2.
Zasady rozliczeń za świadczone przez OSP usługi przesyłania, które
określono w pkt II.C.6.5.2 do II.C.6.5.7, dotyczą wyłącznie należności
naliczanych według stawek opłat zawartych w Taryfie OSP. Szczegółowe
zasady rozliczeń za świadczone przez OSP usługi przesyłania określa Taryfa
OSP oraz postanowienia umowy przesyłowej zawartej pomiędzy OSP
a użytkownikiem systemu lub odbiorcą.
II.C.6.5.2.
Dokumenty rozliczeniowe
II.C.6.5.2.1.
Operator systemu przesyłowego za świadczone usługi przesyłania wystawia
dokumenty rozliczeniowe stanowiące podstawę zapłaty należności tj. faktury
VAT, faktury korygujące VAT i noty odsetkowe, zgodnie z powszechnie
obowiązującymi przepisami.
II.C.6.5.2.2.
Wyróżnia się następujące rodzaje dokumentów rozliczeniowych stanowiących
podstawę zapłaty należności OSP:
a) faktura VAT – faktura za usługi przesyłania świadczone w danym okresie
rozliczeniowym, wystawiana przez OSP według stawek opłat zawartych
w Taryfie OSP oraz na podstawie danych rzeczywistych lub wstępnych
danych rozliczeniowych;
b) faktura korygująca VAT – faktura za usługi przesyłania świadczone
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 116 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
w danym okresie rozliczeniowym wystawiana przez OSP w celu
skorygowania rozliczeń dokonanych na podstawie wstępnych danych
rozliczeniowych oraz wystawiana przez OSP w przypadku stwierdzenia
nieprawidłowości lub błędów w rozliczeniach w danym okresie
rozliczeniowym;
c) nota odsetkowa – wystawiana przez OSP w przypadku przekroczenia
terminów płatności.
II.C.6.5.3.
Okresy rozliczeniowe
II.C.6.5.3.1.
Rozliczenia za świadczone przez OSP usługi przesyłania przeprowadza się
w okresach rozliczeniowych stanowiących miesiąc kalendarzowy.
II.C.6.5.3.2.
Operator systemu przesyłowego wystawia faktury VAT za usługi przesyłania
w danym okresie rozliczeniowym wraz z opłatą abonamentową do 7-go dnia
miesiąca następującego po okresie rozliczeniowym.
II.C.6.5.3.3.
Jeżeli użytkownik systemu lub odbiorca dostarczy do OSP do godz. 15:00
5-go dnia miesiąca następującego po okresie rozliczeniowym dane
rzeczywiste o ilości energii elektrycznej niezbędne do ustalenia należności
OSP za świadczone usługi przesyłania w części dotyczącej opłaty
systemowej, OSP wystawia fakturę VAT, o której mowa w pkt II.C.6.5.3.2
w oparciu o te dane. Za dostarczenie danych do OSP uznaje się przesłanie
tych danych faksem na numer wskazany w umowie przesyłowej zawartej
pomiędzy OSP a użytkownikiem systemu lub odbiorcą. Powyższe nie
zwalania użytkownika systemu lub odbiorcy z obowiązku dostarczenia do
OSP oryginału dokumentu potwierdzającego przedmiotowe dane.
II.C.6.5.3.4.
Jeżeli użytkownik systemu lub odbiorca nie dostarczy danych, o których
mowa w pkt II.C.6.5.3.3 lub dostarczy je w terminie późniejszym, OSP
wystawia fakturę VAT za usługi przesyłania w części dotyczącej opłaty
systemowej na podstawie wstępnych danych rozliczeniowych. Jako wstępne
dane rozliczeniowe przyjmuje się wielkości zgłoszone do OSP przez
użytkownika systemu lub odbiorcę na etapie kalkulacji Taryfy OSP i przyjęte
do jej kalkulacji. Wielkości wstępnych danych rozliczeniowych dla każdego
okresu rozliczeniowego określa umowa przesyłowa zawarta pomiędzy OSP
a użytkownikiem systemu lub odbiorcą.
II.C.6.5.3.5.
W przypadku wystawienia faktury VAT zawierającej kwoty należności
naliczone na podstawie wstępnych danych rozliczeniowych OSP w terminie
do 22–go dnia miesiąca następującego po okresie rozliczeniowym wystawia
fakturę korygującą VAT, w oparciu o dane rzeczywiste o ilości energii
elektrycznej otrzymane od użytkownika systemu lub odbiorcy. Użytkownik
systemu lub odbiorca powinien dostarczyć do OSP dane rzeczywiste
w terminie do 20-go dnia miesiąca następującego po okresie rozliczeniowym.
Za dostarczenie danych rzeczywistych do OSP uznaje się przesłanie tych
danych faksem na numer wskazany w umowie przesyłowej zawartej
pomiędzy OSP a użytkownikiem systemu lub odbiorcą. Powyższe nie
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 117 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
zwalania użytkownika systemu lub odbiorcy z obowiązku dostarczenia do
OSP oryginału dokumentu potwierdzającego przedmiotowe dane.
II.C.6.5.4.
Przekazywanie i odbiór dokumentów rozliczeniowych
II.C.6.5.4.1.
Dokumenty rozliczeniowe wysyłane są do użytkownika systemu lub odbiorcy
listem poleconym za potwierdzeniem odbioru na adres wskazany w umowie
przesyłowej zawartej pomiędzy OSP a użytkownikiem systemu lub odbiorcą,
i o ile tak stanowi umowa przesyłowa, wysyłane faksem na numer wskazany
w umowie przesyłowej.
II.C.6.5.5.
Sposób i terminy dokonywania płatności
II.C.6.5.5.1.
Należności OSP za świadczone usługi przesyłania wraz z opłatą
abonamentową, wynikające z faktur VAT oraz faktur korygujących VAT,
płatne są przez użytkownika systemu i odbiorcę przelewem na rachunek
bankowy OSP wskazany na fakturach.
II.C.6.5.5.2.
Płatności należności, o których mowa w pkt II.C.6.5.5.1, wynikających
z faktur VAT oraz faktur korygujących VAT za usługi przesyłania, są
dokonywane w terminie 14 dni od daty wystawienia odpowiednio faktury
VAT lub faktury korygującej VAT.
II.C.6.5.5.3.
Datą zapłaty należności jest data uznania rachunku bankowego OSP.
II.C.6.5.5.4.
Każda płatność dokonywana przez użytkownika systemu lub odbiorcę jest
zaliczana na poczet najstarszych należności, w tym w pierwszej kolejności na
odsetki naliczane zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami.
II.C.6.5.6.
Przekroczenie terminu płatności
II.C.6.5.6.1.
Nieterminowe regulowanie przez użytkownika systemu lub odbiorcę
należności OSP powoduje naliczanie odsetek za każdy dzień opóźnienia
zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami.
II.C.6.5.6.2.
Kwota naliczonych odsetek, o których mowa w pkt II.C.6.5.6.1, jest płatna na
podstawie noty odsetkowej wystawionej przez OSP, na rachunek bankowy
OSP wskazany w nocie odsetkowej, w terminie 7 dni od daty jej wystawienia.
II.C.6.5.6.3.
Operator systemu przesyłowego ma prawo rozwiązania umowy przesyłowej
za jedno-miesięcznym okresem wypowiedzenia w przypadku, gdy
użytkownik systemu lub odbiorca zwleka z zapłatą należności za świadczone
usługi przesyłania co najmniej miesiąc po upływie terminu płatności, pomimo
uprzedniego powiadomienia na piśmie o zamiarze wypowiedzenia umowy
i wyznaczenia dodatkowego, dwutygodniowego terminu do zapłaty zaległych
i bieżących należności.
II.C.6.5.6.4.
Wypowiedzenie umowy przesyłowej nie zwalania użytkownika systemu lub
odbiorcy z obowiązku zapłaty wszystkich należności wynikających z umowy
przesyłowej wraz z odsetkami za opóźnienie.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 118 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
II.C.6.5.7.
Reklamacje
II.C.6.5.7.1.
Reklamacje dotyczące dokumentów rozliczeniowych przekazanych
użytkownikowi systemu lub odbiorcy za usługi przesyłania świadczone przez
OSP, użytkownik systemu lub odbiorca zobowiązany jest zgłosić najpóźniej
w terminie 14 dni roboczych od daty otrzymania tych dokumentów.
II.C.6.5.7.2.
Operator systemu przesyłowego jest zobowiązany do rozpatrzenia reklamacji
w terminie 14 dni roboczych od daty jej otrzymania.
II.C.6.5.7.3.
W przypadku uznania reklamacji, OSP wystawi w terminie 7 dni od daty
uznania reklamacji fakturę korygującą VAT, a ewentualna nadpłata zostanie
zaliczona na poczet przyszłych należności OSP i rozliczona w kolejnym
okresie rozliczeniowym, o ile użytkownik systemu lub odbiorca nie zażąda jej
zwrotu.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 119 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
ROZDZIAŁ III. PLANOWANIE ROZWOJU I WSPÓŁPRACA
W CELU SKOORDYNOWANIA ROZWOJU
SIECI
PRZESYŁOWEJ
I
SIECI
DYSTRYBUCYJNEJ 110 KV
III.A.
Postanowienia ogólne
III.A.1.
Operator systemu przesyłowego opracowuje plan rozwoju w zakresie
zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną,
zwany dalej planem rozwoju, oraz współpracuje z operatorami systemów
dystrybucyjnych w celu skoordynowania rozwoju sieci przesyłowej
i sieci dystrybucyjnej 110 kV.
III.A.2.
Plan rozwoju obejmuje zakres określony w ustawie Prawo energetyczne.
Projekt planu rozwoju podlega uzgodnieniu z Prezesem Urzędu Regulacji
Energetyki.
III.A.3.
Plan rozwoju uwzględnia cele i zadania wynikające z polityki energetycznej
państwa i okresowych ocen jej realizacji.
III.A.4.
Plan rozwoju jest opracowywany lub aktualizowany corocznie, na 15-letnie
okresy planowania.
III.A.5.
Podstawą opracowania planu rozwoju są:
a) wymagania w zakresie
bezpieczeństwa pracy KSE,
długoterminowej
wystarczalności
oraz
b) prognoza zapotrzebowania na moc i energię elektryczną,
c) potrzeby w zakresie rozwoju połączeń międzysystemowych,
d) plany budowy, modernizacji i wycofań z eksploatacji źródeł
wytwórczych, w tym źródeł rozproszonych i odnawialnych źródeł energii,
e) prognozy dotyczące przedsięwzięć racjonalizujących zużycie energii
elektrycznej.
III.A.6.
Plan rozwoju stanowi podstawę do opracowania średniookresowego
5-letniego planu inwestycji, o którym mowa w pkt IV.A.1.2 a),
w zakresie rozbudowy sieci przesyłowej.
III.A.7.
W ramach działań, o których mowa w pkt III.A.1 OSP współpracuje z:
a) operatorami systemów dystrybucyjnych,
b) wytwórcami przyłączonymi do sieci przesyłowej,
c) odbiorcami końcowymi przyłączonymi do sieci przesyłowej.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 120 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
III.A.8.
W ramach opracowania planu rozwoju, OSP wykonuje niezbędne prace
analityczne w zakresie sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej 110 kV.
III.A.9.
W zakresie rozwoju połączeń międzysystemowych planowanie rozwoju
sieci przesyłowej podlega odrębnym uzgodnieniom z operatorami sąsiednich
systemów przesyłowych.
III.B.
Proces planowania rozwoju i współpraca w celu
skoordynowania rozwoju sieci przesyłowej i sieci
dystrybucyjnej 110 kV
III.B.1.
Współpraca z podmiotami
w szczególności:
wymienionymi
w
pkt III.A.7
dotyczy
a) pozyskania przez OSP danych i informacji niezbędnych do opracowania
planu rozwoju,
b) udostępnienia wyników przeprowadzonych przez OSP prac analitycznych
w zakresie planowania rozwoju i koordynacji rozwoju sieci przesyłowej
i sieci dystrybucyjnej 110 kV.
III.B.2.
Współpraca OSP z OSD w celu skoordynowania rozwoju sieci przesyłowej
i sieci dystrybucyjnej 110 kV, poza działaniami wymienionymi w pkt III.B.1,
obejmuje:
a) opiniowanie przez OSP założeń przyjmowanych
w planowaniu rozwoju sieci dystrybucyjnej 110 kV,
przez
OSD
b) uzgodnienie przez OSD i OSP planowanych przedsięwzięć rozwojowych
w sieci dystrybucyjnej 110 kV, które wymagają skoordynowanych działań
inwestycyjnych w sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej 110 kV.
III.B.3.
Dane i informacje pozyskiwane przez OSP w ramach procesu planowania
rozwoju i współpracy w celu skoordynowania rozwoju sieci przesyłowej
i sieci dystrybucyjnej 110 kV dotyczą:
a) stanu istniejącego w dacie ich przekazania do OSP, lub okresu minionego
roku,
b) stanu prognozowanego (dane o charakterze planistycznym), dla przyjętego
15-letniego
okresu
planowania
lub
okresów
krótszych,
określonych przez OSP.
III.B.4.
Zakres danych i informacji dotyczących stanu istniejącego, pozyskiwanych
przez OSP w ramach procesu planowania rozwoju i współpracy w celu
skoordynowania rozwoju sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej 110 kV,
określa pkt III.C.1.
III.B.5.
Zakres danych i informacji dotyczących stanu prognozowanego,
pozyskiwanych w ramach procesu planowania rozwoju i współpracy w celu
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 121 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
skoordynowania rozwoju sieci przesyłowej i sieci dystrybucyjnej 110 kV,
określa pkt III.C.2.
III.B.6.
Dane i informacje wymienione w pkt III.C.1 i III.C.2 są przekazywane przez
podmioty współpracujące z OSP corocznie, w terminie do 31 marca.
III.B.7.
Możliwe jest potwierdzenie przez podmiot aktualności danych i informacji
przekazanych do OSP w poprzednim roku, we wskazanym zakresie, bez
konieczności ich ponownego przekazywania.
III.B.8.
Dane i informacje określone w pkt III.C.1 i III.C.2 są przekazywane
w postaci tabel, których wzory opracowuje OSP i udostępnia na swojej stronie
internetowej. Dane te są przekazywane listownie i drogą elektroniczną.
III.B.9.
Zakres danych
następujący:
pozyskiwanych
od
poszczególnych
podmiotów
jest
a) operatorzy systemów dystrybucyjnych przekazują dane i informacje
wymienione w pkt III.C.1.1 i III.C.2.1,
b) wytwórcy przyłączeni do sieci przesyłowej
i informacje wymienione w pkt III.C.1.3 i III.C.2.2,
przekazują
dane
c) odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci przesyłowej przekazują dane
i informacje wymienione w pkt III.C.1.4 i III.C.2.3.
III.B.10.
W ramach procesu przygotowywania planu rozwoju, OSP wykorzystuje
również dane i informacje zawarte w umowach przesyłowych, w zakresie
dotyczącym warunków techniczno-ruchowych, oraz dane wymienione
w pkt II.A.1.3.
III.B.11.
Zakres publikowanych i udostępnianych przez OSP wyników
przeprowadzonych prac analitycznych dotyczących planowania rozwoju
i współpracy w celu skoordynowania rozwoju sieci przesyłowej i sieci
dystrybucyjnej 110 kV określa pkt III.D.
III.B.12.
Operator systemu przesyłowego opiniuje założenia przyjmowane przez OSD
w planowaniu rozwoju sieci dystrybucyjnej 110 kV, w terminie jednego
miesiąca od ich otrzymania.
III.B.13.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych przedkładają OSP do uzgodnienia
plan przedsięwzięć rozwojowych w sieci dystrybucyjnej 110 kV, które
wymagają skoordynowanych działań inwestycyjnych w sieci przesyłowej
i w sieci dystrybucyjnej 110 kV.
III.B.14.
Uzgodnienie, o którym mowa w pkt III.B.13, następuje w formie
i trybie indywidualnie ustalonym pomiędzy OSP i OSD.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 122 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
III.C.
Zakres
pozyskiwania
i informacji
i
aktualizacji
danych
III.C.1.
Dane i informacje dotyczące stanu istniejącego
III.C.1.1.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych przekazują do OSP dane i informacje
dotyczące stanu istniejącego, opisujące podmioty przyłączone do sieci
dystrybucyjnej, obejmujące:
a) schematy, plany i konfigurację sieci dystrybucyjnej 110 kV,
b) godzinowe wartości obciążeń dla obszaru działania OSD,
c) kwartalne bilanse mocy dla obszaru działania OSD,
d) dane dotyczące realizowanych programów zarządzania popytem (DSM)
zgodnie z pkt III.C.1.2,
e) dane jednostek wytwórczych, przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
110 kV, zgodnie z pkt III.C.1.5, z wyłączeniem wytwórców
przyłączonych jednocześnie do sieci przesyłowej,
f) dane zbiorcze dotyczące wytwórców przemysłowych i rozproszonych,
według wykorzystywanych paliw, zgodnie z pkt III.C.1.6,
g) dane zbiorcze dotyczące odnawialnych źródeł energii, według rodzaju
źródeł, zgodnie z pkt III.C.1.6.
III.C.1.2.
Dane i informacje dotyczące stanu istniejącego w zakresie projektów
programów zarządzania popytem (DSM) obejmują w szczególności:
a) opis i harmonogram realizacji projektu,
b) oszczędności w zakresie mocy i energii elektrycznej z tytułu realizacji
projektu.
III.C.1.3.
Wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze przyłączone do sieci przesyłowej
przekazują do OSP następujące dane i informacje
dotyczące stanu
istniejącego, opisujące swoje urządzenia i instalacje:
a) schematy główne układów elektrycznych na napięciu 110 kV,
b) dane o posiadanych jednostkach wytwórczych, zgodnie z pkt III.C.1.5.
III.C.1.4.
Odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci przesyłowej przekazują do OSP, dane
i informacje dotyczące stanu istniejącego, o posiadanych przez nich
jednostkach wytwórczych, zgodnie z pkt III.C.1.6.
III.C.1.5.
Dane i informacje dotyczące stanu istniejącego jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej 110 kV obejmują
w szczególności:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 123 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) nazwę węzła i napięcie przyłączenia,
b) sprawności przemiany,
c) wskaźnik odstawień awaryjnych,
d) liczbę dni remontów planowych,
e) parametry jakościowe paliwa (QAS) wraz z jego zużyciem, dla źródeł
cieplnych,
f) emisję podstawowych zanieczyszczeń (SO2, NOx, popiół i CO2),
g) stosowane instalacje ochrony środowiska (wraz z ich sprawnością).
III.C.1.6.
Dane i informacje zbiorcze dotyczące stanu istniejącego, w zakresie
wytwórców przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV lub niższym, obejmują
w szczególności:
a) moc osiągalną,
b) sprawność przemiany,
c) produkcję energii elektrycznej,
d) parametry jakościowe paliwa (QAS) wraz ze zużyciem, dla źródeł
cieplnych,
e) jednostkowe emisje podstawowych zanieczyszczeń (SO2, NOx, pyły
i CO2), dla źródeł cieplnych.
III.C.2.
Dane i informacje dotyczące stanu prognozowanego
III.C.2.1.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych przekazują do OSP dane i informacje
dotyczące stanu prognozowanego, opisujące warunki pracy instalacji lub sieci
podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej 110 kV, dla każdego roku
okresu planistycznego, obejmujące:
a) informacje o prognozowanym zapotrzebowaniu na energię elektryczną (w
podziale na główne grupy odbiorców końcowych i straty) oraz na moc
elektryczną (w podziale na obciążenie odbiorców końcowych i straty)
zgodnie z pkt III.C.2.8,
b) informacje o projektach programów zarządzania popytem (DSM) zgodnie
z pkt III.C.2.9,
c) dane jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej
110 kV zgodnie z pkt III.C.2.6,
d) dane zbiorcze dotyczące wytwórców przemysłowych i rozproszonych,
według wykorzystywanych paliw, zgodnie z pkt III.C.2.7,
e) dane zbiorcze dotyczące odnawialnych źródeł energii, według rodzaju
źródeł, zgodnie z pkt III.C.2.7,
f) dane o stacjach elektroenergetycznych o napięciu 110 kV zgodnie
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 124 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
z pkt III.C.2.4,
g) dane o liniach elektroenergetycznych o napięciu 110 kV zgodnie
z pkt III.C.2.5,
h) wskazanie obszarów, w których jest uzasadnione zlokalizowanie nowych
jednostek wytwórczych, wraz z określeniem ich pożądanej mocy,
i) wskazanie obszarów, w których jest uzasadnione zlokalizowanie nowych
punktów przyłączenia do sieci przesyłowej.
III.C.2.2.
Wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze przyłączone do sieci przesyłowej
przekazują do OSP, dla każdego roku okresu planistycznego, dane
i informacje dotyczące stanu prognozowanego opisujące warunki pracy
jednostek wytwórczych zgodnie z pkt III.C.2.6.
III.C.2.3.
Odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci przesyłowej przekazują do OSP, dla
każdego roku okresu planistycznego, dane i informacje dotyczące stanu
prognozowanego zawierające:
a) zapotrzebowanie na energię i moc elektryczną zgodnie z pkt III.C.2.8,
b) dane projektów programów zarządzania popytem (DSM) zgodnie
z pkt III.C.2.9.
III.C.2.4.
Dane
i
informacje
dotyczące
stanu
prognozowanego
stacji
elektroenergetycznej o napięciu 110 kV, w zakresie danych i informacji
prognozowanych, obejmują w szczególności:
a) nazwę stacji elektroenergetycznej (węzła),
b) schemat i układ pracy,
c) moc czynną i pozorną transformatorów planowanych do wyposażenia
stacji elektroenergetycznej,
d) zapotrzebowanie na moc czynną w charakterystycznych godzinach
pomiarowych (szczyt i dolina roczna w kolejnych latach okresu
planowania),
e) roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną w kolejnych latach okresu
planowania.
III.C.2.5.
Dane i informacje dotyczące stanu prognozowanego linii elektroenergetycznej
o napięciu 110 kV, w zakresie danych i informacji prognozowanych,
obejmują w szczególności:
a) nazwę
węzła
początkowego
elektroenergetycznej,
i
końcowego,
długość
linii
b) typ przewodu i przekrój,
c) rezystancję i reaktancję linii elektroenergetycznej dla składowej
symetrycznej zgodnej,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 125 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
d) reaktancję dla składowej symetrycznej zerowej,
e) obciążalności termiczne linii elektroenergetycznej w sezonie zimowym
i w sezonie letnim.
III.C.2.6.
Dane i informacje dotyczące stanu prognozowanego jednostki wytwórczej,
przyłączonej do sieci przesyłowej lub sieci dystrybucyjnej 110 kV,
w zakresie danych prognozowanych dotyczących nowego przedsięwzięcia
inwestycyjnego lub modernizacyjnego, obejmują w szczególności:
a) nazwę węzła i napięcie przyłączenia,
b) maksymalną i minimalną moc czynna,
c) sprawności przemiany,
d) wskaźnik odstawień awaryjnych,
e) liczbę dni remontów planowych,
f) parametry jakościowe paliwa (QAS) wraz z zużyciem, dla źródeł
cieplnych,
g) emisję podstawowych zanieczyszczeń (SO2, NOx, popiół i CO2),
h) stosowane instalacje ochrony środowiska (wraz z ich sprawnością),
i) okres realizacji przedsięwzięcia (nowego lub modernizacji) i rok jego
uruchomienia,
j) opis przedsięwzięcia,
k) przewidywany okres eksploatacji.
III.C.2.7.
Dane i informacje, o charakterze zbiorczym, dotyczące stanu
prognozowanego wytwórców przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV lub
niższym, obejmują w szczególności:
a) moc osiągalną,
b) sprawność przemiany,
c) produkcję energii elektrycznej,
d) parametry jakościowe paliwa (QAS) wraz z zużyciem, dla źródeł
cieplnych,
e) jednostkowe emisje podstawowych zanieczyszczeń (SO2, NOx, pyły
i CO2), dla źródeł cieplnych.
III.C.2.8.
Dane i informacje, dotyczące stanu prognozowanego, w zakresie
zapotrzebowania na moc i energię elektryczną obejmują w szczególności:
a) zapotrzebowanie na energię elektryczną w kolejnych latach okresu
planowania,
b) zapotrzebowanie szczytowe na moc elektryczną w kolejnych latach okresu
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 126 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
planowania,
c) krzywe
obciążeń
w
wybranych
w kolejnych latach okresu planowania.
III.C.2.9.
dobach
reprezentatywnych
Dane i informacje, dotyczące stanu prognozowanego, w zakresie projektów
programów zarządzania popytem (DSM) obejmują w szczególności:
a) opis i harmonogram wprowadzania projektu,
b) oszczędności w zakresie mocy i energii elektrycznej z tytułu realizacji
projektu.
III.D.
Publikacja
i
rozwojowych
udostępnianie
wyników
analiz
III.D.1.
Operator systemu przesyłowego publikuje na swojej stronie internetowej plan
rozwoju w wersji uzgodnionej z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki.
III.D.2.
Operator systemu przesyłowego udostępnia OSD, w zakresie właściwym dla
obszaru ich działania i dla analizowanego okresu planowania, następujące
wyniki analiz rozwojowych:
a) opis planowanych do realizacji przedsięwzięć rozwojowych
i modernizacyjnych w sieci przesyłowej wraz z harmonogramem ich
realizacji i podstawowymi parametrami technicznymi,
b) ocenę zidentyfikowanych zagrożeń (ograniczeń) w sieci przesyłowej
i sieci dystrybucyjnej 110 kV wraz z wynikającymi z nich
rekomendacjami wzmocnień sieci dystrybucyjnej 110 kV i jej sprzężeń
z siecią przesyłową.
III.D.3.
Operator systemu przesyłowego udostępnia wytwórcom przyłączonym do
sieci przesyłowej, w zakresie ich działania i dla analizowanego okresu
planowania,
wyniki
analiz
rozwojowych
dotyczących
zmian
w możliwościach wyprowadzenia mocy z jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci przesyłowej.
III.D.4.
Operator systemu przesyłowego udostępnia odbiorcom końcowym
przyłączonym do sieci przesyłowej , dla analizowanego okresu planowania,
wyniki analiz rozwojowych dotyczących możliwości zmian poboru mocy z
sieci przesyłowej w miejscu przyłączenia odbiorcy.
III.D.5.
Udostępnienie przez OSP wyników analiz rozwojowych zgodnie
z pkt III.D.2, III.D.3 i III.D.4 następuje w trybie indywidualnie ustalonym
pomiędzy OSP i wskazanymi podmiotami.
III.D.6.
W zakresie wyników analiz rozwojowych, o których mowa w pkt III.D.1
do III.D.5, publikacji i udostępnianiu nie podlegają informacje uznane przez
OSP za sensytywne informacje handlowe, zgodnie z opracowanym
i realizowanym przez OSP Programem zgodności.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 127 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
ROZDZIAŁ IV. ROZBUDOWA, EKSPLOATACJA
I PROWADZENIE RUCHU SIECIOWEGO
IV.A.
Rozbudowa i modernizacja sieci przesyłowej
IV.A.1.
Zasady planowania przedsięwzięć inwestycyjnych
IV.A.1.1.
Operator systemu przesyłowego sporządza projekty planów inwestycji
rzeczowych w zakresie eksploatowanej przez siebie sieci przesyłowej.
IV.A.1.2.
Operator systemu przesyłowego sporządza dwa plany inwestycji rzeczowych
w majątek sieci przesyłowej:
a) plan pięcioletni, zwany dalej średniookresowym planem inwestycji,
b) plan roczny, zwany dalej operacyjnym planem inwestycji.
IV.A.1.3.
Średniookresowy i operacyjny plan inwestycji są ze sobą powiązane, przy
czym:
a) materiałem wyjściowym dla podjęcia prac nad kolejnym operacyjnym
planem inwestycji jest obowiązujący plan 5-letni,
b) zatwierdzony operacyjny plan inwestycji jest zarazem planem pierwszego
roku następnego średniookresowego planu inwestycji.
IV.A.1.4.
Średniookresowe plany inwestycji opracowywane są wg zasad planowania
kroczącego tzn. corocznie opracowywany jest plan na okres następnych 5 lat.
IV.A.1.5.
Średniookresowy plan inwestycji składa się z następujących części:
a) ogólnej,
b) wykazu zadań inwestycyjnych kontynuowanych i nowo rozpoczynanych,
c) informacji o wszystkich zadaniach inwestycyjnych.
IV.A.1.6.
Podstawą do ujmowania zadań inwestycyjnych, w średniookresowym planie
inwestycyjnym, w przypadku zadań nowo rozpoczynanych są:
a) wnioski inwestycyjne wynikające z realizacji długoterminowego planu
rozwoju i modernizacji sieci przesyłowej, o którym mowa w Rozdziale III,
b) zobowiązania inwestycyjne wynikające z zawartych umów o przyłączenie
oraz innych uzgodnionych z użytkownikami systemu dokumentach,
c) inne wnioski inwestycyjne.
IV.A.1.7.
Podstawą do ujmowania zadań inwestycyjnych w średniookresowym planie
inwestycyjnym w przypadku zadań kontynuowanych, są:
a) wyniki dotychczasowej realizacji,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 128 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) podjęte decyzje dotyczące zmian zakresu rzeczowego, finansowego
i harmonogramu realizacyjnego.
IV.A.1.8.
Podstawę opracowania wniosku inwestycyjnego stanowią m.in.:
a) programy modernizacji elementów obiektów sieci przesyłowej,
b) potrzeby inwestycyjne zidentyfikowane przy ocenie stanu technicznego
oraz w trakcie eksploatacji obiektów, układów, urządzeń i instalacji,
c) decyzje organów statutowych,
d) wnioski z ocen pracy sieci.
IV.A.1.9.
Operacyjne plany inwestycji opracowywane są każdego roku dla następnego
roku.
IV.A.1.10.
Operacyjny plan inwestycji składa się z następujących części:
a) ogólnej,
b) wykazu zadań i zamierzeń inwestycyjnych kontynuowanych i nowo
rozpoczynanych,
c) informacji o wszystkich zadaniach i zamierzeniach inwestycyjnych,
d) uwarunkowań realizacji operacyjnego planu inwestycji w planowanym
zakresie.
IV.A.1.11.
Podstawą do ujmowania zadań inwestycyjnych w operacyjnym planie
inwestycji są m.in.:
a) zatwierdzony średniookresowy plan inwestycji,
b) zatwierdzone wnioski inwestycyjne.
IV.A.2.
Zasady przyjmowania do eksploatacji obiektów, układów, urządzeń
i instalacji
IV.A.2.1.
Warunki przyjęcia do eksploatacji
IV.A.2.1.1.
Operator systemu przesyłowego przyjmuje do eksploatacji obiekty, układy,
urządzenia i instalacje sieci przesyłowej po przeprowadzeniu odbioru
technicznego.
IV.A.2.1.2.
Odbiorowi technicznemu podlegają obiekty, układy, urządzenia i instalacje
sieci przesyłowej nowe, po modernizacji, remoncie lub po wykonanym
zabiegu eksploatacyjnym.
IV.A.2.1.3.
Odbiór techniczny polega na stwierdzeniu pozytywnych wyników prób
i pomiarów oraz stwierdzeniu spełniania warunków określonych m.in. w:
a) pkt II.A.3 w zakresie wymagań dotyczących jakości i niezawodności
pracy sieci zamkniętej,
b) pkt II.B.3 w zakresie wymagań technicznych dla urządzeń, instalacji
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 129 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
i sieci wraz z niezbędną infrastrukturą pomocniczą,
c) publikowanych przez OSP „Standardach technicznych OSP stosowanych
w sieci przesyłowej”,
d) „Instrukcji organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach
i stacjach NN”, o której mowa w pkt IV.B.1.2 a),
e) przepisach BHP, prawa budowlanego, o ochronie środowiska, o ochronie
przeciwpożarowej i przeciwporażeniowej, o dozorze technicznym oraz
normach,
f) szczegółowych instrukcjach eksploatacji obiektów,
g) dokumentacji projektowej, fabrycznej i odbiorczej,
h) zawartych umowach.
IV.A.2.1.4.
Operator systemu przesyłowego zapewnia dostosowanie eksploatowanych
układów i urządzeń zainstalowanych w sieci przesyłowej do aktualnych
warunków zwarciowych, napięciowych i obciążeniowych.
IV.A.2.2.
Zasady organizacji i prowadzenia odbiorów
IV.A.2.2.1.
Odbiory w sieci przesyłowej przeprowadzane są zgodnie z procedurą ustaloną
przez OSP.
IV.A.2.2.2.
W celu przeprowadzenia odbioru technicznego OSP powołuje Komisję
Odbioru
IV.A.2.2.3.
Do zadań Komisji Odbioru należy m.in.:
a) rozpatrzenie zgłoszenia o gotowości zadania lub jego części do odbioru,
b) ocena zgodności zakresu wykonanych prac z zatwierdzoną dokumentacją
projektową i techniczną, warunkami określonymi w pkt IV.A.2.1.3 oraz
umową,
c) sprawdzenie kompletności i aktualności dokumentacji technicznej,
powykonawczej i prawnej, zweryfikowanie oświadczeń wykonawcy
w zakresie zgodności przedmiotu odbioru z wymaganiami Prawa
budowlanego oraz umowy,
d) sprawdzenie jakości wykonanych robót na podstawie porównania
parametrów oferowanych przez wykonawcę w tym m.in.: z wynikami
oględzin zewnętrznych pomiarów i prób oraz zapisów w protokołach
sprawdzeń technicznych,
e) sprawdzenie i analizy protokółów prób, badań i pomiarów,
f) ocena i klasyfikacja stwierdzonych usterek, wad i braków,
g) ocena zakresu objętych zgłoszeniem niezakończonych prac,
h) ustalenie terminów i osób/podmiotów odpowiedzialnych za usunięcie
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 130 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
usterek, wad i braków wymienionych w pkt IV.A.2.2.3 f) i g) oraz
sposobu sprawdzenia ich usunięcia,
i) potwierdzenie usunięcia
w pkt IV.A.2.2.3 f),
usterek,
wad
i
braków
j) sprawdzenie aktualizacji instrukcji eksploatacji
w zakresie wynikającym z przedmiotu odbioru,
wymienionych
danego
obiektu,
k) stwierdzenie gotowości przedmiotu odbioru do przeprowadzenia prób
napięciowych i obciążeniowych,
l) przedłożenie wniosków i zaleceń.
m) przedłożenie wniosku o przyjęcie przedmiotu odbioru do eksploatacji.
IV.A.2.2.4.
Komisja Odbioru po wykonaniu czynności, o których
w pkt IV.A.2.2.3 sporządza protokół odbioru zawierający m.in.:
mowa
a) opis wyników sprawdzenia warunków określonych w pkt IV.A.2.1.3,
b) opis wyników prób i pomiarów,
c) wynik sprawdzenia kompletności i poprawności dokumentacji prawnej,
technicznej i eksploatacyjnej oraz wykazy tych dokumentacji,
d) wykaz okresów gwarancji na urządzenia, obiekty budowlane i roboty,
e) wniosek o przyjęcie obiektu, układu, urządzenia lub instalacji do
eksploatacji – w przypadku pozytywnych wyników prób i sprawdzeń.
IV.A.2.2.5.
Zakres i tryb prac Komisji Odbioru dla obiektów i sieci bezpośrednio
przyłączonych i przyłączanych do sieci przesyłowej określają odrębne
umowy.
IV.A.2.3.
Zasady przeprowadzenia ruchu próbnego przyjmowanych obiektów,
układów, urządzeń i instalacji
IV.A.2.3.1.
Operator systemu przesyłowego określa obiekty, układy, urządzenia
i instalacje sieci przesyłowej, które przed przyjęciem do eksploatacji są
poddawane ruchowi próbnemu.
IV.A.2.3.2.
Operator systemu przesyłowego określa zasady przeprowadzenia ruchu
próbnego przyjmowanych obiektów, układów, urządzeń i instalacji sieci
przesyłowej.
IV.A.2.3.3.
Obowiązki, o których mowa w pkt IV.A.2.3.1 i IV.A.2.3.2 dotyczą także
podmiotów przyłączonych do sieci przesyłowej w zakresie eksploatowanych
przez nie urządzeń.
IV.A.2.3.4.
Zasady przeprowadzania ruchu próbnego dla obiektów bezpośrednio
przyłączanych do sieci przesyłowej zatwierdza OSP.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 131 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.B.
Eksploatacja sieci przesyłowej
IV.B.1.
Zasady ogólne eksploatacji sieci przesyłowej
IV.B.1.1.
Eksploatacja sieci przesyłowej jest prowadzona w sposób zapewniający:
a) utrzymanie we właściwym stanie technicznym sieci przesyłowej oraz jej
połączeń z urządzeniami, instalacjami i innymi sieciami,
b) zachowanie ciągłości, niezawodności i efektywności funkcjonowania sieci
przesyłowej,
c) zachowanie bezpieczeństwa obsługi i otoczenia,
d) spełnianie wymagań przeciwpożarowych i ochrony środowiska.
IV.B.1.2.
Operator systemu przesyłowego opracowuje:
a) „Instrukcję organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach
i stacjach NN”,
b) szczegółowe instrukcje eksploatacji obiektów, układów, urządzeń
i instalacji eksploatowanych przez OSP.
IV.B.1.3.
Podmioty przyłączone do sieci przesyłowej opracowują instrukcje ruchu
i eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci z uwzględnieniem warunków
określonych w IRiESP.
IV.B.2.
Struktura organizacyjna prowadzenia eksploatacji i rozbudowy sieci
przesyłowej
IV.B.2.1.
Operator systemu przesyłowego część zadań w zakresie eksploatacji
i rozbudowy sieci przesyłowej realizuje przy współudziale działających
w jego imieniu i na jego rzecz podmiotów wymienionych w pkt I.A.4. Zasady
współpracy z tymi podmiotami są określone w umowach zawartych pomiędzy
OSP a tymi podmiotami.
IV.B.2.2.
Podmioty wymienione w pkt. I.A.4 uczestniczą w prowadzeniu eksploatacji
sieci przesyłowej na obszarach określonych w umowach.
IV.B.2.3.
Przedmiotem umów, o których mowa IV.B.2.2, jest świadczenie usług
zarządzania operacyjnego w obszarze majątku sieciowego
IV.B.2.4.
Przez pojęcie usług zarządzania operacyjnego rozumie się działanie
w imieniu OSP w procesach:
a) planowania prowadzonych usług z podejmowaniem decyzji o kierunkach
alokacji środków finansowych w celu osiągnięcia zaplanowanych
wskaźników,
b) optymalizacji liczby i czasu wyłączeń elementów sieci przesyłowej,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 132 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
c) podejmowania decyzji mających wpływ na poziom kosztów rocznych,
d) wsparcia działalności operatora systemu przesyłowego w zakresie
rozbudowy sieci przesyłowej,
e) wykonywania w ramach funkcji zarządczych czynności, o których mowa
w pkt IV.B.2.5 do IV.B.2.9.
IV.B.2.5.
Podmioty, o których mowa w pkt I.A.4, działając w imieniu OSP uczestniczą
w procesie planowania:
a) zakresu rzeczowego i finansowego zabiegów eksploatacyjnych m.in.
w oparciu o IRiESP, Dokumentację Techniczno Ruchową (DTR)
urządzeń, „Instrukcję organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na
liniach i stacjach NN”, wyniki diagnostyki technicznej, ocenę stanu
technicznego, przyznane środki i koszty ryzyka uszkodzenia elementu,
b) zabiegów eksploatacyjnych w zintegrowanym planie wieloletnim,
c) pozostałych usług świadczonych przez strony trzecie,
d) podatków i opłat administracyjnych.
IV.B.2.6.
Podmioty, o których mowa w pkt I.A.4, działając w imieniu OSP prowadzą:
a) stały nadzór nad majątkiem sieci przesyłowej,
b) przeprowadzanie ocen stanu technicznego wszystkich obiektów majątku
sieciowego,
c) eksploatację majątku sieciowego,
d) odbiory i prace Komisji Odbiorów zgodnie z zasadami określonymi
w pkt IV.A.2.2,
e) przeprowadzanie ruchu próbnego i uruchamianie obiektów oddawanych
do eksploatacji,
f) proces przygotowywania dokumentów niezbędnych do dochodzenia przed
sądami należności z tytułu szkód powstałych w majątku sieciowym
i odpowiedzialności cywilnej oraz do prowadzenia egzekucji w tym
zakresie,
g) proces opracowywania oraz prowadzenia dokumentacji prawnej,
majątkowej, eksploatacyjnej i technicznej, instrukcji eksploatacyjnych
i stanowiskowych a także aktualizacji baz danych oprogramowania
specjalistycznego,
h) likwidację zbędnych elementów majątku sieciowego.
IV.B.2.7.
Podmioty, o których mowa w pkt I.A.4, w ramach funkcji zarządczych
koordynują:
a) prace realizowane na obiektach sieci przesyłowej w celu minimalizacji
liczby i czasu wyłączeń,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 133 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) pracę urządzeń w sposób zapewniający niezawodną pracę sieci zamkniętej
przy optymalizacji kosztów jej utrzymania,
c) pod nadzorem OSP, nastawę zabezpieczeń sieci z nastawami zabezpieczeń
linii i urządzeń podmiotów przyłączonych do sieci przesyłowej,
d) w ścisłej współpracy z OSP, prace związane z likwidacją awarii
i zakłóceń oraz likwidacją szkód.
IV.B.2.8.
Podmioty, o których mowa w pkt I.A.4, w ramach funkcji zarządczych
informują OSP o:
a) zdarzeniach awaryjnych i losowych oraz o zagrożeniach wystąpienia tych
zdarzeń,
b) rzeczowej realizacji planów rocznych,
c) dostrzeżonych ryzykach wynikających z pracy i stanu technicznego sieci
przesyłowej i odpowiedzialności cywilnej.
IV.B.2.9.
W ramach zarządzania operacyjnego podmioty, o których mowa w pkt I.A.4,
są zobowiązane do:
a) reprezentowania OSP, w ramach posiadanych i udzielanych
pełnomocnictw, wobec organów kontroli, nadzoru, organów
samorządowych i państwowych, osób fizycznych i prawnych oraz
prowadzenia w jego imieniu spraw związanych z ochroną środowiska
i regulowaniem praw do gruntów,
b) udziału w pracach zespołów powołanych przez OSP dla rozwiązywania
problemów technicznych, ekonomicznych i organizacyjnych związanych
z problematyką zarządzania majątkiem sieciowym,
c) dokonywania wyboru wykonawców posiadających odpowiednie
uprawnienia, certyfikaty lub licencje producentów na wykonanie
określonych prac, zawieranie umów z wykonawcami oraz rozliczanie
rzeczowe i finansowe tych umów,
d) wykonywania czynności kontrolnych zgodnie z pkt IV.B.13,
e) archiwizowania dokumentacji i danych dotyczących: ewidencji majątku
i dokumentacji prawnej i eksploatacyjnej,
f) sporządzania wniosków remontowych,
g) sporządzania dla swojego obszaru działania propozycji założeń
programowych
i
harmonogramów
dla
zadań
remontowych
i modernizacyjnych,
h) współpracy - po uzgodnieniu z OSP - z biurami projektowymi przy
opracowywaniu dokumentacji na nowobudowane, remontowane lub
modernizowane obiekty sieci przesyłowej,
i) przesyłania do OSP opinii i uwag do dokumentacji opracowanej przez
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 134 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
biura projektowe.
IV.B.3.
Dokumentacja prawna, techniczna i eksploatacyjna
IV.B.3.1.
Operator systemu przesyłowego odpowiada za opracowanie i stałą
aktualizację dokumentacji prawnej, technicznej i eksploatacyjnej obiektów,
układów, urządzeń i instalacji sieci przesyłowej.
IV.B.3.2.
Dokumentacja prawna obiektów sieci przesyłowej powinna zawierać:
a) pozwolenia na budowę,
b) dokumenty przekazania, względnie wywłaszczenia nieruchomości,
c) akty notarialne nabycia praw,
d) protokoły Komisji Odbioru,
e) decyzje administracyjne o pozwoleniu na użytkowanie obiektów, o ile
były wymagane.
IV.B.3.3.
Dokumentacja techniczna obiektów, układów, urządzeń i instalacji sieci
przesyłowej powinna zawierać:
a) projekt techniczny,
b) dokumentację techniczno-ruchową urządzeń,
c) protokoły zakwalifikowania pomieszczeń i ich stref lub przestrzeni
zewnętrznych do kategorii niebezpieczeństwa pożarowego, kategorii
zagrożenia wybuchem, w zależności od potrzeb
d) podstawowe dane techniczne urządzeń i ich lokalizacje.
IV.B.3.4.
Dokumentacja eksploatacyjna obiektów, układów, urządzeń i instalacji sieci
przesyłowej powinna zawierać m.in.:
a) dokumenty przyjęcia do eksploatacji,
b) szczegółowe instrukcje eksploatacji,
c) wykazy prac eksploatacyjnych,
d) protokoły badań i pomiarów,
e) oceny stanu technicznego,
f) protokoły badań zakłóceń,
g) statystykę uszkodzeń i zakłóceń, w tym ewidencję wyłączeń,
h) wykaz sprzętu ochronnego,
i) Księgi Obiektów Budowlanych.
IV.B.3.5.
Szczegółowe instrukcje eksploatacji obiektów w sieci przesyłowej powinny
zawierać w szczególności:
a) ogólną charakterystykę obiektu wraz ze schematami i rysunkami,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 135 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) organizację wykonawstwa prac eksploatacyjnych,
c) tryb aktualizacji dokumentacji,
d) wykaz stanowisk odpowiedzialnych za utrzymanie i ruch obiektu,
e) spis dokumentacji eksploatacyjnej,
f) zasady prowadzenia ruchu stacji,
g) zasady BHP i ochrony obiektu, w tym ochrony przeciwpożarowej
i przeciwporażeniowej,
h) instrukcje obsługi urządzeń.
IV.B.4.
Planowanie prac eksploatacyjnych
IV.B.4.1.
Zasady opracowywania planów prac eksploatacyjnych
IV.B.4.1.1.
Operator systemu przesyłowego, zgodnie z „Instrukcją organizacji
i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach i stacjach NN”, o której
mowa w pkt IV.B.1.2 a), sporządza i aktualizuje następujące plany:
a) trzyletni plan prac remontowych,
b) roczny plan prac remontowych,
c) roczny plan prac eksploatacyjnych.
IV.B.4.1.2.
Operator systemu przesyłowego prowadzi eksploatację elementów sieci
przesyłowej uwzględniając:
a) aktualne informacje o stanie, miejscu użytkowania, parametrach
technicznych obiektów, układów, urządzeń i instalacji sieci przesyłowej,
b) informacje o stanie rezerw urządzeń i części zapasowych,
c) wyniki analiz niezawodności i awaryjności,
d) wytyczne zawarte w dokumentacji eksploatacyjnej.
IV.B.4.1.3.
Operator systemu przesyłowego planuje poszczególne prace eksploatacyjne
i remontowe, na podstawie wyników bieżącej eksploatacji, wyników
diagnostyki i monitorowania stanu urządzeń i układów, oraz oceny stanu
technicznego
poszczególnych
elementów
sieci
przesyłowej,
z uwzględnieniem ograniczeń realizacyjnych.
IV.B.4.1.4.
Operator systemu przesyłowego decyduje o potrzebie realizacji doraźnych
prac eksploatacyjnych na podstawie wyników oględzin i wyników badań
diagnostycznych.
IV.B.4.1.5.
Przy sporządzaniu planów prac eksploatacyjnych i remontowych OSP dąży do
zapewnienia:
a) stosowania jednolitych rozwiązań technicznych,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 136 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) spełniania wymagań określonych w publikowanych przez OSP
„Standardach technicznych OSP stosowanych w sieci przesyłowej”,
c) zintegrowania
realizacji
i inwestycyjnych,
prac
eksploatacyjnych,
remontowych
d) ograniczenia do minimum niezbędnej liczby wyłączeń elementów sieci
przesyłowej oraz czasu ich trwania.
IV.B.4.1.6.
Operator systemu przesyłowego uzgadnia plany prac eksploatacyjnych JWCD
i jednostek wytwórczych centralnie koordynowanych przez OSP, zwanych
dalej JWCK, uwzględniając plany pracy sieci zamkniętej.
IV.B.4.1.7.
Plany prac eksploatacyjnych w koordynowanej sieci 110 kV, sporządzane
przez podmioty przyłączone do sieci przesyłowej, muszą uwzględniać plany,
o których mowa w pkt IV.B.4.1.1.
IV.B.4.2.
Ocena stanu technicznego
IV.B.4.2.1.
Operator systemu przesyłowego zapewnia wykonywanie ocen stanu
technicznego obiektów, układów, urządzeń i instalacji eksploatowanej przez
siebie sieci przesyłowej.
IV.B.4.2.2.
Ocena stanu technicznego obiektów, układów, urządzeń i instalacji
eksploatowanej przez OSP sieci przesyłowej obejmuje:
a) ocenę wyników diagnostyki technicznej i monitorowania,
b) ocenę wyników analiz zakłóceń i awarii z podaniem przyczyn zakłóceń
i uszkodzeń,
c) ocenę parametrów jakościowych i procesu starzenia,
d) ocenę spełnienia zaleceń wynikających z planów pracy sieci przesyłowej,
e) ocenę spełnienia warunków, o których mowa w pkt IV.A.2.1.3,
f) historię pracy,
g) ocenę stanu technicznego magazynowanych urządzeń rezerwowych oraz
części zapasowych,
h) ocenę warunków BHP, ochrony obiektu, w tym ochrony
przeciwpożarowej i przeciwporażeniowej oraz ochrony środowiska,
i) ocenę stanu dokumentacji prawnej, technicznej i eksploatacyjnej,
j) wnioski i zalecenia końcowe określające m.in. niezbędne uzupełnienia
dokumentacji, zakupy oraz niezbędne do wykonania prace eksploatacyjne,
modernizacyjne lub remontowe.
IV.B.4.2.3.
Operator systemu przesyłowego opracowuje szczegółowe wytyczne do ocen
stanu technicznego eksploatowanej przez siebie sieci przesyłowej.
IV.B.4.2.4.
Obowiązek, o którym mowa w pkt IV.B.4.2.1, dotyczy także podmiotów
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 137 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
przyłączonych do sieci przesyłowej w zakresie eksploatowanych przez nich
obiektów, układów, urządzeń i instalacji.
IV.B.4.2.5.
Na obiektach elektroenergetycznych NN/110 kV, w których eksploatacja
części obiektów i urządzeń prowadzona jest przez podmioty przyłączone do
sieci przesyłowej, ocena stanu technicznego tych obiektów i urządzeń odbywa
się wg wytycznych, o których mowa w pkt IV.B.4.2.3.
IV.B.4.2.6.
Operator systemu przesyłowego i operatorzy systemów dystrybucyjnych
przekazują sobie wzajemnie wnioski z ocen stanu technicznego sieci
zamkniętej.
IV.B.4.3.
Planowanie wyłączeń
IV.B.4.3.1.
Operator systemu przesyłowego opracowuje plany wyłączeń elementów sieci
przesyłowej i zatwierdza plany wyłączeń elementów koordynowanej sieci
110 kV, zgodnie z zasadami określonymi w pkt IV.C.
IV.B.4.3.2.
Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń
elementów sieci zamkniętej są zobowiązane do przestrzegania zasad i trybu
planowania pracy sieci zamkniętej, ustalonych przez OSP w pkt IV.C.
IV.B.4.3.3.
Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych, modernizacyjnych
i remontowych wymagających wyłączeń elementów sieci zamkniętej,
przekazują OSP zgłoszenia wyłączeń elementów sieci. Zawartość i tryb
przekazywania zgłoszeń określono w pkt IV.C.
IV.B.4.3.4.
Operator systemu przesyłowego i operatorzy systemów dystrybucyjnych
współdziałają ze sobą w celu dotrzymywania terminów planowanych
wyłączeń elementów sieci zamkniętej oraz minimalizacji czasu trwania
wyłączeń.
IV.B.5.
Zasady i warunki prowadzenia prac eksploatacyjnych
IV.B.5.1.
Planowane i doraźne prace eksploatacyjne
IV.B.5.1.1.
Operator systemu przesyłowego zapewnia realizację planów prac
eksploatacyjnych dla obiektów, układów, urządzeń i instalacji zgodnie
z „Instrukcją organizacji i wykonywania prac eksploatacyjnych na liniach
i stacjach NN”, o której mowa w pkt IV.B.1.2 a), zawierającą m.in. zasady:
a) prowadzenia eksploatacji
b) prowadzenia badań diagnostycznych,
c) realizacji przeglądów lub elementów prac przeglądowych,
d) realizacji prac związanych z utrzymaniem otoczenia z uwzględnieniem
wymagań ochrony środowiska.
IV.B.5.1.2.
Operator systemu przesyłowego zapewnia w ramach doraźnych prac
eksploatacyjnych usunięcie stwierdzonych uszkodzeń i usterek urządzeń
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 138 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
w obiektach elektroenergetycznych sieci przesyłowej.
IV.B.5.2.
Remonty
IV.B.5.2.1.
Remonty są jednym z podstawowych sposobów przywracania stanu
technicznego sieci przesyłowej do poziomu pierwotnego.
IV.B.5.2.2.
Celem remontów jest odtworzenie pierwotnego stanu technicznego obiektów,
układów, urządzeń i instalacji sieci przesyłowej, dla których aktualne
i spodziewane warunki pracy nie wymagają istotnej, w stosunku do stanu
aktualnego, poprawy parametrów technicznych i jakościowych.
IV.B.5.2.3.
Operator systemu przesyłowego, zapewnia sporządzanie w układzie
kroczącym trzyletnich planów prac remontowych sieci przesyłowej,
zawierających:
a) zakresy prac,
b) czasy trwania prac,
c) czasy trwania wyłączeń,
d) oszacowania nakładów finansowych.
IV.B.5.2.4.
W trakcie budowy planu remontów uwzględnia się zadania wynikające
ze średniookresowego planu inwestycji, o którym mowa w pkt IV.A.1.2 a).
IV.B.5.2.5.
Operator systemu przesyłowego przeprowadza remonty obiektów, układów,
urządzeń i instalacji eksploatowanej sieci przesyłowej zgodnie
z publikowanymi przez OSP „Standardami technicznymi OSP stosowanymi
w sieci przesyłowej” obowiązującymi w okresie ich budowy. Powyższe
standardy stosuje się w przypadkach remontów obiektów, układów, urządzeń
i instalacji wybudowanych przed datą, kiedy rozpoczęto publikację
„Standardów technicznych OSP stosowanych w sieci przesyłowej”, jeżeli jest
to technicznie możliwe.
IV.B.5.2.6.
Przy remoncie, gdy istniejące elementy sieci przesyłowej zastępuje się
nowymi o innych rozwiązaniach konstrukcyjnych, stosuje się publikowane
przez OSP „Standardy techniczne OSP stosowane w sieci przesyłowej”.
IV.B.5.2.7.
Operator systemu przesyłowego przyjmuje do eksploatacji obiekty, układy,
urządzenia i instalacje sieci przesyłowej po remoncie w trybie określonym
w pkt IV.A.2.
IV.B.6.
Likwidacja skutków awarii i zakłóceń
IV.B.6.1.
Operator systemu przesyłowego zapewnia likwidację skutków awarii
i zakłóceń w eksploatowanej przez siebie sieci przesyłowej oraz zabezpiecza
miejsce awarii lub zakłócenia przed rozszerzaniem zakresu uszkodzeń
i powstaniem dalszych szkód.
IV.B.6.2.
Operator systemu przesyłowego część zadań w zakresie likwidacji skutków
awarii i zakłóceń w eksploatowanej przez siebie sieci przesyłowej realizuje za
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 139 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
pośrednictwem działających w jego imieniu i na jego rzecz podmiotów
wymienionych w pkt I.A.4. Zasady współpracy z tymi podmiotami są
określone w umowach zawartych pomiędzy OSP a tymi podmiotami.
IV.B.6.3.
Szczegółowe zasady postępowania w przypadku awarii i zakłóceń, określono
w pkt IV.C. oraz IRiESP – Bilansowanie systemu i zarządzanie
ograniczeniami systemowymi.
IV.B.6.4.
Operator systemu przesyłowego przystępuje bezzwłocznie do usuwania
skutków awarii i zakłóceń występujących w sieci przesyłowej.
IV.B.6.5.
Likwidacja awarii i zakłóceń może nastąpić w zakresie:
a) odtworzenia stanu technicznego sprzed wystąpienia awarii lub zakłócenia,
b) modernizacji w stosunku do stanu sprzed awarii lub zakłócenia,
c) częściowego odtworzenia i częściowej modernizacji w stosunku do stanu
sprzed awarii lub zakłócenia.
IV.B.6.6.
Przy odtworzeniu stanu technicznego sieci przesyłowej sprzed wystąpienia
awarii lub zakłócenia stosuje się publikowane przez OSP „Standardy
techniczne OSP stosowane w sieci przesyłowej” aktualne w okresie ich
budowy. Powyższe standardy stosuje się w przypadkach odtworzenia
obiektów, układów, urządzeń i instalacji wybudowanych przed datą, kiedy
rozpoczęto publikację „Standardów technicznych OSP stosowanych w sieci
przesyłowej”, jeżeli jest to technicznie możliwe.
IV.B.6.7.
W przypadku częściowej lub całkowitej modernizacji stanu technicznego
sprzed wystąpienia awarii lub zakłócenia, gdy istniejące elementy sieci
przesyłowej zastępuje się lub uzupełnia nowymi o innych rozwiązaniach
konstrukcyjnych, przy budowie nowych elementów i fragmentów sieci stosuje
się publikowane przez OSP „Standardy techniczne OSP stosowane
w sieci przesyłowej”.
IV.B.6.8.
Operator systemu przesyłowego prowadzi rejestrację awarii i zakłóceń
w sieci przesyłowej, oraz przeprowadza okresowe analizy i ustala środki
zapobiegawcze w odniesieniu do sieci zamkniętej.
IV.B.6.9.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych i podmioty przyłączone do sieci
przesyłowej są zobowiązani do przekazywania OSP informacji dotyczących
awarii i zakłóceń, mogących spowodować wystąpienie stanu zagrożenia KSE,
oraz skutków i terminów ich usunięcia.
IV.B.6.10.
W przypadku awarii i zakłóceń, o których mowa w pkt IV.B.6.9 trwających
dłużej niż 7 dni podmiot, w którego sieci powstała awaria lub zakłócenie
zobowiązany jest przesłać do OSP harmonogram ich likwidacji.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 140 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.B.6.11.
Operator systemu przesyłowego i operatorzy systemów dystrybucyjnych
przekazują sobie wzajemnie wnioski i zalecenia wynikające z protokółów
z badania awarii i zakłóceń w sieci zamkniętej.
IV.B.6.12.
Operator systemu przesyłowego ma prawo badania awarii i zakłóceń
w koordynowanej sieci 110 kV.
IV.B.7.
Zasady wycofywania
z eksploatacji
IV.B.7.1.
Operator systemu przesyłowego opracowuje procedurę wycofywania
z eksploatacji i likwidacji obiektów, układów, urządzeń i instalacji sieci
przesyłowej.
IV.B.7.2.
Operator systemu przesyłowego opracowuje plany wycofywania obiektów,
układów, urządzeń i instalacji z eksploatacji oraz likwidacji składników
majątku sieciowego.
IV.B.7.3.
Postępowanie likwidacyjne w sieci przesyłowej realizuje zespół likwidacyjny
powoływany przez OSP zgodnie z obowiązującymi procedurami.
IV.B.7.4.
Do zadań zespołu likwidacyjnego w szczególności należy:
obiektów,
układów,
urządzeń
i
instalacji
a) ocena przydatności do dalszego użytkowania składnika majątku
sieciowego zgłoszonego do likwidacji,
b) sporządzenie i podpisanie protokołu o uznaniu składnika majątku
sieciowego za zbędny,
c) sporządzenie dokumentu likwidacji składnika majątku sieciowego,
d) sporządzenie i podpisanie protokółu z fizycznej likwidacji składnika
majątku sieciowego,
e) w przypadku likwidacji częściowej - wskazanie do
odpowiednich elementów składnika majątku sieciowego.
likwidacji
IV.B.7.5.
Likwidacja odcinków linii oraz stacji transformatorowo-rozdzielczych
w koordynowanej sieci 110 kV może zostać rozpoczęta po uzyskaniu opinii
OSP.
IV.B.8.
Zasady utrzymywania rezerw urządzeń i części zapasowych
IV.B.8.1.
Operator systemu przesyłowego zapewnia niezbędną liczbę urządzeń
rezerwowych oraz części zapasowych dla prawidłowego funkcjonowania
eksploatowanej przez siebie sieci przesyłowej.
IV.B.8.2.
Rodzaje i liczba urządzeń rezerwowych i części zapasowych powinny być
dostosowane do liczby zainstalowanych rodzajów i typów urządzeń w sieci
przesyłowej z uwzględnieniem:
a) roli pełnionej w sieci przesyłowej,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 141 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) wymaganych parametrów jakościowych w tym niezawodności,
c) wskaźników awaryjności,
d) czasu dostawy urządzeń i części zapasowych z rynku,
e) kompatybilności typów w poszczególnych rodzajach urządzeń,
f) doświadczeń eksploatacyjnych.
IV.B.8.3.
Urządzenia rezerwowe powinny być utrzymywane w pełnej sprawności
technicznej.
IV.B.8.4.
Operator systemu przesyłowego zapewnia prowadzenie aktualnego wykazu
urządzeń rezerwowych i części zapasowych, łącznie z miejscem ich
przechowywania.
IV.B.9.
Bezpieczeństwo i higiena pracy przy wykonywaniu prac
IV.B.9.1.
Operator systemu przesyłowego zapewnia opracowanie „Instrukcji
Bezpieczeństwa i Higieny Pracy przy urządzeniach i instalacjach
elektroenergetycznych”, obowiązującej personel eksploatujący obiekty,
układy, urządzenia i instalacje sieci przesyłowej, uwzględniającej wymagania
zawarte w przepisach powszechnie obowiązujących.
IV.B.9.2.
„Instrukcja Bezpieczeństwa i Higieny Pracy przy urządzeniach i instalacjach
elektroenergetycznych, o której mowa w pkt IV.B.9.1, określa
w szczególności:
a) podział prac, formy i zasady wydawania poleceń,
b) obowiązki pracowników w zakresie organizacji pracy,
c) łączenie funkcji przy pracach na polecenie,
d) wystawianie i przekazywanie poleceń,
e) rejestrowanie i przechowywanie poleceń,
f) przygotowanie miejsca pracy i dopuszczenie do pracy,
g) przerwy w pracy i zakończenie pracy,
h) zasady organizacji pracy obowiązujących obcych wykonawców,
i) zasady wykonywania prac
elektroenergetycznych OSP,
przy
urządzeniach
i
instalacjach
j) zasady bezpiecznego wykonywania pracy,
k) czynności łączeniowe,
l) prace wykonywane sprzętem zmechanizowanym,
m) podstawowe zasady użytkowania sprzętu ochronnego i narzędzi pracy,
n) zasady
bezpiecznego
postępowania
przy
eksploatacji
urządzeń
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 142 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
elektroenergetycznych z gazem SF6,
o) zasady postępowania przy ratowaniu porażonych i poparzonych prądem
elektrycznym.
IV.B.9.3.
Pracownicy zatrudnieni przy eksploatacji obiektów, układów, urządzeń
i instalacji sieci przesyłowej powinni posiadać odpowiednie kwalifikacje
potwierdzone świadectwem wydanym przez komisje kwalifikacyjne,
określone warunki zdrowia, być przeszkoleni na zajmowanych stanowiskach,
zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami.
IV.B.10.
Ochrona przeciwpożarowa
IV.B.10.1.
Operator systemu przesyłowego zapewnia ochronę przeciwpożarową
w obiektach, instalacjach i urządzeniach eksploatowanej przez siebie sieci
przesyłowej, zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami.
IV.B.10.2.
Operator systemu przesyłowego zapewnia opracowanie instrukcji
przeciwpożarowych dla określonych obiektów, układów, urządzeń i instalacji
eksploatowanej przez siebie sieci przesyłowej.
IV.B.10.3.
Operator systemu przesyłowego zapewnia stosowanie w obiektach
eksploatowanej przez siebie sieci przesyłowej sprzętu przeciwpożarowego,
spełniającego wymagania określone w odrębnych normach i przepisach.
IV.B.11.
Ochrona środowiska naturalnego
IV.B.11.1.
Operator systemu przesyłowego zapewnia zachowywanie i przestrzeganie
przepisów ochrony środowiska.
IV.B.11.2.
Operator systemu przesyłowego zapewnia właściwe
z odpadami szkodliwymi dla środowiska naturalnego.
IV.B.11.3.
Operator systemu przesyłowego zapewnia stosowanie w eksploatowanej przez
siebie sieci przesyłowej środków technicznych i organizacyjnych
ograniczających zagrożenie środowiska naturalnego.
IV.B.11.4.
Operator systemu przesyłowego zapewnia określenie zasad postępowania
w przypadku ewentualnego skażenia środowiska naturalnego przez obiekty,
układy, urządzenia i instalacje w eksploatowanej przez siebie sieci
przesyłowej. Zasady postępowania w przypadku skażenia środowiska
naturalnego są uzgadniane z odpowiednimi służbami, powołanymi do
zwalczania skażeń środowiska naturalnego.
IV.B.11.5.
Operator systemu przesyłowego oraz podmioty przyłączone do sieci
przesyłowej wymieniają między sobą wszelkie informacje dotyczące
zagrożenia środowiska naturalnego w miejscach przyłączenia oraz
w niezbędnym zakresie również w pobliżu tych miejsc, uzgadniając zakres
współdziałania w zapobieganiu i likwidacji skutków tych zagrożeń.
postępowanie
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 143 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.B.12.
Wymagania w zakresie rozbudowy i eksploatacji dla podmiotów
przyłączonych do sieci przesyłowej
IV.B.12.1.
Urządzenia bezpośrednio przyłączone do sieci przesyłowej muszą spełniać
warunki określone w niniejszej instrukcji.
IV.B.12.2.
Wykonywanie czynności eksploatacyjnych przy urządzeniach, instalacjach
i sieciach przyłączonych do sieci przesyłowej i koordynowanej sieci 110 kV
wymaga uzgodnienia z OSP w zakresie, w jakim czynności te wpływają na
pracę sieci przesyłowej.
IV.B.12.3.
Podmioty przyłączone do sieci przesyłowej prowadzą eksploatację swoich
urządzeń, instalacji i sieci w sposób zapewniający ich utrzymanie we
właściwym stanie technicznym oraz pozwalający na niezawodne i efektywne
funkcjonowanie KSE.
IV.B.12.4.
Zaleca się aby podmioty przyłączone do sieci przesyłowej prowadząc
eksploatację swoich urządzeń, instalacji i sieci uwzględniały publikowane
przez OSP standardy w zakresie eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.B.12.5.
W przypadku wystąpienia zakłócenia lub awarii w układach, urządzeniach,
instalacjach i sieciach podmiotów przyłączonych do sieci przesyłowej,
podmioty te niezwłocznie przystępują do usuwania ich skutków.
IV.B.12.6.
Operator systemu przesyłowego uzgadnia decyzje o odbudowie odcinków
linii oraz stacji transformatorowo-rozdzielczych w koordynowanej sieci
110 kV, które uległy zniszczeniu w wyniku awarii lub zakłócenia.
Uzgodnienia wymaga przywrócenie lub - o ile analizy systemowe uzasadnią
taką konieczność - zmiana funkcji realizowanych przez uszkodzony element.
Uzgodnieniu nie podlega sposób odbudowy.
IV.B.12.7.
Podmioty przyłączone do sieci przesyłowej uwzględniają w sporządzanych
planach prac eksploatacyjnych, remontowych i inwestycyjnych, plany OSP,
o których mowa w pkt IV.A.1.2 i IV.B.4.1.1. Uzgadnianie planów odbywa się
za pośrednictwem właściwych obszarowo podmiotów, o których mowa
w pkt I.A.4.
IV.B.12.8.
Operator systemu przesyłowego wykonuje obliczenia oraz koordynuje
nastawienia automatyk i układów EAZ zainstalowanych w sieci przesyłowej
i koordynowanej sieci 110 kV oraz urządzeń i instalacji podmiotów
przyłączonych do sieci o górnym napięciu 750, 400, 220 i 110 kV.
IV.B.12.9.
Zakres koordynacji, o której mowa w pkt IV.B.12.8 obejmuje m.in.:
a) przekazywanie danych niezbędnych do obliczeń,
b) przekazywanie i przyjmowanie informacji o wykonaniu zmian
w nastawieniach automatyki EAZ, zgodnie z zasadami określonymi
w pkt IV.C.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 144 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.B.13.
Kontrola obiektów, układów, urządzeń, instalacji i sieci podmiotów
przyłączonych do sieci przesyłowej.
IV.B.13.1.
Operator systemu przesyłowego ma prawo do kontroli spełniania przez
obiekty, układy, urządzenia, instalacje i sieci podmiotów przyłączonych do
sieci przesyłowej wymagań określonych w:
a) zawartych umowach,
b) IRiESP.
IV.B.13.2.
Kontrola, o której mowa w pkt IV.B.13.1, realizowana jest na podstawie
imiennego upoważnienia i legitymacji wydanych przez OSP, zgodnie
z obowiązującymi aktami wykonawczymi do ustawy Prawo energetyczne.
IV.B.13.3.
Kontrolę przeprowadza się w dniach i godzinach pracy obowiązujących
podmiot będący przedmiotem kontroli, w sposób niezakłócający pracy,
po uprzednim powiadomieniu o zamiarze przeprowadzenia kontroli.
IV.B.13.4.
Protokoły z przeprowadzonych kontroli przechowywane są przez OSP przez
okres nie krótszy niż 5 lat.
IV.B.13.5.
W przypadku stwierdzenia, w wyniku kontroli lub analiz, odstępstw od
wymagań określonych w pkt IV.B.13.1, OSP wzywa kontrolowany podmiot
do podjęcia czynności mających na celu ich usunięcie.
IV.B.13.6.
Wezwanie, o którym mowa w pkt IV.B.13.5, zawiera w szczególności:
a) znaki identyfikacyjne protokołu kontroli, w którym stwierdzono
odstępstwa od wymagań,
b) listę odstępstw od wymagań,
c) termin usunięcia odstępstw od wymagań,
d) informację o dalszych działaniach, które zostaną podjęte w przypadku nie
spełnienia przez podmiot w ustalonym terminie wymagań określonych
w wezwaniu.
IV.C.
Prowadzenie ruchu sieciowego
IV.C.1.
Zasady ogólne
IV.C.1.1.
Przedmiotem pkt IV.C.1 do IV.C.14 są zasady prowadzenia ruchu sieciowego
w KSE, w tym obowiązki i uprawnienia poszczególnych podmiotów oraz
zasady ich współpracy w celu:
a) utrzymania integralności i bezpieczeństwa pracy KSE oraz dotrzymania
warunków umożliwiających jego pracę synchroniczną z systemami
zagranicznymi, zgodnie ze standardami UCTE Operation Handbook;
b) dotrzymania wymaganych parametrów jakościowych i niezawodności
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 145 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
c)
d)
e)
f)
g)
IV.C.1.2.
pracy sieci zamkniętej KSE zgodnie z pkt II.A.2 oraz wymaganiami
UCTE Operation Handbook;
umożliwienia
wykonania
niezbędnych
prac
remontowych
i eksploatacyjnych w elektrowniach i w sieci zamkniętej;
fizycznej realizacji kontraktów i transakcji zawieranych przez uprawnione
podmioty w obszarze rynku bilansującego;
rejestrowania parametrów stanów pracy KSE mających istotne znaczenie
dla jego prawidłowej pracy;
opracowywania i udostępniania danych technicznych dla prawidłowego
funkcjonowania rynku energii;
wyznaczania i udostępniania technicznych zdolności przesyłowych linii
wymiany międzysystemowej dla potrzeb przetargów.
Prowadzenie ruchu sieciowego w KSE obejmuje następujące obszary:
a) planowanie koordynacyjne,
b) opracowywanie bilansów technicznych mocy w KSE,
c) dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
zamkniętej,
d) planowanie pracy sieci zamkniętej,
e) identyfikowanie ograniczeń sieciowych w sieci zamkniętej,
f) prowadzenie operacji łączeniowych w sieci zamkniętej,
g) działania regulacyjne w sieci zamkniętej,
h) wprowadzanie przerw i ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej,
i) monitorowanie pracy systemu oraz zapobieganie i usuwanie awarii
sieciowych i awarii w systemie,
j) zdalne pozyskiwanie danych pomiarowych i rejestrowanie stanów pracy
KSE,
k) systemy
wymiany informacji
w prowadzeniu ruchu sieciowego,
i
sterowania
wykorzystywane
l) Centralny rejestr jednostek wytwórczych i farm wiatrowych w KSE.
IV.C.1.3.
Za prowadzenie ruchu sieciowego odpowiadają operatorzy systemu, przy
czym:
a) operator systemu przesyłowego odpowiada za prowadzenie ruchu
sieciowego w sieci przesyłowej oraz realizuje uprawnienia decyzyjne
w zakresie ruchu sieciowego w koordynowanej sieci 110 kV oraz
w zakresie bezpieczeństwa pracy całego KSE;
b) operatorzy systemów dystrybucyjnych odpowiadają za prowadzenie ruchu
sieciowego w przypisanej im sieci dystrybucyjnej z uwzględnieniem
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 146 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
uprawnień decyzyjnych OSP.
IV.C.1.4.
Uprawnienia decyzyjne, o których mowa w pkt IV.C.1.3, OSP realizuje
w zakresie wynikającym z przypisanej mu w ustawie Prawo energetyczne
odpowiedzialności za bezpieczeństwo pracy KSE oraz zgodnie
z postanowieniami aktów wykonawczych wydanych na jej podstawie. Zakres
i tryb korzystania z uprawnień decyzyjnych przez OSP szczegółowo określają
zapisy niniejszej IRiESP.
IV.C.1.5.
Wybrane zadania operatorskie w imieniu i na rzecz OSP realizują podmioty,
o których mowa w pkt I.A.4.
IV.C.1.6.
Podmiotami uczestniczącymi w prowadzeniu ruchu sieciowego w sieci
zamkniętej są także wytwórcy, odbiorcy oraz przedsiębiorstwa zajmujące się
przesyłaniem lub dystrybucją nie będące operatorami systemu, których
urządzenia, instalacje lub sieci są bezpośrednio przyłączone do sieci
zamkniętej.
IV.C.1.7.
Podmioty uczestniczące w prowadzeniu ruchu sieciowego sporządzają
w formie pisemnej wykazy osób i jednostek organizacyjnych bezpośrednio
uczestniczących w prowadzeniu ruchu KSE. Wykazy muszą być podpisane
przez osoby upoważnione do reprezentowania danego podmiotu. Wykazy
podlegają bieżącej aktualizacji i są sobie wzajemnie przekazywane.
IV.C.1.8.
Operator systemu przesyłowego ustala zasady i tryb wzajemnego
przekazywania sobie danych i informacji, o których mowa w pkt IV.C.3 do
IV.C.10, przez podmioty uczestniczące w procesie prowadzenia ruchu
sieciowego.
IV.C.1.9.
Podstawowym narzędziem wykorzystywanym przez OSP dla zapewnienia
spójności
działań
planistycznych
podmiotów
uczestniczących
w prowadzeniu ruchu sieciowego z wymaganiami bezpieczeństwa pracy KSE
jest planowanie koordynacyjne.
IV.C.1.10.
Bieżące bezpieczeństwo pracy KSE zapewniają działające w układzie
hierarchicznym służby dyspozytorskie OSP i OSD i służby ruchowe
wytwórców i odbiorców działające zgodnie z zasadami przedstawionymi
w pkt IV.C.2.
IV.C.1.11.
Współdziałanie OSP z operatorami systemów przesyłowych krajów
sąsiednich w zakresie prowadzenia ruchu sieciowego odbywa się zgodnie
z zasadami obowiązującymi członków UCTE i warunkami określonymi
w dwustronnych umowach.
IV.C.1.12.
Operator systemu przesyłowego prowadzi Centralny rejestr jednostek
wytwórczych i farm wiatrowych w KSE.
IV.C.2.
Struktura organizacyjna prowadzenia ruchu sieciowego
IV.C.2.1.
Operator systemu przesyłowego realizuje niektóre swoje zadania w zakresie
prowadzenia ruchu sieciowego również poprzez działające w jego imieniu
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 147 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
i na jego rzecz podmioty wymienione w pkt I.A.4. Zasady współpracy OSP
z tymi podmiotami są określone w umowach zawartych pomiędzy
OSP a tymi podmiotami
IV.C.2.2.
Zadania OSP zlecone podmiotom, o których mowa w pkt I.A.4, dotyczą
realizacji jego obowiązków w zakresie bezpieczeństwa pracy KSE oraz
niezawodności pracy sieci zamkniętej wymagających obszarowego
współdziałania operatorów systemu oraz innych podmiotów przyłączonych do
sieci zamkniętej.
IV.C.2.3.
Podmiotom, o których mowa w pkt I.A.4, indywidualnie przypisane są
obszary sieci dystrybucyjnej oraz zasilające je stacje NN/110 kV. Granice
sieci dystrybucyjnej przypisanej do poszczególnych podmiotów będą ustalone
w umowach pomiędzy OSP a podmiotami pełniącymi funkcje OSD. Do czasu
uregulowania kwestii granic w umowach dwustronnych obowiązują poniższe
ustalenia:
a) do PSE – Centrum Sp. z o.o przypisana jest: sieć dystrybucyjna STOEN
S.A., Zakładu Energetycznego Warszawa Teren S.A., Łódzkiego Zakładu
Energetycznego S.A., Zakładu Energetycznego Łódź Teren S.A.,
Koncernu Energetycznego Energa S.A. Oddział Zakład Energetyczny
Płock w Płocku i Zakładu Energetycznego Białystok S.A.;
b) do PSE – Wschód Sp. z o.o. przypisana jest: sieć dystrybucyjna
Lubelskich Zakładów Energetycznych S.A., Zamojskiej Korporacji
Energetycznej S.A., Rzeszowskiego Zakładu Energetycznego S.A.
i Zakładów Energetycznych Okręgu Radomsko-Kieleckiego S.A.;
c) do PSE – Południe Sp. z o.o. przypisana jest: sieć dystrybucyjna Enion
S.A., Górnośląskiego Zakładu Elektroenergetycznego S.A. i EnergiiPro
Koncernu Energetycznego S.A. Oddział w Opolu;
d) do PSE – Zachód Sp. z o.o. przypisana jest: sieć dystrybucyjna EnergiiPro
Koncernu Energetycznego S.A. Oddziały we Wrocławiu, Wałbrzychu,
Legnicy oraz Jeleniej Górze, Grupy Energetycznej Enea S.A. Oddziały
w Szczecinie, Gorzowie, Zielonej Górze oraz Zakład Główny w Poznaniu
i Koncernu Energetyczny Energa S.A. Oddział Energetyka Kaliska
w Kaliszu;
e) do PSE – Północ Sp. z o.o. przypisana jest sieć dystrybucyjna Grupy
Energetycznej Enea S.A. Oddział w Bydgoszczy oraz Koncernu
Energetycznego Energa S.A. Oddziały: Zakład Energetyczny Koszalin
w Koszalinie, Zakład Energetyczny Słupsk w Słupsku, Zakład
Energetyczny Gdańsk w Gdańsku, Elbląskie Zakłady Energetyczne
w Elblągu, Zakład Energetyczny Olsztyn w Olsztynie oraz Zakład
Energetyczny Toruń w Toruniu.
IV.C.2.4.
W zakresie prowadzenia ruchu sieciowego w sieci zamkniętej OSP poprzez
podmioty, wymienione w pkt I.A.4, realizuje następujące funkcje w ramach
przypisanych im obszarów sieciowych:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 148 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) pozyskiwanie danych planistycznych od OSD i wytwórców;
b) prowadzenie ciągłej analizy pracy koordynowanej sieci 110 kV oraz
opracowywanie okresowych ocen i wytycznych prowadzenia ruchu
koordynowanej sieci 110 kV,
c) podejmowanie decyzji w zakresie planowania pracy, prowadzenia operacji
łączeniowych, dysponowania jednostkami wytwórczymi, działań
regulacyjnych w koordynowanej sieci 110 kV;
d) opracowywanie i aktualizacja planów obszarowych obrony i odbudowy po
awarii sieciowej lub awarii w systemie oraz prowadzenie szkoleń w tym
zakresie z udziałem właściwych służb OSD, wytwórców i odbiorców,
e) likwidacja, we współpracy ze służbami dyspozytorskimi OSD i służbami
ruchowymi wytwórców i odbiorców, awarii sieciowych, awarii w
systemie i odbudowy KSE na podstawie generalnego planu obrony i
odbudowy oraz obszarowych planów obrony i odbudowy,
f) prowadzenie niezbędnych uzgodnień z wytwórcami, OSD oraz
odbiorcami końcowymi dla opracowania instrukcji współpracy ruchowej
stacji NN/110 kV, do której są przyłączone ich sieci, instalacje i
urządzenia,
g) zdalne pozyskiwanie pomiarów z koordynowanej sieci 110 kV w zakresie
pkt IV.C.12.2.
IV.C.2.5.
Zadania realizowane przez
są uwzględnione w IRiESP.
podmioty
wymienione
w
pkt I.A.4
IV.C.2.6.
Za bieżące prowadzenie ruchu sieci zamkniętej odpowiadają działające
w układzie hierarchicznym służby dyspozytorskie OSP i OSD, służby
ruchowe wytwórców i odbiorców końcowych przyłączonych bezpośrednio do
sieci zamkniętej oraz obsługa ruchowa stacji.
IV.C.2.7.
Służbami dyspozytorskimi OSP są:
a) działająca w ramach PSE-Operator S.A. Krajowa Dyspozycja Mocy,
zwana dalej służbami dyspozytorskimi OSP – KDM,
b) działające w ramach podmiotów wymienionych w pkt I.A.4 Obszarowe
Dyspozycje Mocy, zwane dalej służbami dyspozytorskimi OSP – ODM.
IV.C.2.8.
Służbami dyspozytorskimi OSD są działające w ramach poszczególnych
spółek dystrybucyjnych Zakładowe Dyspozycje Ruchu, zwane dalej służbami
dyspozytorskimi OSD – ZDR.
IV.C.2.9.
Służbą ruchową wytwórców jest Dyżurny Inżynier Ruchu Elektrowni, zwany
dalej służbą ruchową wytwórcy DIRE.
IV.C.2.10.
Służbą ruchową odbiorców końcowych przyłączonych bezpośrednio do sieci
zamkniętej jest Dyżurny Inżynier Ruchu, zwany dalej służbą ruchową
odbiorców końcowych DIR.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 149 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.2.11.
Współpraca służb dyspozytorskich i ruchowych obejmuje:
a) przekazywanie bieżących informacji w zakresie i trybie określonym
w IRiESP,
b) wydawanie poleceń ruchowych przez uprawnione i upoważnione osoby,
c) potwierdzanie otrzymania polecenia przez uprawnione i upoważnione
osoby,
d) informowanie o realizacji polecenia,
e) rejestrację przebiegu realizacji pkt b), c) i d) oraz rejestrację pozyskania
i przekazania informacji odbiegających od standardowych lub mających
wpływ na podejmowane decyzje.
IV.C.2.12.
Służba dyspozytorska OSP – KDM jest uprawniona do wydawania poleceń
ruchowych:
a) służbom dyspozytorskim OSP – ODM w pełnym zakresie,
b) służbom ruchowym wytwórcy DIRE w zakresie pracy wszystkich JWCD,
c) służbom ruchowym wytwórcy DIRE w zakresie korekty programu pracy
JWCK przyłączonych do sieci przesyłowej.
IV.C.2.13.
Służba dyspozytorska OSP – ODM jest uprawniona do wydawania poleceń
ruchowych:
a) służbom dyspozytorskim OSD – ZDR w zakresie układu pracy
koordynowanej sieci 110 kV,
b) służbom ruchowym wytwórcy DIRE w zakresie synchronizacji JWCD
i JWCK przyłączonych do sieci przesyłowej (z uwzględnieniem instrukcji
współpracy ruchowej danej stacji),
c) służbom ruchowym wytwórcy DIRE w zakresie korekt programu pracy
JWCK przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV,
d) obsłudze ruchowej stacji w zakresie operacji łączeniowych
w rozdzielniach sieci przesyłowej,
e) służbom ruchowym wytwórcy DIRE w zakresie pracy JWCD (jako
działanie awaryjne w przypadku braku bezpośredniego kontaktu pomiędzy
służbami dyspozytorskimi OSP – KDM a służbami ruchowymi wytwórcy
DIRE,
f) służbom ruchowym wytwórcy DIRE w zakresie korekty programu pracy
JWCK przyłączonych do sieci przesyłowej (jako działanie awaryjne
w przypadku braku bezpośredniego kontaktu pomiędzy służbami
dyspozytorskimi OSP – KDM a służbami ruchowymi wytwórcy DIRE,
g) służbom ruchowym odbiorców końcowych DIR, w zakresie urządzeń
przyłączonych bezpośrednio do sieci przesyłowej.
IV.C.2.14.
Służba dyspozytorska OSD – ZDR jest uprawniona do wydawania poleceń
ruchowych:
a) służbom ruchowym wytwórcy DIRE w zakresie synchronizacji jednostek
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 150 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wytwórczych przyłączonych do koordynowanej sieci
(z uwzględnieniem instrukcji współpracy ruchowej danej stacji),
b) obsłudze ruchowej stacji w zakresie
w rozdzielniach koordynowanej sieci 110 kV,
operacji
110 kV
łączeniowych
c) służbom ruchowym odbiorców końcowych DIR, w zakresie urządzeń
przyłączonych bezpośrednio do koordynowanej sieci 110 kV.
IV.C.2.15.
Wykaz osób uprawnionych i upoważnionych do przekazywania informacji
ruchowych, wydawania i wykonywania poleceń ruchowych oraz prowadzenia
uzgodnień wraz z wykazem środków łączności głosowej jest opracowywany,
aktualizowany na bieżąco i wzajemnie przekazywany przez podmioty,
w ramach których działają służby dyspozytorskie, o których mowa
w pkt IV.C.2.7 i IV.C.2.8 oraz służby ruchowe, o których mowa
w pkt IV.C.2.9 i IV.C.2.10.
IV.C.3.
Planowanie koordynacyjne
IV.C.3.1.
Operator systemu przesyłowego realizuje planowanie koordynacyjne w KSE
poprzez opracowywanie i udostępnianie:
a) planów koordynacyjnych,
b) bilansów techniczno-handlowych.
IV.C.3.2.
Operator systemu przesyłowego opracowuje następujące rodzaje planów
koordynacyjnych i bilansów techniczno - handlowych:
a) roczny plan koordynacyjny, zwany dalej planem koordynacyjnym PKR,
b) miesięczny plan koordynacyjny, zwany dalej planem koordynacyjnym
PKM,
c) dobowe plany koordynacyjne, w tym: wstępny plan koordynacyjny
dobowy, zwany dalej planem koordynacyjnym WPKD, plan
koordynacyjny dobowy, zwany dalej planem koordynacyjnym PKD oraz
bieżący plan koordynacyjny dobowy, zwany dalej planem
koordynacyjnym BPKD,
c) kroczące bilanse techniczno-handlowe, zwane dalej BTHD, obejmujące
7 kolejnych dni kalendarzowych.
IV.C.3.3.
Plany koordynacyjne PKR, PKM są planami technicznymi, a plany
koordynacyjne WPKD, PKD i BPKD są planami realizacyjnymi w obszarze
rynku bilansującego.
IV.C.3.4.
Bilanse techniczno-handlowe opracowywane są na
bilansującego i mają charakter wyłącznie informacyjny.
IV.C.3.5.
Operator systemu przesyłowego sporządza i udostępnia plany koordynacyjne
w następujących terminach:
użytek
rynku
a) plan koordynacyjny PKR na okres 3 kolejnych lat – do 30 listopada roku
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 151 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
poprzedzającego,
b) plan koordynacyjny PKM – dla marca do dnia 23 lutego, a dla pozostałych
miesięcy do dnia 25 miesiąca poprzedzającego, na kolejny miesiąc,
c) plany koordynacyjne dobowe WPKD, PKD i BPKD – zgodnie
z zasadami określonymi w IRiESP – Bilansowanie systemu i zarządzanie
ograniczeniami systemowymi,
d) bilanse techniczno-handlowe – zgodnie
w IRiESP – Bilansowanie systemu i
systemowymi.
IV.C.3.6.
Plan koordynacyjny PKR zawiera
kalendarzowych następujące elementy:
dla
z zasadami określonymi
zarządzanie ograniczeniami
poszczególnych
miesięcy
a) prognozowaną średniomiesięczną moc osiągalną krajowych jednostek
wytwórczych z podziałem na JWCD i nJWCD, wyszczególniając
odpowiednie typy jednostek wytwórczych,
b) prognozowaną średniomiesięczną moc dyspozycyjną elektrowni
krajowych uwzględniającą ubytki mocy wynikające ze zgłoszonych przez
wytwórców rocznych planów remontowych JWCD, zgłoszone ubytki
mocy nJWCD oraz planowane ubytki mocy ze względu na warunki pracy
sieci, w dobowych szczytach krajowego zapotrzebowania na moc z dni
roboczych,
c) prognozowaną średniomiesieczną moc dyspozycyjną OSP uwzględniającą
ubytki mocy wynikające ze zgłoszonych przez wytwórców rocznych
planów remontowych JWCD oraz planowane obciążenie nJWCD w
dobowych szczytach krajowego zapotrzebowania na moc z dni roboczych,
d) prognozowane dla typowych warunków pogodowych dla danego miesiąca
średniomiesięczne krajowe zapotrzebowanie na moc w dobowych
szczytach krajowego zapotrzebowania na moc z dni roboczych,
e) prognozowane maksymalne krajowe zapotrzebowanie na moc w miesiącu,
f) prognozowaną
średniomiesięczną
zdeterminowaną
wymianę
międzysystemową w dobowych szczytach krajowego zapotrzebowania na
moc z dni roboczych, wynikającą z zawartych umów i zgłoszonej
wymiany nierównoległej,
g) prognozowane średniomiesięczne obciążenie nJWCD w dobowych
szczytach krajowego zapotrzebowania na moc z dni roboczych,
h) prognozowane średniomiesięczne rezerwy mocy w elektrowniach
krajowych w dobowych szczytach zapotrzebowania na moc z dni
roboczych,
i) prognozowane średniomiesięczne rezerwy mocy OSP w dobowych
szczytach zapotrzebowania na moc z dni roboczych,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 152 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
j) plan wyłączeń elementów sieci zamkniętej,
k) minimalne niezbędne i maksymalne możliwe liczby jednostek
wytwórczych w poszczególnych węzłach w całym okresie objętym
planem,
l) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w całym okresie
objętym planem.
IV.C.3.7.
Plan koordynacyjny PKM zawiera dla poszczególnych dni miesiąca
następujące elementy:
a) prognozowaną moc osiągalną krajowych jednostek wytwórczych z
podziałem na JWCD i nJWCD,
b) prognozowaną moc dyspozycyjną elektrowni krajowych, uwzględniającą
ubytki mocy wynikające ze zgłoszonych przez wytwórców planowych
rocznych i skorygowanych w planach miesięcznych harmonogramów
remontów JWCD, zgłoszone planowane ubytki mocy nJWCD oraz
planowane ubytki mocy ze względu na warunki pracy sieci w dobowych
szczytach krajowego zapotrzebowania na moc,
c) prognozowaną moc dyspozycyjną OSP uwzględniającą ubytki mocy
wynikające ze zgłoszonych przez wytwórców rocznych planów
remontowych JWCD, planowane ubytki mocy JWCD ze względu na
warunki pracy sieci oraz planowane obciążenie nJWCD w dobowych
szczytach krajowego zapotrzebowania na moc,
d) prognozowane dla danego miesiąca krajowe zapotrzebowanie na moc w
dobowych szczytach krajowego zapotrzebowania na moc, dla typowych
warunków pogodowych,
e) prognozowaną zdeterminowaną wymianę międzysystemową w dobowych
szczytach krajowego zapotrzebowania na moc wynikającą z zawartych
umów i zgłoszonej wymiany nierównoległej,
f) prognozowane obciążenie nJWCD w dobowych szczytach krajowego
zapotrzebowania na moc,
g) prognozowane rezerwy mocy w elektrowniach krajowych w dobowych
szczytach zapotrzebowania na moc,
h) prognozowane rezerwy
zapotrzebowania na moc,
mocy
OSP
w
dobowych
szczytach
i) plan wyłączeń elementów sieci zamkniętej,
j) minimalne niezbędne i maksymalne możliwe liczby jednostek
wytwórczych w poszczególnych węzłach w całym okresie objętym
planem,
k) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w całym okresie
objętym planem.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 153 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.3.8.
Zawartość planów koordynacyjnych WPKD, PKD i BPKD oraz BTHD
określona jest w IRiESP – Bilansowanie systemu i zarządzanie
ograniczeniami systemowymi.
IV.C.3.9.
Zasady wyznaczania technicznych zdolności wymiany międzysystemowej
określone zostały w dokumencie, o którym mowa w pkt II.C.4.2.
IV.C.3.10.
Zasady wyznaczania minimalnych niezbędnych i maksymalnych możliwych
wartości obciążenia JWCD w poszczególnych węzłach opisane zostały
w pkt IV.C.7.
IV.C.4.
Opracowywanie bilansów technicznych mocy w KSE
IV.C.4.1.
Operator systemu przesyłowego opracowuje bilanse techniczne mocy
w cyklach odpowiadających tworzeniu planów koordynacyjnych PKR, PKM,
WPKD, PKD, BPKD oraz BTHD. W tym celu opracowuje prognozy
krajowego zapotrzebowania na moc oraz pozyskuje niezbędne dane dotyczące
jednostek wytwórczych oraz wymiany międzynarodowej.
IV.C.4.2.
Operator systemu przesyłowego opracowuje prognozy zapotrzebowania mocy
w KSE obejmujące:
a) prognozy roczne na potrzeby planów koordynacyjnych PKR, zawierające
średnie miesięczne wielkości krajowego zapotrzebowania na moc
w dobowych szczytach zapotrzebowania na moc z dni roboczych dla
poszczególnych miesięcy – do dnia 1 listopada bieżącego roku dla trzech
kolejnych lat,
b) prognozy miesięczne na potrzeby planów koordynacyjnych PKM,
zawierające wielkości krajowego zapotrzebowania na moc w dobowych
szczytach zapotrzebowania na moc poszczególnych dni – dla marca do
dnia 23 lutego, a dla pozostałych miesięcy do dnia 25 miesiąca
poprzedzającego, na kolejny miesiąc,
c) prognozy dobowe na potrzeby planów koordynacyjnych BTHD, WPKD
i PKD zawierające średniogodzinowe wielkości zapotrzebowania na moc
dla poszczególnych godzin doby - do godziny 10:00 każdego dnia, dla
kolejnych 9 dób,
d) prognozy dla potrzeb aktualizacji BPKD – na bieżąco.
IV.C.4.3.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych oraz odbiorcy końcowi przyłączeni do
sieci przesyłowej opracowują dla swojego obszaru działania prognozy roczne,
na kolejne 3 lata, zapotrzebowania na moc i przekazują je do OSP do
1 października roku poprzedzającego za pośrednictwem właściwego podmiotu
wymienionego w pkt I.A.4.
IV.C.4.4.
W związku z prowadzonym przez OSP planowaniem bilansów technicznych
mocy wytwórcy posiadający JWCD oraz OSD przekazują OSP niezbędne do
planowania dane techniczne, odpowiednio w terminach:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 154 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) dla potrzeb planowania rocznego - do 1 października
poprzedzającego dla 3 kolejnych lat kalendarzowych,
b) dla potrzeb planowania
poprzedzającego,
miesięcznego - do
20
dnia
roku
miesiąca
c) dla potrzeb planowania dobowego - do godz.10:00 poprzedzającego dnia
na kolejnych 9 dób,
d) dla potrzeb aktualizacji BPKD – na bieżąco.
IV.C.4.5.
Wytwórcy posiadający JWCD i JWCK przekazują OSP w ramach planowania
rocznego za pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego
w pkt I.A.4.:
a) proponowany harmonogram postojów planowych JWCD, a w przypadku
JWCD przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV harmonogram
uzgodniony z właściwym OSD,
b) proponowany harmonogram postojów planowych JWCK, a w przypadku
JWCK przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV harmonogram
uzgodniony z właściwym OSD,
c) planowane wartości średniomiesięczne mocy osiągalnych i mocy
dyspozycyjnych jednostek wytwórczych dla dni roboczych, dla
poszczególnych miesięcy.
IV.C.4.6.
Wytwórcy posiadający JWCD przekazują OSP dla potrzeb planowania
miesięcznego harmonogram postojów planowych poszczególnych JWCD, a w
przypadku JWCD przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV
harmonogram remontów uzgodniony z właściwym OSD.
IV.C.4.7.
Wytwórcy posiadający JWCK przekazują OSP dla potrzeb planowania
miesięcznego za pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego
w pkt I.A.4.:
a) planowane wartości mocy dyspozycyjnych poszczególnych JWCK w
szczycie obciążenia każdej doby planowanego okresu,
b) planowane wartości ubytków mocy na remonty planowe poszczególnych
JWCK w szczycie obciążenia każdej doby planowanego okresu,
a w przypadku JWCK przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV
planowane wartości ubytków uzgodnione z właściwym OSD.
IV.C.4.8.
Wytwórcy posiadający JWCD przekazują OSP, dla potrzeb planowania
dobowego, planowane ubytki mocy poszczególnych JWCD dla każdej
godziny doby zgodnie z zasadami określonymi w IRiESP – Bilansowanie
systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi.
IV.C.4.9.
Wytwórcy posiadający JWCK przyłączone do sieci przesyłowej przekazują
OSP dla potrzeb planowania dobowego, plany mocy dyspozycyjnych oraz
ubytków mocy poszczególnych JWCK dla każdej godziny doby.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 155 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.4.10.
Wytwórcy posiadający JWCK przyłączone do koordynowanej sieci 110 kV
przekazują OSP za pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego
w pkt I.A.4, dla potrzeb planowania dobowego, plany mocy dyspozycyjnych,
ubytków mocy poszczególnych JWCK oraz planowaną generację dla każdej
godziny doby.
IV.C.4.11.
Służby ruchowe wytwórcy DIRE zgłaszają służbom dyspozytorskim
OSP – KDM bieżące ubytki mocy poszczególnych JWCD.
IV.C.4.12.
Służby ruchowe wytwórcy DIRE zgłaszają służbom dyspozytorskim
OSP – KDM bieżące korekty planu generacji poszczególnych JWCK
przyłączonych do sieci przesyłowej dla potrzeb aktualizacji planu
koordynacyjnego BPKD.
IV.C.4.13.
Służby ruchowe wytwórcy DIRE zgłaszają służbom dyspozytorskim
OSP – ODM bieżące korekty planu generacji poszczególnych JWCK
przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV dla potrzeb aktualizacji planu
koordynacyjnego BPKD.
IV.C.4.14.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych przekazują OSP, dla potrzeb
sporządzenia planu koordynacyjnego PKR, za pośrednictwem właściwego
podmiotu, wymienionego w pkt I.A.4, następujące dane:
a) prognozowane wartości średniomiesięczne sumaryczne mocy osiągalnych
i mocy dyspozycyjnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
dystrybucyjnej, innych niż JWCD lub JWCK, w okresach szczytów
dobowych, dla dni roboczych, dla każdego miesiąca planowanego okresu,
z podziałem na: elektrownie wydzielone, małe cieplne, małe wodne,
wiatrowe i przemysłowe,
b) planowane wartości średniomiesięczne mocy wymiany międzysystemowej
nierównoległej realizowanej poprzez sieć 110 kV w okresach szczytów
dobowych, dla dni roboczych, dla każdego miesiąca planowanego okresu
oraz planowane wartości energii elektrycznej wymiany międzysystemowej
nierównoległej realizowanej poprzez sieć 110 kV dla każdego miesiąca
planowanego okresu, wynikające z zawartych umów,
c) sumę prognozowanych średniomiesięcznych mocy generowanych przez
jednostki wytwórcze, inne niż JWCD lub JWCK, dla szczytów obciążenia
dni roboczych planowanego okresu, z podziałem na: elektrownie
wydzielone, małe cieplne, małe wodne, wiatrowe i przemysłowe.
IV.C.4.15.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych przekazują OSP, dla potrzeb
sporządzenia planu koordynacyjnego PKM, za pośrednictwem właściwego
podmiotu, wymienionego w pkt I.A.4:
a) prognozowane wartości sumaryczne mocy dyspozycyjnych jednostek
wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, innych niż JWCD
lub JWCK, w szczycie obciążenia każdej doby planowanego okresu,
z podziałem na: elektrownie wydzielone, małe cieplne, małe wodne,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 156 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wiatrowe i przemysłowe,
b) planowane wartości mocy wymiany międzysystemowej nierównoległej
realizowanej poprzez sieć 110 kV w okresach szczytów dobowych
obciążenia KSE dla każdego dnia planowanego okresu, oraz planowane
wartości energii elektrycznej wymiany międzysystemowej nierównoległej
realizowanej poprzez sieć 110 kV dla każdej doby planowanego okresu,
wynikające z zawartych umów,
c) sumę prognozowanych mocy generowanych przez jednostki wytwórcze
inne niż JWCD lub JWCK w szczycie obciążenia każdej doby
planowanego okresu, z podziałem na: elektrownie wydzielone, małe
cieplne, małe wodne, wiatrowe i przemysłowe.
IV.C.4.16.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych przekazują OSP dla potrzeb
planowania dobowego dla każdej godziny dób od n do n+9, za pośrednictwem
właściwego podmiotu wymienionego w pkt I.A.4, następujące dane:
a) planowane wartości sumaryczne mocy dyspozycyjnych jednostek
wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, innych niż JWCD
lub JWCK, z podziałem na: elektrownie wydzielone, małe cieplne, małe
wodne, wiatrowe i przemysłowe,
b) planowane wartości mocy wymiany międzysystemowej nierównoległej
realizowanej poprzez sieć 110 kV,
c) sumę planowanych mocy generowanych przez jednostki wytwórcze, inne
niż JWCD lub JWCK, z podziałem na: elektrownie wydzielone, małe
cieplne, małe wodne, wiatrowe i przemysłowe.
IV.C.4.17.
Służby dyspozytorskie OSD – ZDR, dla potrzeb aktualizacji planu
koordynacyjnego BPKD przekazują OSP, na każdą godzinę doby, za
pośrednictwem służb dyspozytorskich OSP – ODM bieżące korekty
następujących danych:
a) planowane
wartości
mocy
dyspozycyjnych
maksymalnych
i minimalnych poszczególnych jednostek wytwórczych przyłączonych do
sieci dystrybucyjnej innych niż JWCD lub JWCK, z podziałem na:
elektrownie
wydzielone,
małe
cieplne,
małe
wodne
i przemysłowe,
b) planowane wartości mocy wymiany międzysystemowej nierównoległej
realizowanej poprzez sieć 110 kV,
c) sumę planowanych mocy generowanych przez jednostki wytwórcze, inne
niż JWCD lub JWCK z podziałem na: elektrownie wydzielone, małe
cieplne, małe wodne, wiatrowe i przemysłowe.
IV.C.4.18.
Obliczone, w ramach poszczególnych planów koordynacyjnych, rezerwy
mocy OSP w stosunku do zapotrzebowania do pokrycia przez elektrownie
krajowe powinny wynosić odpowiednio:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 157 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) dla PKR – 18%,
b) dla PKM – 17%,
c) dla BTHD – 14%.
IV.C.4.19.
Operator systemu przesyłowego sporządzając plany koordynacyjne PKD
programuje pracę JWCD w taki sposób, aby zapewnione były następujące
wymagania w zakresie rezerwy mocy OSP dla każdej godziny doby:
a) sumaryczna planowana rezerwa mocy OSP dostępna w czasie nie
dłuższym niż 1 godzina (w przypadku elektrowni interwencyjnych należy
uwzględnić ograniczenia czasowe ich pracy) powinna wynosić nie mniej
niż 9% planowanego zapotrzebowania do pokrycia przez elektrownie
krajowe,
b) planowana rezerwa ujemna, wyznaczana jako nadwyżka całkowitego
zapotrzebowania na moc do pokrycia przez elektrownie krajowe nad mocą
sumy minimów technicznych JWCD planowanych do pracy
i planowanego obciążenia elektrowni nJWCD, powinna wynosić nie mniej
niż 500 MW i być dostępna w czasie nie dłuższym niż 1 godzina.
IV.C.5.
Dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci
zamkniętej
IV.C.5.1.
Operator systemu przesyłowego dysponuje centralnie:
a) jednostkami wytwórczymi przyłączonymi do sieci przesyłowej
z wyłączeniem jednostek wytwórczych, które ze względów
technologicznych, decyzją OSP, zostały zaliczone do JWCK,
b) jednostkami wytwórczymi kondensacyjnymi o mocach osiągalnych
większych od 100 MW przyłączonymi do koordynowanej sieci 110 kV,
z wyłączeniem jednostek wytwórczych, które ze względów
technologicznych, decyzją OSP, zostały zaliczone do JWCK,
c) innymi jednostkami wytwórczymi niż wymienione w pkt b),
przyłączonymi do koordynowanej sieci 110 kV na podstawie umów
zawieranych z właściwym OSD i wytwórcą.
Jednostki wytwórcze określone w pkt a) do c) zwane są JWCD.
IV.C.5.2.
Operator systemu przesyłowego koordynuje pracę jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci zamkniętej o mocy osiągalnej równej 50 MW lub
wyższej a nie wymienionych w pkt IV.C.5.1, zwanych JWCK
IV.C.5.3.
Operator systemu przesyłowego sporządza i udostępnia podmiotom, których
to dotyczy oraz na bieżąco aktualizuje wykaz:
a) jednostek wytwórczych centralnie dysponowanych,
b) jednostek wytwórczych centralnie koordynowanych.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 158 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.5.4.
Dla potrzeb bilansowania technicznego mocy w KSE ustala się poniższą
klasyfikację jednostek wytwórczych innych, niż JWCD i JWCK:
a) elektrownie wydzielone (elektrownie cieplne,
elektrownie wodne, farmy wiatrowe),
b) małe farmy wiatrowe,
c) małe elektrownie cieplne, w tym elektrociepłownie,
d) małe elektrownie wodne,
e) elektrownie przemysłowe.
elektrociepłownie,
Operator systemu przesyłowego sporządza, udostępnia podmiotom, których to
dotyczy i na bieżąco aktualizuje wykaz elektrowni wydzielonych.
IV.C.5.5.
Operator systemu przesyłowego zatwierdza harmonogramy remontów JWCD
i JWCK. Zatwierdzone harmonogramy remontów JWCD i JWCK przesyłane
są do wytwórców oraz, w przypadku JWCD i JWCK przyłączonych do
koordynowanej sieci 110 kV, za pośrednictwem właściwego podmiotu
wymienionego w pkt I.A.4, do OSD w następujących terminach:
a) roczne harmonogramy remontów na potrzeby planów koordynacyjnych
PKR - do 30 października roku poprzedzającego na 3 kolejne lata,
b) każdorazowo przy zmianie harmonogramu remontów w roku bieżącym.
IV.C.5.6.
Przyjmuje się ogólną zasadę, że remonty przyjęte do planu wcześniejszego
mają priorytet w stosunku do remontów zgłoszonych do planów późniejszych.
IV.C.5.7.
Operator systemu przesyłowego wprowadza zmiany do harmonogramów
remontów JWCD, jeśli jest to niezbędne dla zapewnienia bezpiecznej pracy
systemu.
IV.C.5.8.
Operator systemu przesyłowego planuje pracę JWCD na okres doby
operatywnej w ramach opracowywania planów koordynacyjnych PKD
i BPKD zgodnie z zasadami określonymi w IRiESP – Bilansowanie systemu
i zarządzanie ograniczeniami systemowymi.
IV.C.5.9.
W ramach centralnego dysponowania mocą jednostek wytwórczych OSP,
przy wykorzystaniu służb dyspozytorskich OSP – KDM, określa dla
poszczególnych JWCD:
a) czas synchronizacji,
b) czas osiągnięcia minimum technicznego jednostki wytwórczej,
c) planowane obciążenie mocą czynną,
d) czas odstawienia.
IV.C.5.10.
Służby dyspozytorskie OSP – KDM zatwierdzają na wniosek służb
ruchowych wytwórcy DIRE czas synchronizacji i czas odstawienia JWCK
przyłączonych do sieci przesyłowej.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 159 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.5.11.
Operator systemu przesyłowego za pośrednictwem właściwych służb
dyspozytorskich OSP – ODM zatwierdza na wniosek służb ruchowych
wytwórcy DIRE czas synchronizacji i czas odstawienia JWCK przyłączonych
do koordynowanej sieci 110 kV oraz informuje o swojej decyzji służby
dyspozytorskie OSD – ZDR.
IV.C.5.12.
W celu umożliwienia wprowadzenia do ruchu JWCD w wymaganym czasie,
służby dyspozytorskie OSP – KDM polecają służbom ruchowym wytwórcy
DIRE podjęcie działań przygotowawczych z wyprzedzeniem wynikającym
z deklarowanego przez wytwórcę czasu, koniecznego do synchronizacji
i osiągnięcia przyjętych zdolności wytwórczych.
IV.C.5.13.
Bezpośrednio przed synchronizacją jednostki wytwórczej do sieci zamkniętej,
służby ruchowe wytwórcy DIRE są zobowiązane uzyskać zgodę na
synchronizację operatora systemu, który kieruje czynnościami łączeniowymi
w rozdzielni, do której dana jednostka jest przyłączona (właściwe służby
dyspozytorskie: OSP – ODM lub OSD – ZDR). Identyczna procedura
obowiązuje przy odstawieniu jednostki wytwórczej z ruchu.
IV.C.5.14.
Synchronizacja JWCD i JWCK z siecią odbywa się zgodnie z instrukcją
współpracy ruchowej stacji, do której rozdzielni przyłączone są jednostki
wytwórcze.
IV.C.5.15.
Służby dyspozytorskie OSP – KDM przekazują służbom ruchowym wytwórcy
DIRE, dla każdej JWCD, plan obciążenia JWCD oraz polecenia ruchowe
w zakresie:
a) uruchomienia JWCD,
b) odstawienia JWCD,
c) wykorzystania regulacji wtórnej,
d) wykorzystania regulacji pierwotnej,
e) wykorzystania układów ARNE,
f) pracy w zaniżeniu,
g) pracy w przeciążeniu.
IV.C.5.16.
Służby ruchowe wytwórcy DIRE są zobowiązane do realizacji poleceń
otrzymanych od służb dyspozytorskich OSP – KDM i niezwłocznego
przekazywania stwierdzonych ograniczeń w pracy JWCD.
IV.C.5.17.
Sposób i tryb przekazywania planu obciążeń i poleceń ruchowych JWCD
służbom ruchowym wytwórcy DIRE oraz sposób i tryb przekazywania
danych i informacji przez służby ruchowe wytwórcy DIRE do służb
dyspozytorskich OSP – KDM/OSP – ODM określa OSP. Operator systemu
przesyłowego określa również wymagania dotyczące niezbędnego sprzętu,
oprogramowania i systemów transmisji danych.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 160 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.5.18.
W przypadku samoczynnego wyłączenia z ruchu JWCD w wyniku awarii po
stronie wytwórcy służby ruchowe wytwórcy DIRE są zobowiązane do jak
najszybszego poinformowania służb dyspozytorskich OSP – KDM
o przyczynach wyłączenia oraz o przewidywanym czasie gotowości jednostki
wytwórczej do ponownej synchronizacji. W przypadku JWCD przyłączonych
do koordynowanej sieci 110 kV służby ruchowe wytwórcy DIRE są
zobowiązane powiadomić również właściwe służby dyspozytorskie
OSD – ZDR. Na ponowną synchronizację wymagana jest zgoda służb
dyspozytorskich OSP – KDM.
IV.C.5.19.
W przypadku samoczynnego wyłączenia z ruchu JWCD w wyniku awarii
po stronie sieci przesyłowej służby dyspozytorskie OSP – KDM zobowiązane
są do jak najszybszego poinformowania służb ruchowych wytwórcy DIRE
o przewidywanym czasie gotowości sieci do ponownej synchronizacji.
W przypadku JWCD przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV
obowiązek ten spoczywa na odpowiednich służbach dyspozytorskich
OSD – ZDR. Na ponowną synchronizację wymagana jest zgoda służb
dyspozytorskich OSP – KDM.
IV.C.5.20.
Służby dyspozytorskie OSP – KDM wydają służbom ruchowym wytwórcy
DIRE polecenia załączenia, odstawienia lub zmian parametrów nastawczych
regulacji pierwotnej i wtórnej dla poszczególnych jednostek wytwórczych
przewidzianych do pracy w tej regulacji.
IV.C.5.21.
Służby dyspozytorskie OSP – KDM sterują pracą jednostek wytwórczych
biorących udział w regulacji wtórnej realizowanej zdalnie sygnałem
sterującym z centralnego regulatora mocy i częstotliwości w zakresie
i w sposób uzgodniony w dwustronnych umowach.
IV.C.5.22.
Służby dyspozytorskie OSP – KDM mogą polecić pracę jednostek
wytwórczych z przeciążeniem lub z zaniżeniem mocy wytwarzanej jeśli
przewidują to dwustronne umowy lub w przypadku zaistnienia stanów
określonych w IV.C.11.4.
IV.C.5.23.
Służby ruchowe wytwórcy DIRE jednostek wytwórczych biorących udział
w regulacji pierwotnej lub wtórnej realizowanej zdalnym sygnałem
sterującym z centralnego regulatora mocy i częstotliwości zobowiązane są do
niezwłocznego informowania OSP o wszelkich usterkach powodujących
ograniczenie zakresu lub parametrów realizacji tych funkcji.
IV.C.6.
Planowanie pracy sieci zamkniętej
IV.C.6.1.
Operator systemu przesyłowego w zakresie planowania pracy sieci
zamkniętej:
a) opracowuje układy pracy sieci przesyłowej oraz zatwierdza
za pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego w pkt I.A.4
układy pracy koordynowanej sieci 110 kV, spełniające warunki
wymienione w pkt II.A.2.3,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 161 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) opracowuje
plany
wyłączeń
elementów
sieci
przesyłowej
z uwzględnieniem planów remontowych jednostek wytwórczych
przyłączonych do sieci przesyłowej oraz za pośrednictwem właściwego
podmiotu wymienionego w pkt I.A.4 zatwierdza plany wyłączeń
elementów koordynowanej sieci 110 kV,
c) opracowuje programy łączeniowe specjalne urządzeń i elementów sieci
przesyłowej, będących w jego posiadaniu oraz w elementach sieci
przesyłowej, będących własnością podmiotów do niej przyłączonych,
d) zatwierdza za pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego
w pkt I.A.4, programy łączeniowe specjalne w koordynowanej sieci
110 kV, dobiera nastawienia automatyk systemowych w sieci przesyłowej
oraz dostarcza OSD nastawy tych automatyk w koordynowanej sieci
110 kV,
e) planuje poziomy napięć w węzłach sieci przesyłowej oraz wykorzystanie
źródeł mocy biernej przyłączonych do tej sieci,
f) planuje za pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego
w pkt I.A.4 poziomy napięć w węzłach koordynowanej sieci 110 kV
i wykorzystanie źródeł mocy biernej do nich przyłączonych,
z uwzględnieniem propozycji OSD,
g) prowadzi bazę danych sieciowych ewidencjonującą stany pracy sieci
przesyłowej i za pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego
w pkt I.A.4 koordynowanej sieci 110 kV,
h) opracowuje i udostępnia OSD za pośrednictwem właściwego podmiotu
wymienionego w pkt I.A.4 modele układów obliczeniowych sieci
przesyłowej i elementów koordynowanej sieci 110 kV dla
charakterystycznych pór roku i stref doby, niezbędne dla analiz
niezawodności pracy,
i) opracowuje procedury przeciwdziałania powstawaniu stanów awaryjnych
oraz procedury likwidacji stanów awaryjnych w sieci przesyłowej
i za pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego w pkt I.A.4
w koordynowanej sieci 110 kV.
IV.C.6.2.
Operator systemu przesyłowego wykorzystuje dostępne programy
komputerowe do wykonywania analiz sieciowych niezbędnych w procesie
planowania pracy sieci zamkniętej.
IV.C.6.3.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych w zakresie planowania pracy sieci
zamkniętej, za pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego
w pkt I.A.4:
a) zgłaszają propozycje planów
koordynowanej sieci 110 kV,
wyłączeń
dotyczących
elementów
b) przygotowują programy łączeniowe specjalne w koordynowanej sieci
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 162 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
110 kV,
c) dokonują nastawień automatyk systemowych w koordynowanej sieci
110 kV, z uwzględnieniem danych uzyskanych od OSP,
d) opracowują propozycje planów poziomów napięć w węzłach
koordynowanej sieci 110 kV oraz propozycje planów wykorzystania
źródeł mocy biernej do nich przyłączonych,
e) prowadzą bazę danych sieciowych i ewidencjonują stany pracy
koordynowanej sieci 110 kV z terenu swojego działania,
f) dostarczają dane do budowy modeli układów obliczeniowych KSE dla
charakterystycznych pór roku, dni i stref doby.
IV.C.6.4.
Wytwórcy i odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci przesyłowej, każdy dla
swoich urządzeń, instalacji i sieci, w zakresie planowania pracy sieci
zamkniętej:
a) zgłaszają OSP propozycje wyłączeń elementów sieci i instalacji,
b) przygotowują propozycje programów łączeniowych specjalnych,
c) dostarczają dane do bazy danych ewidencjonującej stany pracy sieci,
d) dostarczają dane do budowy modeli układów obliczeniowych KSE dla
charakterystycznych pór roku, dni i stref doby.
IV.C.6.5.
Ustala się następujące rodzaje planów wyłączeń elementów sieci zamkniętej:
a) plan roczny,
b) plan miesięczny,
c) plan tygodniowy,
d) plan dobowy.
IV.C.6.6.
Plan wyłączeń elementów sieci zamkniętej OSP udostępnia podmiotom,
których ten plan dotyczy, w następujących terminach:
a) plan roczny - do dnia 30 listopada roku poprzedzającego, dla kolejnych
trzech lat,
b) plan miesięczny - dla marca do dnia 23 lutego, a dla pozostałych miesięcy
do dnia 25 miesiąca poprzedzającego, na kolejny miesiąc,
c) plan tygodniowy - do czwartku tygodnia poprzedzającego, obejmujący
tydzień od soboty godz. 0:00 do piątku godz. 24:00,
d) plan dobowy - do godziny 14:00 dnia poprzedzającego.
Plan dobowy może obejmować kilka kolejnych dni wolnych od pracy.
W zakresie elementów koordynowanej sieci 110 kV OSP udostępnia plan
wyłączeń za pośrednictwem podmiotów wymienionych w pkt I.A.4.
IV.C.6.7.
W celu umożliwienia terminowego opracowywania i zatwierdzania planów
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 163 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
wyłączeń elementów sieci zamkniętej ustala się następujące terminy
przekazywania zgłoszeń wyłączeń:
a) do planu rocznego - do dnia 1 października roku poprzedzającego,
b) do planu miesięcznego - do dnia 10 miesiąca poprzedzającego,
c) do planu tygodniowego - do wtorku tygodnia poprzedzającego,
d) do planu dobowego (korekta planu tygodniowego) - do godziny 11:00
dnia poprzedzającego.
IV.C.6.8.
Podmiot zgłaszający do OSP propozycję wyłączenia elementu sieci, określa:
a) nazwę rozdzielni i elementu,
b) proponowany termin wyłączenia,
c) operatywną gotowość,
d) typ wyłączenia (trwałe, codzienne),
e) opis wykonywanych prac,
f) inicjatora prac.
IV.C.6.9.
Podmiot zgłaszający do OSP wyłączenia o czasie trwania powyżej 2 tygodni,
przedstawia harmonogram wykonywanych prac. Operator systemu
przesyłowego ma prawo zażądać od podmiotu zgłaszającego wyłączenie
szczegółowego harmonogramu prac również w przypadku wyłączeń
krótszych.
IV.C.6.10.
Harmonogramy wyłączeń, o których mowa w pkt IV.C.6.9 dostarczane są do
OSP na 10 dni przed planowanym wyłączeniem elementów sieci przesyłowej
a w przypadku koordynowanej sieci 110 kV na 7 dni przed planowanym
wyłączeniem za pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego
w pkt I.A.4.
IV.C.6.11.
Przyjmuje się ogólną zasadę, że terminy wyłączeń zatwierdzone w planach
o dłuższym horyzoncie czasowym mają priorytet w stosunku do propozycji
wyłączeń zgłaszanych do planów o krótszym horyzoncie czasowym.
W przypadku wyłączeń realizowanych na podstawie planów tygodniowych
i dobowych, które nie były zatwierdzone w planach rocznych lub
miesięcznych, nie ma zastosowania, obowiązek powiadamiania przez OSP
z pięciodniowym wyprzedzeniem o terminach i czasach planowanych przerw
w dostarczaniu energii elektrycznej, związanych z tymi wyłączeniami,
w miejscach dostarczania energii elektrycznej z sieci przesyłowej.
IV.C.6.12.
Planowanie układów pracy zamkniętej wykonywane jest dla następujących
okresów czasu:
a) planowanie średnioterminowe, obejmujące analizy pracy sieci,
uwzględniające nowe jednostki wytwórcze i nowe obiekty sieciowe oraz
inne przewidywane zmiany warunków pracy sieci, a także identyfikację
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 164 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
ograniczeń sieciowych – realizowane z wyprzedzeniem 3 lat w stosunku
do przewidywanych zmian,
b) planowanie sezonowe (zima, lato), obejmujące dla bieżącego roku analizy
pracy sieci w warunkach ekstremalnych i wybór normalnych układów
pracy dla okresu zimowego i letniego, a także zawierające listę ograniczeń
sieciowych - realizowane odpowiednio do dnia 15 października i do dnia
15 kwietnia,
c) planowanie bieżące, obejmujące analizy pewności pracy sieci dla potrzeb
prowadzenia ruchu w okresie doby operatywnej i wybór układów jej pracy
dla stanów remontowych i na wypadek wystąpienia awarii, a także
obejmujące określenie ograniczeń sieciowych.
IV.C.6.13.
Operator systemu przesyłowego przekazuje za pośrednictwem właściwego
podmiotu wymienionego w pkt I.A.4 informacje dotyczące zatwierdzonych
układów pracy koordynowanej sieci 110 kV OSD w następujących terminach:
a) normalny układ pracy sieci przewidziany na okres jesienno-zimowy wraz
z oceną jego niezawodności i listą ograniczeń sieciowych - do 30
października każdego roku,
b) normalny układ pracy sieci przewidziany na okres letni wraz z oceną jego
niezawodności i listą ograniczeń sieciowych - do 20 kwietnia każdego
roku,
c) bieżące wytyczne prowadzenia ruchu obejmujące opisy układów
remontowanych i awaryjnych oraz sposób postępowania dyspozytorskiego
przeciwdziałającego powstawaniu awarii i listą ograniczeń sieciowych na bieżąco po każdorazowym wprowadzeniu zmian i uzupełnień,
d) wymuszone układy pracy, nie przewidziane w wytycznych wymienionych
w pkt c) - w ramach dobowego planowania wyłączeń.
IV.C.6.14.
Dla automatyk systemowych w sieci zamkniętej ustala się zasadę ciągłej
wyprzedzającej aktualizacji ich nastawień wraz ze zmianą warunków pracy
sieci.
IV.C.6.15.
Programy łączeniowe specjalne opracowuje się w przypadku konieczności
prowadzenia złożonych operacji łączeniowych w związku z wykonywanymi
pracami sieciowymi lub próbami systemowymi.
IV.C.6.16.
Propozycje programów łączeniowych specjalnych w sieci zamkniętej są
przekazywane OSP do zatwierdzenia w następujących terminach:
a) programy łączeniowe specjalne nowych elementów w sieci przesyłowej na
14 dni, a w koordynowanej sieci 110 kV na 10 dni przed planowanym
terminem łączenia,
b) programy łączeniowe specjalne istniejących elementów w sieci
przesyłowej na 10 dni, a w koordynowanej sieci 110 kV na 7 dni przed
planowanym terminem łączenia.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 165 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Powyższe programy przekazywane są OSP za pośrednictwem właściwego
podmiotu wymienionego w pkt I.A.4. Terminy wymienione w pkt a) i b) nie
dotyczą programów łączeniowych specjalnych wymuszonych procesem
likwidacji awarii
IV.C.6.17.
Operator systemu przesyłowego przedstawia uwagi do zgłoszonych zgodnie
z pkt IV.C.6.16 propozycji programów łączeniowych specjalnych
w terminach:
a) w przypadku programów łączeniowych specjalnych w sieci przesyłowej
nie później niż 5 dni przed planowanym terminem realizacji,
b) w przypadku programów łączeniowych specjalnych w koordynowanej
sieci 110 kV nie później niż 3 dni przed planowanym terminem realizacji.
IV.C.6.18.
Operator systemu przesyłowego po otrzymaniu wersji programu
łączeniowego specjalnego, uwzględniającego zgłoszone przez niego uwagi,
najszybciej jak to możliwe przekazuje przedkładającemu go podmiotowi
wstępną zgodę na jego realizację w zgłoszonym terminie. Przekazanie przez
OSP ostatecznej zgody na realizację programu łączeniowego
zainteresowanemu podmiotowi następuje w ramach planowania dobowego,
nie później niż do godziny 14:00 dnia poprzedzającego jego realizację.
IV.C.6.19.
Program łączeniowy specjalny, powinien zawierać:
a) stan wyjściowy łączników przed realizacją programu,
b) szczegółowy opis operacji łączeniowych z zachowaniem kolejności,
c) stany pracy i nastawienia zabezpieczeń i automatyk systemowych
w poszczególnych fazach programu,
d) schematy ułatwiające ocenę stanu pracy sieci w poszczególnych fazach
programu,
e) czas rozpoczęcia i czas przewidywanego zakończenia prób,
f) dane katalogowe nowo zainstalowanej lub wymienianej aparatury.
IV.C.6.20.
Operator systemu przesyłowego planuje układy pracy sieci zamkniętej,
uwzględniając zasady bezpieczeństwa i warunki techniczne decydujące
o niezawodności pracy sieci zgodnie z pkt II.A.2.3.
IV.C.6.21.
Układy pracy sieci zamkniętej planuje się tak, aby zminimalizować
występowanie ograniczeń sieciowych w pracy jednostek wytwórczych.
IV.C.6.22.
W stanach normalnych i awaryjnych, układy pracy rozdzielni w sieci
przesyłowej oraz rozdzielni w koordynowanej sieci 110 kV planuje się
w celu osiągnięcia możliwie najwyższego poziomu niezawodności pracy sieci
z uwzględnieniem następujących kryteriów:
a) symetrycznego rozdziału linii przyłączonych do rozdzielni pomiędzy
poszczególne systemy szyn,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 166 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) minimalizacji przepływów mocy w sprzęgłach,
c) wykorzystania wszystkich układów szyn, jeśli jest to technicznie możliwe.
IV.C.6.23.
Dopuszcza się wyłączenie do rezerwy pojedynczych elementów sieci
zamkniętej (linii elektroenergetycznych, transformatorów), jeśli:
a) jest to ekonomicznie uzasadnione (zmniejszenie strat w sieci),
b) warunki techniczne decydujące o niezawodności sieci utrzymują się
w granicach określonych w pkt II.A.3,
c) zapewniona jest możliwość szybkiego załączenia elementu na polecenie
właściwego operatora systemu.
IV.C.6.24.
W okresie odstawienia jednostek wytwórczych do rezerwy dopuszcza się po
uzgodnieniu z OSP, realizację na liniach blokowych prac eksploatacyjnych,
pod warunkiem, że czas operatywnej gotowości do załączenia linii blokowej
będzie krótszy od czasu uruchamiania jednostki wytwórczej.
IV.C.6.25.
Planowane dane techniczne dotyczące elementów sieci zamkniętej,
wymienione w pkt II.A.1.3 powinny być dostarczane w terminach
określonych przez OSP i wynikających z cykli tworzenia podstawowych
modeli KSE, o których mowa w pkt II.A.3.2. W przypadku nieplanowanych
zmian ww. danych, powinny być one dostarczone do OSP niezwłocznie.
Obowiązek powyższy spoczywa na podmiotach odpowiedzialnych za
eksploatację tych elementów.
IV.C.6.26.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych dla wybranej zgodnie z pkt IV.C.6.27
doby letniej i doby zimowej przeprowadzają rejestrację stanów pracy
koordynowanej sieci 110 kV obejmującą:
a) bilanse techniczne mocy czynnej i biernej węzłów sieci,
b) rozpływy mocy czynnej i biernej.
IV.C.6.27.
Operator systemu przesyłowego dokonuje wyboru dni oraz godzin rejestracji
stanów pracy sieci i zawiadamia o tym OSD z co najmniej dwumiesięcznym
wyprzedzeniem.
IV.C.6.28.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych dostarczają OSP, za pośrednictwem
właściwego podmiotu wymienionego w pkt I.A.4 wyniki rejestracji stanów
pracy koordynowanych sieci 110 kV nie później niż po upływie miesiąca od
dnia przeprowadzenia ewidencji.
IV.C.7.
Identyfikowanie ograniczeń sieciowych w sieci zamkniętej
IV.C.7.1.
Operator systemu
ze względu na
w pkt II.A.2.3.
IV.C.7.2.
Operator systemu przesyłowego identyfikuje ograniczenia sieciowe jako:
przesyłowego identyfikuje ograniczenia sieciowe
spełnienie wymagań niezawodności określonych
a) maksymalne dopuszczalne moce wytwarzane i/lub maksymalną liczbę
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 167 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
jednostek wytwórczych pracujących w danym węźle lub grupie węzłów,
b) minimalne niezbędne moce wytwarzane i/lub minimalną liczbę jednostek
wytwórczych pracujących w danym węźle lub grupie węzłów,
c) planowane ograniczenia przesyłowe na wskazanych przekrojach
sieciowych, w tym ograniczenia wymiany międzysystemowej.
IV.C.7.3.
Identyfikacja ograniczeń sieciowych niezbędna dla sporządzenia planów
ograniczeń sieciowych, o których mowa w pkt IV.C.7.2 jest wykonywana
przez OSP na podstawie analiz sieciowych uwzględniających:
a) plan wyłączeń elementów sieci zamkniętej, opracowany zgodnie
z zasadami zawartymi w pkt IV.C.6,
b) plan remontów JWCD i JWCK,
c) wymagania dotyczące jakości i niezawodności pracy sieci zamkniętej
zawarte w pkt II.A.2.
IV.C.7.4.
Analizy sieciowe dla potrzeb identyfikacji ograniczeń sieciowych w planach
koordynacyjnych są realizowane przez OSP z wykorzystaniem dostępnych
programów analitycznych i na bazie najbardziej aktualnych modeli
matematycznych KSE.
IV.C.7.5.
Ograniczenia sieciowe są identyfikowane w cyklach pokrywających się
z planami koordynacyjnymi oraz udostępniane w ramach planów
koordynacyjnych.
IV.C.8.
Prowadzenie operacji łączeniowych w sieci zamkniętej
IV.C.8.1.
Miejscem prowadzenia operacji łączeniowych w sieci zamkniętej są stacje
elektroenergetyczne
IV.C.8.2.
Operacje łączeniowe obejmują zmiany stanów pracy wszystkich odłączników,
wyłączników, rozłączników i tych uziemników, które znajdują się w polach
liniowych za odłącznikiem liniowym patrząc od strony szyn rozdzielni.
IV.C.8.3.
W sieci zamkniętej operacjami łączeniowymi kierują służby dyspozytorskie
upoważnione przez właściwego operatora systemu, operacje łączeniowe
wykonuje obsługa ruchowa stacji upoważniona przez właściciela. W stacjach
wyposażonych w systemy zdalnego sterowania czynności łączeniowe mogą
być wykonywane zdalnie przez służby dyspozytorskie upoważnione przez
właściwego operatora systemu.
IV.C.8.4.
Kierowanie operacjami łączeniowymi przez służbę dyspozytorską polega na
przekazaniu służbie ruchowej, upoważnionej do wykonywania operacji
łączeniowych, jednoznacznego polecenia dotyczącego zakresu, kolejności
i czasu wykonania tych operacji.
IV.C.8.5.
Operacje łączeniowe na urządzeniach elektroenergetycznych będących
w ruchu lub pozostających w rezerwie mogą być wykonywane wyłącznie na
polecenie lub za zgodą służby dyspozytorskiej upoważnionej przez
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 168 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
właściwego operatora systemu.
IV.C.8.6.
Operacje łączeniowe w rozdzielni są wykonywane przez uprawnioną
i upoważnioną przez właściciela służbę ruchową. Są to dyżurni stacji, dyżurni
pogotowia energetycznego, inne osoby uprawnione do wykonywania operacji
łączeniowych przez właściciela. Obsługa ruchowa stacji wykonuje polecone
operacje łączeniowe zgodnie z opracowaną przez właściciela szczegółową
instrukcją eksploatacji stacji, z uwzględnieniem zakresu kompetencji służb
dyspozytorskich określonych w instrukcji współdziałania służb
dyspozytorskich w prowadzeniu ruchu stacji.
IV.C.8.7.
W rozdzielniach sieci przesyłowej operacjami łączeniowymi kierują służby
dyspozytorskie OSP – KDM/OSP – ODM. W polach linii blokowych
i transformatorów potrzeb ogólnych elektrowni, po bezpośrednim uzyskaniu
zgody służby dyspozytorskiej OSP – ODM, służba ruchowa wytwórcy DIRE
w porozumieniu z obsługą ruchową stacji wykonuje zdalnie operacje
łączeniowe lub poleca ich wykonanie obsłudze ruchowej stacji.
IV.C.8.8.
W rozdzielniach koordynowanej sieci 110 kV operacjami łączeniowymi
kierują służby dyspozytorskie OSD – ZDR. Zakres i czas przeprowadzenia
tych operacji wymaga każdorazowo zgody służby dyspozytorskiej
OSP – ODM. W polach linii blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych
elektrowni, po bezpośrednim uzyskaniu zgody służby dyspozytorskiej
OSD – ZDR, służba ruchowa wytwórcy DIRE w porozumieniu z obsługą
ruchową stacji wykonuje zdalnie operacje łączeniowe lub poleca ich
wykonanie obsłudze ruchowej stacji.
IV.C.8.9.
W polach 110 kV transformatorów NN/110 kV polecenia wykonania
czynności łączeniowych wydają służby dyspozytorskie OSP – ODM
po każdorazowym uzyskaniu zgody służby dyspozytorskiej OSD – ZDR,
o ile instrukcja współpracy ruchowej stacji nie stanowi inaczej.
IV.C.8.10.
Upoważnione służby ruchowe mogą dokonywać operacji łączeniowych
w rozdzielni bez zgody OSP lub OSD jedynie w przypadku zagrożenia życia
ludzkiego lub zagrożenia zniszczeniem urządzeń. O wykonaniu operacji
łączeniowych muszą niezwłocznie powiadomić właściwego operatora
systemu.
Operator systemu przesyłowego wspólnie z właściwym OSD oraz innymi
podmiotami, których urządzenia przyłączone są do rozdzielni stacji
NN/110 kV opracowują instrukcję współpracy służb dyspozytorskich
i ruchowych w prowadzeniu ruchu stacji. Uzgodniona instrukcja współpracy
służb dyspozytorskich i ruchowych podlega zatwierdzeniu przez OSP.
IV.C.8.11.
Za opracowanie i zatwierdzenie instrukcji określających kompetencje służb
dyspozytorskich i ruchowym w prowadzeniu ruchu stacji o górnym napięciu
110 kV, do której przyłączone są urządzenia innych podmiotów odpowiada
OSD.
IV.C.8.12.
Układy pracy sieci zamkniętej powstałe w wyniku prowadzonych operacji
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 169 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
łączeniowych powinny spełniać warunki techniczne decydujące
o niezawodności, wymienione w pkt II.A.2.3 Dopuszcza się krótkotrwałe
odstępstwa od warunków technicznych decydujących o niezawodności dla
układów przejściowych rozdzielni powstających w trakcie wykonywania
sekwencji operacji łączeniowych.
IV.C.8.13.
Polecenie wykonania operacji łączeniowych powodujących podanie napięcia
na urządzenie wytwórcy, innego operatora, odbiorcy końcowego lub
powodujących załączenie elementu systemu pod obciążenie wymaga
wcześniejszego uzgodnienia z upoważnioną służbą dyspozytorską podmiotu,
którego to dotyczy.
IV.C.8.14.
Przed wydaniem zgody na załączenie pod napięcie lub obciążenie urządzenia
sieciowego do sieci przesyłowej OSP powinien uzyskać oświadczenie od
właściwego podmiotu o gotowości do podania napięcia lub załączenia pod
obciążenie. W przypadku nowych lub modernizowanych elementów
oświadczenie takie musi mieć postać pisemną
IV.C.9.
Działania regulacyjne w sieci zamkniętej
IV.C.9.1.
Działania regulacyjne w sieci zamkniętej obejmują:
a) regulację mocy i częstotliwości,
b) regulację napięć.
IV.C.9.2.
Krajowy system elektroenergetyczny pracuje synchronicznie z systemami
przesyłowymi operatorów zrzeszonych w UCTE i obowiązują w nim,
w zakresie regulacji mocy i częstotliwości wymagania dotyczące regulacji
pierwotnej, wtórnej oraz dokładności dotrzymywania salda uzgodnionej
wymiany międzysystemowej określone w UCTE Operation Handbook.
Za wypełnienie wymagań w zakresie regulacji częstotliwości
i utrzymywania mocy wymiany międzysystemowej odpowiada OSP.
IV.C.9.3.
Prowadząc regulację mocy i częstotliwości OSP wykorzystuje:
a) rezerwę regulacji pierwotnej,
b) rezerwę regulacji wtórnej.
IV.C.9.4.
Operator systemu przesyłowego zapewnia realizację wymagań technicznych
UCTE dotyczących regulacji poprzez:
a) zapewnienie dostępu do wymaganego zakresu rezerw regulacji pierwotnej
i regulacji wtórnej,
b) zapewnienie parametrów regulacji pierwotnej i regulacji wtórnej,
c) utrzymanie centralnego regulatora mocy i częstotliwości.
IV.C.9.5.
Minimalna wielkość wymaganej rezerwy regulacji pierwotnej wyznaczana
jest corocznie w ramach UCTE dla wszystkich systemów członkowskich,
zgodnie z zasadami określonymi w UCTE Operation Handbook.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 170 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.9.6.
Rozpoczęcie działania regulacji pierwotnej powinno nastąpić kilka sekund od
momentu wystąpienia zakłócenia, przy czym do 50 % pasma mocy
regulacyjnej musi być uaktywnione w czasie nie dłuższym niż 15 s,
a od 50 do 100 % pasma mocy musi być uaktywnione w narastającym liniowo
maksymalnym czasie do 30 s.
IV.C.9.7.
Minimalna wielkość wymaganej rezerwy regulacji wtórnej wynika z zasad
określonych w UCTE Operation Handbook i uwzględnia aktualne możliwości
odtworzenia tej rezerwy poprzez polecenie zmiany obciążenia bazowego
jednostek wytwórczych przez OSP.
IV.C.9.8.
Czas aktywizacji pełnego zakresu regulacji wtórnej nie może być dłuższy niż
15 minut.
IV.C.9.9.
Operator systemu przesyłowego ustala typ, rodzaj i zakres wyposażenia
koniecznego do prowadzenia automatycznej regulacji częstotliwości i mocy
wymiany, w tym w szczególności:
a) rodzaj i parametry centralnego regulatora częstotliwości i mocy wymiany
oraz algorytm jego działania,
b) rodzaj i parametry wykorzystywanych środków łączności,
c) strukturę, algorytm
w obiektach,
działania
i
nastawienia
układów
automatyki
d) środki służące do kontroli dyscypliny regulacyjnej.
IV.C.9.10.
Operator systemu przesyłowego zapewnia aparaturę centralną, środki
łączności do aparatury obiektowej oraz algorytmy i oprogramowanie
konieczne do automatycznej regulacji częstotliwości i mocy wymiany.
IV.C.9.11.
Regulator centralny częstotliwości i mocy wymiany działa w oparciu
o pomiary częstotliwości oraz mocy czynnej w uzgodnionych punktach
pomiarowych na liniach międzysystemowych. Pomiary są pozyskiwane
w cyklu 1 – 2 s.
IV.C.9.12.
Regulator centralny minimalizuje wielkość uchybu regulacji wyznaczaną
z zależności:
E = ΔP + k⋅Δf
gdzie:
IV.C.9.13.
ΔP
– różnica zadanej i rzeczywistej mocy wymiany międzysystemowej
na regulowanym przekroju,
K
– mocowy równoważnik częstotliwości równy ilorazowi nadmiaru
lub deficytu mocy w regulowanym obszarze do różnicy
częstotliwości Δf wywołanej tą zmianą mocy.
Δf
– różnica zadanej i rzeczywistej częstotliwości w KSE.
Wypracowane przez regulator centralny sygnały regulacyjne są przekazywane
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 171 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
do jednostek wytwórczych uczestniczących w regulacji wtórnej.
IV.C.9.14.
Regulator centralny ARCM jako narzędzie centralnego systemu
automatycznej regulacji częstotliwości i mocy jest wykorzystywany do
aktywacji pasma regulacji wtórnej współpracujących z nim jednostek
wytwórczych. W stanach awaryjnych pracy systemu oraz w przypadku awarii
systemów teleinformatycznych OSP może być także wykorzystywany do
zadawania obciążeń bazowych tych jednostek wytwórczych.
W ramach centralnego systemu automatycznej regulacji częstotliwości
i mocy regulacja wtórna jest realizowana przez jednostki wytwórcze
elektrowni cieplnych odpowiadające na zmianę sygnału Y1 oraz jednostki
wytwórcze elektrowni wodnych odpowiadające na zmianę sygnału Y1s.
Zadawanie obciążenia bazowego może być realizowane przez jednostki
wytwórcze elektrowni cieplnych, odpowiadające na zmianę sygnału Y0
O wprowadzeniu funkcji zadawania obciążenia bazowego z wykorzystaniem
sygnału Y0 decyduje OSP.
IV.C.9.15.
Specyfika sygnałów regulacyjnych zadawanych przez regulator centralny
ARCM.:
a) sygnał Y1 jest sygnałem cyfrowym, szybkozmiennym o zakresie zmian
(–31...0...+31). Częstość zmian sygnału Y1 zależy od wartości
wyliczonego uchybu regulacji systemu oraz od wartości sygnału Y1s.
Ograniczenie najczęstszej zmiany tego sygnału wynosi 1 stopień na 10 s,
b) sygnał Y1i jest interwencyjną zmianą sygnału Y1 przez służby
dyspozytorskie OSP – KDM. Zmiana sygnału polega na skokowej zmianie
sygnału
o
wartość
zadaną
przez
służby
dyspozytorskie
OSP – KDM z przedziału od 2 do 40 stopni i jest przez niego
wykorzystywana w przypadkach natychmiastowej potrzeby zmiany
sumarycznej mocy generowanej w KSE, w czasie nie przekraczającym
1 minuty,
c) sygnał Y1s jest sygnałem cyfrowym, szybkozmiennym o zakresie zmian
(–31...0...+31). Częstość i wielkość zmian tego sygnału zależy
od wielkości i szybkości zmian wyliczonego uchybu regulacji KSE.
Ograniczenie najczęstszej zmiany tego sygnału wynosi 1 stopień na
7 s,
d) sygnał Y0 jest sygnałem cyfrowym, wolnozmiennym o zakresie zmian
(0...+31). Częstość zmian sygnału Y0 zależy od wartości wyliczonego
uchybu regulacji KSE oraz od wartości sygnału Y1.
IV.C.9.16.
Częstotliwość zadana dla regulatora centralnego wynosi 50,00 Hz.
W przypadku, gdy różnica czasu astronomicznego i synchronicznego
przekroczy zadaną wartość, następuje korekta czasu synchronicznego zgodnie
z zasadami obowiązującymi w UCTE.
IV.C.9.17.
Wytwórcy, których jednostki wytwórcze są technicznie przystosowane do
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 172 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
pracy w regulacji pierwotnej są zobowiązani, na polecenie OSP, do udziału
w regulacji pierwotnej, przy czym:
a) dla jednostek wytwórczych nie posiadających możliwości nastawiania
strefy martwej, aktywacja regulacji pierwotnej odbywa się poprzez
załączenie, na polecenie OSP, toru regulacyjnego korekty mocy od
częstotliwości,
b) dla jednostek wytwórczych posiadających możliwości nastawiania strefy
martwej, aktywacja regulacji pierwotnej odbywa się poprzez ustawienie
odpowiedniej strefy martwej na poziomie ustalonym przez OSP, przy stale
załączonym torze regulacyjnym korekty mocy od częstotliwości,
c) wytwórcy zobowiązani są do utrzymywanie nastawień parametrów
regulacji pierwotnej zgodnie z poleceniem OSP,
d) wytwórcy zobowiązani są do informowanie o każdej zmianie parametrów
pracy regulacji pierwotnej.
IV.C.9.18.
Wytwórcy, których jednostki wytwórcze przewidziane są do udziału
w regulacji wtórnej zapewniają:
a) załączanie i odstawianie układu regulacji wtórnej wyłącznie na polecenie
OSP,
b) utrzymywanie uzgodnionego z OSP zakresu regulacji wtórnej,
c) informowanie o każdej zmianie parametrów pracy układów regulacji
wtórnej.
IV.C.9.19.
Operator systemu przesyłowego we współpracy z podmiotami wymienionymi
w pkt IV.C.9.23 prowadzi regulację napięć i rozpływu mocy biernej w sieci
zamkniętej dla:
a) utrzymywania napięć w węzłach sieci w granicach dopuszczalnych dla
urządzeń sieciowych, określonych w pkt II.A.3,
b) zapewnienia warunków stabilnej pracy KSE,
c) dotrzymania porozumień międzyoperatorskich w zakresie wymiany
międzysystemowej mocy biernej na liniach wymiany międzysystemowej,
d) realizacji przesyłu energii elektrycznej siecią przy możliwie najniższych
stratach mocy i energii,
e) utrzymania napięć w rozdzielniach 110 kV na poziomie proponowanym
przez właściwych OSD, jeśli nie jest to sprzeczne z obowiązującymi
warunkami technicznymi, decydującymi o niezawodności pracy sieci,
przedstawionymi w pkt II.A.3.
IV.C.9.20.
Regulacja napięć i rozpływu mocy biernej obejmuje następujące działania
przygotowawcze:
a) określenie poziomów napięć i tworzenie planów wykorzystania źródeł
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 173 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
mocy biernej oraz innych elementów regulacji w sieci zamkniętej,
a następnie jego operatywną realizację przez służby ruchowe,
b) opracowanie zasad postępowania w awaryjnych stanach napięciowych,
c) prowadzenie baz danych o urządzeniach pierwotnych i układach regulacji
wykorzystywanych do regulacji napięć i mocy biernej,
oraz operatywne, odpowiednio do potrzeb poprawnej pracy systemu
elektroenergetycznego:
d) zadawania napięć w węzłach sieci,
e) zadawania obciążenia mocą bierną jednostek wytwórczych (JWCD,
JWCK),
f) wydawania poleceń w zakresie wymaganego trybu pracy automatyk
regulacji napięć i mocy biernej, indywidualnie dla poszczególnych
węzłów sieci,
g) wydawania poleceń w zakresie załączania i wyłączania statycznych źródeł
mocy biernej (dławiki i kondensatory) zainstalowanych w KSE.
IV.C.9.21.
Urządzeniami pierwotnymi wykorzystywanymi do regulacji napięć i mocy
biernej w sieci zamkniętej są:
a) jednostki wytwórcze,
b) kompensatory synchroniczne,
c) kompensatory statyczne,
d) dławiki równoległe,
e) baterie kondensatorów,
f) transformatory z możliwością regulacji zaczepów pod obciążeniem.
IV.C.9.22.
W regulacji napięć i rozpływu mocy biernej w sieci zamkniętej
wykorzystywane są następujące nadrzędne układy automatycznej regulacji:
a) układy automatycznej regulacji napięć w oparciu o jednostki wytwórcze,
b) układy automatycznej regulacji napięć w oparciu o transformatory.
IV.C.9.23.
Podmiotami współpracującymi z OSP przy regulacji napięć i mocy biernej
w sieci zamkniętej są:
a) wytwórcy zobowiązani, zgodnie z pkt II.B.3.3.1.1, do posiadania układów
regulacji napięcia przystosowanych do współpracy z układami ARNE,
b) inni krajowi wytwórcy,
c) operatorzy systemów dystrybucyjnych,
d) odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci zamkniętej.
IV.C.9.24.
Operator systemu przesyłowego prowadzi regulację napięć i mocy biernej,
zgodnie z pkt IV.C.9.19 w sieci zamkniętej, wykorzystując urządzenia do
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 174 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
regulacji napięć wymienione w pkt IV.C.9.21 i IV.C.9.22. W tym celu służby
dyspozytorskie OSP – ODM wydają stosowne polecenia służbom
dyspozytorskim i ruchowym podmiotów wymienionych w pkt IV.C.9.23.
IV.C.9.25.
Podmioty wymienione w pkt IV.C.9.23 są zobowiązane do uzgadniania
z OSP na okres nie krótszy niż jeden rok technicznych możliwości
i warunków wykorzystywania urządzeń do regulacji napięć i mocy biernej.
Przedmiotem uzgodnień są w szczególności:
a) zakresy dopuszczalnej pracy jednostek wytwórczych,
b) typ i nastawienia parametrów układów wzbudzenia jednostek
wytwórczych, w tym parametrów stabilizatorów systemowych,
c) sposób wykorzystania układów ARNE,
d) zakresy regulacji przekładni transformatorów,
e) sposób wykorzystania układów ARST,
f) parametry techniczne i lokalizacja kompensatorów synchronicznych
i statycznych oraz dławików i baterii kondensatorów.
IV.C.9.26.
Podmioty wymienione w pkt IV.C.9.23 informują niezwłocznie OSP
o zmianach parametrów urządzeń do regulacji napięcia i mocy biernej
wymienionych w pkt IV.C.9.21 i IV.C.9.22.
IV.C.10.
Wprowadzanie przerw i ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej
IV.C.10.1.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej stanowią jeden
z komponentów umożliwiających OSP zapewnienie bezpieczeństwa
funkcjonowania KSE.
IV.C.10.2.
Przyjmuje się dwa tryby wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze
energii elektrycznej:
a) tryb normalny określony w pkt IV.C.10.4,
b) tryb awaryjny określony w pkt IV.C.10.17 do IV.C.10.26.
IV.C.10.3.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się
według trybu normalnego po wyczerpaniu przez OSP i OSD wszystkich
możliwych środków służących zaspokojeniu potrzeb odbiorców na energię
elektryczną oraz przy dołożeniu należytej staranności w zakresie zapewnienia
maksymalnych dostaw z dostępnych źródeł.
IV.C.10.4.
Rada Ministrów, zgodnie z postanowieniem ustawy Prawo energetyczne (tryb
normalny), wprowadza w drodze rozporządzenia na wniosek ministra
właściwego do spraw gospodarki ograniczenia w dostarczaniu i poborze
energii elektrycznej na czas określony, na terenie kraju lub jego części,
w przypadku możliwości wystąpienia:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 175 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej
polegającego na długookresowym braku równowagi na rynku
paliwowo-energetycznym,
b) zagrożenia bezpieczeństwa osób,
c) zagrożenia wystąpienia znacznych strat materialnych.
IV.C.10.5.
Wniosek, o którym mowa w pkt IV.C.10.4, sporządza minister właściwy dla
spraw gospodarki z własnej inicjatywy lub na podstawie zgłoszenia OSP.
IV.C.10.6.
Zgłoszenie, o którym mowa w pkt IV.C.10.5 powinno być przekazane przez
OSP do ministra właściwego do spraw gospodarki w terminach
umożliwiających zapobieżenie zagrożeniom wymienionym w pkt IV.C.10.4.
IV.C.10.7.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadzane
w trybie normalnym mogą dotyczyć odbiorców o mocy umownej wyższej niż
300 kW.
IV.C.10.8.
Operator systemu przesyłowego we współpracy z OSD opracowuje plany
wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na
wypadek wystąpienia okoliczności powołanych w pkt IV.C.10.4.
Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej nie mogą
powodować zagrożenia bezpieczeństwa osób oraz uszkodzenia lub
zniszczenia obiektów technologicznych a także zakłóceń w funkcjonowaniu
obiektów przeznaczonych do wykonywania zadań w zakresie bezpieczeństwa
lub obronności państwa, opieki zdrowotnej, telekomunikacji oraz edukacji.
IV.C.10.9.
Przyporządkowane odbiorcom, wymienionym w pkt IV.C.10.7, wielkości
dopuszczalnego poboru energii elektrycznej w poszczególnych stopniach
zasilania powinno być określone w umowach zawartych z tymi odbiorcami.
IV.C.10.10.
Plany, o których mowa w pkt IV.C.10.8 obowiązują dla okresu
od 1 września danego roku do 31 sierpnia roku następnego i wymagają:
a) uzgodnienia z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki w przypadku
planów opracowanym przez OSP,
b) uzgodnienia z OSP w przypadku planów opracowanych przez OSD,
c) corocznej aktualizacji w terminie do dnia 31 sierpnia.
IV.C.10.11.
Operator systemu przesyłowego opracowuje procedury wprowadzania
w trybie normalnym ograniczeń poboru energii elektrycznej przez odbiorców
przyłączonych do sieci przesyłowej określające:
a) sposób powiadamiania odbiorców,
b) właściwe służby dyspozytorskie uprawnione do przekazywania poleceń.
IV.C.10.12.
Operator systemu przesyłowego powiadamia odbiorców przyłączonych do
sieci przesyłowej o planach i procedurach wprowadzania ograniczeń poboru
energii elektrycznej w trybie normalnym.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 176 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.10.13.
Operator systemu przesyłowego przekazuje odbiorcom przyłączonym do sieci
przesyłowej komunikaty o wprowadzeniu ograniczeń poboru energii
elektrycznej w trybie normalnym, zgodnie z zasadami określonymi w akcie
wykonawczym do ustawy Prawo energetyczne.
IV.C.10.14.
Odbiorcy objęci planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej realizują polecenia dyspozytorskie dotyczące ograniczeń.
IV.C.10.15.
Postanowienia zawarte w pkt IV.C.10.11 do IV.C.10.14 stosuje się do OSD
i odbiorców podlegających ograniczeniom w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej przyłączonych do sieci dystrybucyjnej.
IV.C.10.16.
Odbiorcy objęci planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej rejestrują w czasie trwania ograniczeń:
a) polecone stopnie zasilania,
b) wielkości poboru mocy w poszczególnych stopniach zasilania.
Wyłączenia odbiorców energii elektrycznej w trybie awaryjnym dopuszcza się
w przypadkach:
a) zagrożenia życia i mienia ludzi,
b) możliwości wystąpienia lub wystąpienia awarii w systemie,
c) możliwości wystąpienia lub wystąpienia awarii sieciowej,
d) możliwości wystąpienia stanu zagrożenia KSE,
e) możliwości zniszczenia urządzeń istotnych dla bezpiecznej pracy KSE.
IV.C.10.17.
IV.C.10.18.
Wyłączenia odbiorców według trybu, o którym mowa w pkt IV.C.10.2. b)
realizuje się na polecenie OSP jako wyłączenia awaryjne lub katastrofalne
oraz samoczynnie jako wyłączenia realizowane za pomocą automatyki SCO
i SNO. Wyłączenia awaryjne i katastrofalne mogą być wprowadzone na
polecenie OSD w przypadku zaistnienia sytuacji określonych
w pkt IV.C.10.17. a) i c). W takim przypadku OSD jest zobowiązany
powiadomić o tym służby dyspozytorskie OSP – ODM. Załączenia odbiorców
wyłączonych w trybie awaryjnym wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu
i poborze energii elektrycznej powinny być dokonywane w porozumieniu
z OSP.
IV.C.10.19.
Wyłączenia awaryjne odbiorców powinny być zrealizowane w czasie do
1 godziny od wydania polecenia poprzez wyłączenia linii i stacji średnich
napięć. Przyjmuje się dziewięciostopniową skalę wyłączeń awaryjnych od A1
do A9. Stopnie A1-A9 powinny zapewniać równomierny spadek poboru
mocy. Wyłączenie awaryjne w stopniu A9 powinno zapewnić zmniejszenie
poboru mocy o 15 %.
IV.C.10.20.
Wyłączenia katastrofalne odbiorców powinny być zrealizowane w czasie do
30 minut, poprzez wyłączenia linii o napięciu znamionowym 110 kV
i transformatorów 110 kV/SN. Przyjmuje się trójstopniową skalę wyłączeń
katastrofalnych od SK1 do SK3. Stopnie SK1-SK3 powinny zapewniać
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 177 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
równomierny spadek poboru mocy. Wyłączenie katastrofalne w stopniu SK3
powinno zapewnić zmniejszenie poboru mocy o 15 %.
IV.C.10.20.A. Sumarycznie wprowadzenie ograniczeń w trybie awaryjnym w stopniach A9 i
SK3 powinno zapewnić zmniejszenie poboru mocy o 30 %, niezależnie od
ograniczeń wprowadzonych w trybie normalnym.
IV.C.10.21.
Operator systemu przesyłowego w porozumieniu z OSD ustala corocznie dla
każdego miesiąca, oddzielnie dla strefy rannej i wieczornej, wartości
obniżenia poboru w systemie dystrybucyjnym w poszczególnych stopniach
wyłączeń awaryjnych i katastrofalnych.
IV.C.10.22.
Operator systemu przesyłowego określa zmiany wartości mocy wyłączanych
przez automatykę SCO z podziałem pomiędzy poszczególnych OSD,
w terminie do 31 marca każdego roku. Wartości mocy są wyliczane dla
poszczególnych stopni SCO w odniesieniu do szczytowego obciążenia KSE.
Poszczególne stopnie SCO są ustalane dla zakresu częstotliwości między
wartością górną 49 Hz i dolną 47,5 Hz. Urządzenia i instalacje odbiorców
przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym 6 kV lub wyższym powinny
mieć zainstalowaną automatykę SCO. Operatorzy systemów dystrybucyjnych
powinni zapewnić możliwość wyłączania przez automatykę SCO mocy
w wysokości co najmniej 50 % zapotrzebowania szczytowego
IV.C.10.23.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych realizują wymagania z pkt IV.C.10.22
do 30 września każdego roku, zgodnie z zasadą możliwie równomiernego
rozkładu mocy w sieci.
IV.C.10.24.
Operator systemu przesyłowego w stosunku do odbiorców przyłączonych
bezpośrednio do sieci przesyłowej oraz OSD w stosunku do odbiorców
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym 6 kV lub
wyższym opracowują plany wyłączeń poprzez automatykę SCO. Odbiorcy,
przekazują do właściwego operatora systemu informacje o zainstalowanej
automatyce SCO i nastawach. Operator systemu dystrybucyjnego przekazuje
do OSP informacje o zainstalowanej automatyce SCO i nastawach dla
podległego mu obszaru sieci.
IV.C.10.25.
Operator systemu przesyłowego w odniesieniu do odbiorców przyłączonych
bezpośrednio do sieci przesyłowej oraz OSD w odniesieniu do odbiorców
przyłączonych do sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym wyższym niż
6 kV mogą dokonać kontroli stanu realizacji wymagań dotyczących
automatyki SCO, a w przypadku zadziałania automatyki SCO, ustalenia
przyczyny i zakresu.
IV.C.10.26.
Operator systemu przesyłowego prowadzi postępowanie wyjaśniające
i sporządza protokół ustalający przyczyny wprowadzenia w trybie awaryjnym
ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej oraz czas ich
trwania.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 178 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.11.
Monitorowanie pracy systemu oraz zapobieganie i usuwanie awarii
sieciowych i awarii w systemie.
IV.C.11.1.
Służby dyspozytorskie operatorów systemu oraz służby ruchowe wytwórców
i odbiorców końcowych przyłączonych do sieci zamkniętej, zgodnie
z zakresem zadań określonym w pkt IV.C.2, w sposób ciągły monitorują pracę
KSE wykorzystując systemy SCADA. Zakres zbieranych w sposób ciągły
danych i sygnalizacji z sieci zamkniętej jest opisany w pkt IV.C.12.
IV.C.11.2.
Służby dyspozytorskie w ramach swoich działań wykorzystują, opisane
w IRiESP, dostępne środki techniczne i organizacyjne służące zaspokojeniu
potrzeb odbiorców w energię elektryczną, oraz dokładają należytej staranności
w celu dotrzymania wymaganej jakości i niezawodności pracy sieci
zamkniętej określonych w pkt II.A.2.
IV.C.11.3.
Operatorzy systemu są zobowiązani do zapewnienia ciągłej pracy
i niezbędnej niezawodności systemów SCADA.
IV.C.11.4.
Podstawowymi
stanami
pracy
systemu
wymagającymi
interwencyjnych służb dyspozytorskich i służb ruchowych są:
działań
a) awaria w systemie,
b) awaria sieciowa,
c) stan zagrożenia KSE.
Przyczyną wystąpienia ww. stanów może być między innymi siła wyższa.
IV.C.11.5.
W przypadku wystąpienia stanów, o których mowa w pkt IV.C.11.4, OSP
we współpracy z podmiotami wymienionymi w pkt IV.C.11.6 podejmuje
niezbędne działania. Działania te powinny być nastawione na przywrócenie
normalnego stanu pracy sieci.
IV.C.11.6.
Podmiotami współpracującymi z OSP w podejmowaniu działań niezbędnych
z punktu widzenia przywrócenia wymaganego stanu jakości i niezawodności
pracy sieci zamkniętej są:
a) operatorzy systemów dystrybucyjnych,
b) wytwórcy posiadający JWCD i JWCK,
c) inni wytwórcy, jeżeli ich udział jest niezbędny do sprawnej likwidacji
stanów wymienionych w pkt IV.C.11.4,
d) odbiorcy końcowi jeżeli ich udział jest niezbędny do sprawnej likwidacji
stanów wymienionych w pkt IV.C.11.4.
IV.C.11.7.
Dla umożliwienia wytwórcy ochrony jego urządzeń i umożliwienia udziału
w procesie odbudowy KSE dopuszcza się odłączenie jednostek wytwórczych
od sieci zamkniętej, o ile umowa wytwórcy z OSP nie przewiduje inaczej,
w szczególności gdy następuje:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 179 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) obniżenie częstotliwości w KSE poniżej 47,5 Hz, ze zwłoką czasową
uzgodnioną z OSP,
b) spadek napięcia po górnej stronie transformatora blokowego poniżej 80 %
napięcia znamionowego, ze zwłoką czasową uzgodnioną z OSP,
c) utrata stabilności współpracy z KSE.
IV.C.11.8.
Wytwórcy, których jednostki wytwórcze przyłączone są do sieci zamkniętej,
dla każdej, będącej w jego posiadaniu, elektrowni lub elektrociepłowni,
zobowiązani są do opracowania i przedstawienia OSP planu działań
w warunkach utraty połączenia z KSE lub całkowitego zaniku napięcia
w KSE oraz do przystosowania swoich urządzeń i napędów pomocniczych do
utrzymania w pracy przynajmniej jednej jednostki wytwórczej w warunkach
całkowitej utraty połączenia z KSE lub całkowitego zaniku napięcia w KSE,
zgodnie z opracowanym planem.
IV.C.11.9.
Operator systemu przesyłowego opracowuje i na bieżąco aktualizuje
generalny plan obrony i odbudowy KSE, z uwzględnieniem następujących
założeń:
a) przynajmniej jeden z wariantów planu odbudowy zakłada brak możliwości
podania napięcia i mocy rozruchowej z sąsiednich systemów
elektroenergetycznych,
b) przy odbudowie KSE należy przyznać priorytet zasilaniu wytwórców,
c) plany odbudowy powinny zapewniać jak najkrótszy czas odbudowy KSE.
IV.C.11.10.
Generalny plan obrony i odbudowy KSE obejmuje m.in. następujące
elementy:
a) schemat samoczynnych działań w przypadku spadku częstotliwości
w KSE,
b) schemat samoczynnych działań w przypadku wzrostu częstotliwości
w KSE,
c) plan wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej podlegający uzgodnieniu z Prezesem Urzędu Regulacji
Energetyki,
d) plan wprowadzania ograniczeń w trybie awaryjnym zgodnie z zasadami
opisanymi w pkt od IV.C.10.17 do IV.C.10.26,
e) instrukcję postępowania dyspozytorskiego w czasie awarii katastrofalnych
i odbudowy KSE, w tym szczegółowe procedury dyspozytorskie
odbudowy KSE takie jak instrukcje uruchomienia odstawionych z pracy
jednostek wytwórczych przy wykorzystaniu jednostek wytwórczych
gotowych do samostartu, plany pracy wyspowej jednostek wytwórczych
wymienionych w pkt IV.C.11.6 b) i c) opracowane we współpracy
z wytwórcą oraz właściwym OSD,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 180 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
f) obszarowe plany obrony i odbudowy.
IV.C.11.11.
Szczegółowe
procedury
dyspozytorskie,
w pkt IV.C.11.10 e) obejmują m.in.:
o
których
mowa
a) podział kompetencji poszczególnych szczebli służb dyspozytorskich,
b) awaryjne układy pracy sieci
przedstawionymi w pkt IV.C.6,
opracowane
zgodnie
z
zasadami
c) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach
odbudowy KSE,
d) dane techniczne niezbędne do realizacji odbudowy KSE,
e) tryb i sposób wymiany informacji i poleceń dyspozytorskich, w tym także
z zastosowaniem procedur specjalnych.
Procedury te podlegają uzgodnieniu z właściwymi OSD, wytwórcami
i odbiorcami końcowymi.
IV.C.11.12.
Operatorzy systemów dystrybucyjnych w uzgodnieniu z OSP opracowują i na
bieżąco aktualizują procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania
swoich fragmentów KSE obejmujących sieci dystrybucyjne i przyłączone do
nich podmioty, zawierające m.in.:
a) podział kompetencji poszczególnych szczebli służb dyspozytorskich,
b) awaryjne układy pracy sieci
przedstawionymi w pkt IV.C.6,
opracowane
zgodnie
z
zasadami
c) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach
odbudowy KSE,
d) dane techniczne niezbędne do realizacji odbudowy KSE,
e) tryb i sposób wymiany informacji i poleceń dyspozytorskich, w tym także
z zastosowaniem procedur specjalnych.
IV.C.11.13.
Odbiorcy wymienieni w pkt IV.C.11.6 d) opracowują niezbędne procedury
postępowania
na
wypadek
wystąpienia
stanów
wymienionych
w pkt IV.C.11.4. Procedury postępowania powinny być uzgodnione
z właściwymi operatorami systemu.
IV.C.11.14.
Operator systemu przesyłowego, we współpracy z OSD przeprowadza
likwidację stanów wymienionych w pkt IV.C.11.4. W trakcie likwidacji
stanów, o których mowa w pkt IV.C.11.4., OSP i OSD stosują, jeżeli to
możliwe i celowe, opracowane elementy generalnego planu obrony i
odbudowy, o których mowa w pkt IV.C.11.10. c) do f).
Operator systemu przesyłowego udostępnia OSD, w zakresie właściwym dla
obszaru ich działania, generalny plan obrony i odbudowy KSE, za
pośrednictwem właściwego podmiotu wymienionego w pkt I.A.4.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 181 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.11.15.
W przypadku wystąpienia stanów pracy systemu określonych
w pkt IV.C.11.4, podział kompetencji służb dyspozytorskich opisany
w pkt IV.C.2 pozostaje bez zmian, chyba, że wymienione w pkt IV.C.11.12
i IV.C.11.13 procedury dyspozytorskie stanowią inaczej.
IV.C.11.16.
Jeżeli stan określony w pkt IV.C.11.4 lub też przewidziana procedura
likwidacji tych stanów stanowią zagrożenie dla użytkowników systemu nie
objętych procedurą likwidacji, OSP lub OSD powiadamiają tych
użytkowników systemu i udzielają niezbędnych informacji o zagrożeniu
i sposobach przeciwdziałania rozszerzaniu się stanów pracy KSE, o których
mowa w pkt IV.C.11.4.
IV.C.11.17.
W procesie likwidacji stanów określonych w pkt IV.C.11.4 dopuszcza się
wprowadzenie przez OSP ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii
elektrycznej w trybie awaryjnym, zgodnie z procedurą określoną
w pkt IV.C.11.13.
IV.C.11.18.
Podmioty wymienione w pkt IV.C.11.6 organizują i utrzymują system
łączności dyspozytorskiej niezbędny do likwidacji stanów określonych
w pkt IV.C.11.4. System łączności dyspozytorskiej powinien pozwalać na
rejestrację prowadzonej wymiany informacji.
IV.C.11.19.
Podmioty wymienione w pkt IV.C.11.6 powinny prowadzić systematyczne
szkolenie personelu w zakresie realizacji zadań wynikających z realizacji
procedur określonych w pkt IV.C.11.12 do IV.C.11.14.
IV.C.11.20.
Podmioty wymienione w pkt IV.C.11.6 zobowiązane są do zainstalowania
urządzeń odbiorczych i nadawczych systemu łączności dyspozytorskiej,
niezbędnego do likwidacji stanów wymienionych w pkt IV.C.11.4.
IV.C.11.21.
W przypadku wystąpienia awarii w systemie lub awarii sieciowej
powoływana jest komisja, która ustala przebieg awarii i przyczyny jej
powstania, a także proponuje działania zapobiegające powstaniu podobnej
awarii w przyszłości. W pracach komisji biorą udział przedstawiciele
podmiotów, o których mowa w pkt IV.C.11.6, i których dotyczy awaria.
IV.C.11.22.
W przypadku wystąpienia awarii w systemie lub awarii sieciowej w sieci
przesyłowej, komisję o której mowa w pkt IV.C.11.22 powołuje OSP.
Natomiast w przypadku awarii sieciowej w koordynowanej sieci 110 kV
komisję powołuje właściwy OSD w uzgodnieniu z OSP.
IV.C.11.23.
Operator systemu przesyłowego ma prawo uczestniczenia w pracach komisji
powoływanych przez OSD lub podmioty przyłączone do sieci zamkniętej.
IV.C.12.
Zdalne pozyskiwanie danych pomiarowych
IV.C.12.1.
Wymagania dotyczące zdalnego pozyskiwania danych pomiarowych
IV.C.12.1.1.
Operator systemu przesyłowego zapewnia pozyskiwanie w trybie on-line
danych, wymienionych w pkt IV.C.12.2.1 i IV.C.12.2.2, niezbędnych do
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 182 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.12.1.2.
monitorowania pracy rozdzielni i pól 750, 400, 220 i 110 kV będących
w jego posiadaniu.
Operator systemu dystrybucyjnego zapewnia pozyskiwanie w trybie on-line
danych, wymienionych w pkt IV.C.12.2.1 i IV.C.12.2.2, niezbędnych do
monitorowania pracy rozdzielni 110 kV będących w jego posiadaniu.
Ustala się okres przejściowy do dnia 31 grudnia 2008 r. na dostosowanie
infrastruktury do pozyskiwania wymaganego zakresu danych w trybie on-line.
IV.C.12.1.3.
Wytwórca zapewnia pozyskiwanie w trybie on-line danych, wymienionych
w pkt IV.C.12.3.1 i IV.C.12.3.2, niezbędnych do monitorowania pracy JWCD
i JWCK oraz rozdzielni 400, 220 i 110 kV będących w jego posiadaniu.
IV.C.12.1.4.
Odbiorca końcowy przyłączony do sieci zamkniętej zapewnia pozyskiwanie
w trybie on-line danych, wymienionych w pkt IV.C.12.2.1 i IV.C.12.2.2,
niezbędnych do monitorowania rozdzielni 400, 220 i 110 kV będących
w jego posiadaniu.
IV.C.12.1.5.
Operator systemu przesyłowego zapewnia urządzenia transmisyjne
umożliwiające transmisję w trybie on-line danych wymienionych
w pkt IV.C.12.2 do systemów SCADA w centrach dyspozytorskich
OSP.
IV.C.12.1.6.
Operator systemu dystrybucyjnego zapewnia urządzenia transmisyjne
umożliwiające transmisję w trybie on-line danych wymienionych
w pkt IV.C.12.2 do systemów SCADA w centrach dyspozytorskich OSD
i umożliwi ich transmisję do systemów SCADA w centrach dyspozytorskich
OSP.
IV.C.12.1.7.
Wytwórca zapewnia urządzenia transmisyjne i kanały komunikacyjne,
umożliwiające transmisję w trybie on-line danych wymienionych
w pkt IV.C.12.3 do systemów SCADA we właściwych centrach
dyspozytorskich OSP lub OSD wg standardów określonych przez
odpowiedniego operatora.
IV.C.12.1.8.
Odbiorca, wymieniony w pkt IV.C.12.1.4, zapewnia urządzenia transmisyjne
i kanały komunikacyjne umożliwiające transmisję w trybie on-line danych
wymienionych w pkt IV.C.12.2 do systemów SCADA w centrach
dyspozytorskich OSP i OSD według standardów określonych przez
właściwego operatora.
IV.C.12.1.9.
Operator systemu przesyłowego wyposaża systemy SCADA, w swoich
centrach dyspozytorskich w urządzenia transmisyjne umożliwiające wymianę
danych, wymienionych w pkt IV.C.12.2 do IV.C.12.3, z systemami SCADA
OSD.
IV.C.12.1.10. Operator systemu dystrybucyjnego wyposaży systemy SCADA w swoich
centrach dyspozytorskich, w urządzenia transmisyjne umożliwiające wymianę
w trybie on-line danych, wymienionych w pkt IV.C.12.2 do IV.C.12.3,
z systemami SCADA OSP, z wykorzystaniem protokołów o których mowa
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 183 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
w pkt. II.B.3.10.2.2
IV.C.12.1.11. Operator systemu przesyłowego i OSD, każdy dla swoich potrzeb, zapewnia
kanały komunikacyjne o parametrach wystarczających dla realizacji funkcji
wymienionych w pkt IV.C.12.1.5, IV.C.12.1.6, IV.C.12.1.9 i IV.C.12.1.10.
IV.C.12.2.
Wykaz danych pomiarowych z sieci zamkniętej
IV.C.12.2.1.
Pomiary z sieci zamkniętej obejmują:
a) pomiary mocy czynnych i biernych, prądów oraz napięć ze wszystkich pól
rozdzielni 750, 400, 220 i 110 kV, w tym w szczególności z pól: linii
elektroenergetycznych 750, 400, 220 i 110 kV, transformatorów
750/400 kV, 400/220 kV, 400/110 kV i 220/110 kV, transformatorów
NN/SN i 110/SN, w tym transformatorów potrzeb ogólnych wytwórców,
jednostek wytwórczych, sprzęgieł (tylko moc czynna i bierna), urządzeń
do kompensacji mocy biernej (tylko moc bierna);
b) pomiary częstotliwości ze wszystkich sekcji systemów szyn rozdzielni
750, 400 i 220 kV;
c) pomiary napięć ze wszystkich sekcji systemów szyn rozdzielni 750, 400,
220 i 110 kV
d) pomiary mocy biernych na zaciskach urządzeń do kompensacji mocy
biernej przyłączonych do uzwojenia SN transformatorów o górnym
napięciu 400 lub 220 kV,
e) położenia przełączników zaczepów transformatorów 750/400 kV,
400/220 kV, 400/110 kV, 220/110 kV i 220/SN;
f) położenia przełączników fazy transformatorów 400/220 kV;
g) położenia przełączników zaczepów transformatorów sprzęgających
NN/110, NN/SN i 110/SN farm wiatrowych, wyprowadzających moc
bezpośrednio do rozdzielni 400, 220 i 110 kV.
IV.C.12.2.2.
Sygnalizacje stanów pracy urządzeń w rozdzielniach sieci zamkniętej
obejmują:
a) sygnalizacje stanu wyłączników i odłączników ze wszystkich pól
rozdzielni 750, 400, 220 i 110 kV, w tym w szczególności z pól
wymienionych w pkt IV.C.12.2.1 a);
b) sygnalizacje stanu uziemników z pól linii wymiany międzysystemowej
w rozdzielniach 750, 400, 220 i 110 kV;
c) sygnalizacje stanu łączników urządzeń do kompensacji mocy biernej
przyłączonych do uzwojenia SN transformatorów o górnym napięciu 400
lub 220 kV.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 184 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
IV.C.12.3.
Wykaz danych pomiarowych pobieranych z elektrowni oraz farm
wiatrowych
IV.C.12.3.1.
Pomiary z elektrowni oraz farm wiatrowych obejmują:
a) pomiary mocy czynnej i biernej na zaciskach generatorowych (brutto), dla
każdej JWCD i JWCK przyłączonej do sieci o napięciu znamionowym
400, 220 i 110 kV,
b) pomiary mocy czynnej i biernej potrzeb własnych, dla każdej JWCD
i JWCK przyłączonej do sieci o napięciu znamionowym 400, 220
i 110 kV,
c) pomiary mocy czynnej i biernej, na zaciskach generatorowych (brutto)
oraz za transformatorem blokowym (netto), dla każdej jednostki
wytwórczej wchodzącej w skład elektrowni wydzielonej,
d) pomiary sumarycznej wartości mocy czynnej i biernej brutto dla każdej
elektrowni, w których pracują jednostki wytwórcze nie będące ani JWCD,
ani JWCK,
e) pomiary mocy czynnej i biernej farmy wiatrowej po dolnej stronie jej
transformatora (-ów) sprzęgłowych NN/110, NN/SN lub 110/SN, dla
każdej farmy wiatrowej przyłączonej do sieci o napięciu znamionowym
400, 220 i 110 kV,
f) pomiary napięć na zaciskach generatorowych dla każdej JWCD i JWCK
przyłączonej do sieci o napięciu znamionowym 400, 220 i 110 kV,
g) pomiary napięć na zaciskach generatorowych dla każdej jednostki
wytwórczej wchodzącej w skład elektrowni wydzielonej,
h) pomiary napięć po dolnej stronie transformatorów sprzęgających farm
wiatrowych NN/110, NN/SN lub 110/SN,
i) położenia przełączników zaczepów transformatorów blokowych NN/SN
dla każdej JWCD i JWCK wyprowadzającej moc do rozdzielni 400, 220
lub 110 kV,
j) położenia przełącznika zaczepów transformatorów NN/SN i 110/SN,
do których podłączone są jednostki wytwórcze elektrowni wydzielonych,
k) określenie średniej prędkości wiatru dla każdej wyodrębnionej
terytorialnie części farmy wiatrowej przyłączonej do sieci o napięciu
znamionowym 400, 220 lub 110 kV,
l) pomiar poziomu wody zbiorników górnego i dolnego elektrowni
szczytowo-pompowych i poziomu wody zbiornika górnego pozostałych
elektrowni wodnych posiadających JWCD lub JWCK.
IV.C.12.3.2.
Sygnalizacje stanów pracy urządzeń w rozdzielniach elektrowni oraz farm
wiatrowych:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 185 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) sygnalizacje stanu wyłączników i odłączników po stronie napięcia
generatorowego, dla każdej JWCD i JWCK przyłączonej do sieci
o napięciu znamionowym 400, 220 i 110 kV,
b) sygnalizacje stanu wyłączników i odłączników po stronie napięcia SN, dla
każdej jednostki wytwórczej elektrowni wydzielonych,
c) sygnalizacje stanu wyłączników i odłączników po stronie średniego
napięcia farm wiatrowych,
d) sygnalizacje stanu pracy jednostek elektrowni szczytowo-pompowych.
IV.C.12.4.
Wymagania dotyczące jakości danych
IV.C.12.4.1.
Źródłem pomiarów mocy, prądów i napięć, o których mowa
w pkt IV.C.12.2.1 i IV.C.12.3.1, będą rdzenie pomiarowe przekładników
prądowych i napięciowych. Dokładność rdzeni nie może być gorsza niż
wymagana dla klasy 0,5. Zalecana klasa dokładności rdzeni pomiarowych
w ciągach wytwarzania JWCD i JWCK - 0,2. Wymagana dokładność rdzeni
pomiarowych wykorzystywanych dla potrzeb ARCM – 0,2.
IV.C.12.4.2.
Maksymalny uchyb wnoszony do toru pomiarowego przez obwody wtórne
przekładnika nie może przekraczać wielkości dopuszczalnych dla uchybu
zastosowanego przekładnika.
IV.C.12.4.3.
Aparatura przetwarzająca dane uzyskane z przekładników musi mieć klasę
dokładności nie gorszą niż klasa 0,2.
IV.C.12.4.4.
Aparatura zastosowana do pozyskania, przetwarzania i transmisji danych musi
zapewnić odnawianie danych pomiarowych w systemach SCADA OSP
w odstępach czasu nie dłuższych niż 2 s.
IV.C.12.4.5.
Aparatura zastosowana do pozyskania, przetwarzania i transmisji danych musi
zapewnić odnawianie danych pomiarowych w systemie ARCM
w odstępach czasu nie dłuższych niż 1 s.
IV.C.12.4.6.
Ustala się okres przejściowy do dnia 31 grudnia 2009 r. na dostosowanie
przekładników pomiarowych oraz aparatury do pozyskiwania, przetwarzania
i
transmisji
danych
pomiarowych
do
wymagań
określonych
w pkt IV.C.12.4.1. do IV.C.12.4.5
IV.C.13.
Systemy wymiany informacji
dla prowadzenia ruchu sieciowego
IV.C.13.1.
Wymiana informacji i sterowanie obiektami elektroenergetycznymi
w ramach prowadzenia ruchu sieciowego w KSE odbywa się za pomocą:
i
sterowania
wykorzystywane
a) systemu operatywnej współpracy z elektrowniami,
b) systemu monitorowania parametrów pracy jednostek
c) systemu SCADA,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 186 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
d) systemu regulatora centralnego ARCM.
IV.C.13.2.
Wymagania techniczne dla systemów SOWE, SCADA i SMPP zostały
szczegółowo określone w pkt II.B.3.9 do II.B.3.11, zaś wymagania techniczne
dla systemu ARCM w pkt II.B.3.3.2.1 i IV.C.9.
IV.C.13.3.
Opis funkcjonalny systemów teleinformatycznych, o których mowa
w pkt IV.C.13.1 a), b) i d) został przedstawiony odpowiednio w pkt VI.B,
VI.C i VI.E.
IV.C.14.
Centralny rejestr jednostek wytwórczych i farm wiatrowych w KSE
IV.C.14.1.
Operator systemu przesyłowego prowadzi Centralny rejestr jednostek
wytwórczych i farm wiatrowych przyłączonych do KSE o mocy osiągalnej
równej 5 MW i wyższej, zwany dalej Centralnym rejestrem jednostek
wytwórczych.
IV.C.14.2.
Zgłoszenie nowych jednostek wytwórczych i farm wiatrowych do
Centralnego rejestru jednostek wytwórczych oraz dokonywanie zmian
w zakresie zarejestrowanych danych jest obowiązkiem wytwórców.
IV.C.14.3.
Wytwórcy posiadający JWCD, JWCK lub farmy wiatrowe o mocy równej
50 MW lub wyższej dokonują zgłoszenia nowych jednostek wytwórczych
oraz zmian w zakresie zarejestrowanych danych bezpośrednio do OSP
z kopią do właściwego obszarowo podmiotu, o którym mowa w pkt I.A.4.
IV.C.14.4.
W przypadku wytwórców posiadających JWCD, JWCK lub farmy wiatrowe o
mocy równej 50 MW lub wyższej, przyłączone do sieci dystrybucyjnej,
obowiązkiem wytwórcy jest informowanie właściwego OSD o zgłoszeniu do
zarejestrowania mocy osiągalnej i zainstalowanej lub o zgłoszeniu zmiany
danych w Centralnym rejestrze jednostek wytwórczych.
IV.C.14.5.
Wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze lub farmy wiatrowe o mocy
poniżej 50 MW dokonują zgłoszeń nowych jednostek wytwórczych oraz
zmian w zakresie zarejestrowanych danych do OSP za pośrednictwem
właściwego OSD. Operator systemu dystrybucyjnego przekazuje kopię
zgłoszenia do właściwego obszarowo podmiotu, o którym mowa w pkt I.A.4.
IV.C.14.6.
Nowe konwencjonalne jednostki wytwórcze przekazywane do eksploatacji
muszą mieć określone: moce znamionowe, osiągalne i minimum techniczne.
Wartość mocy znamionowej, osiągalnej i minimum technicznego jednostki
wytwórczej jest określona przez producenta, przy czym wartość mocy
znamionowej wynika z wielkości mocy określonych na tabliczkach
znamionowych urządzeń wchodzących w skład danej jednostki wytwórczej.
Jednostki wytwórcze farm wiatrowych muszą mieć odkreśloną przez
producenta charakterystykę produkowanej mocy czynnej w funkcji prędkości
wiatru.
IV.C.14.7.
Wielkości podlegające rejestracji przez OSP dla JWCD, w szczególności
obejmują:
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 187 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
a) moc osiągalną [MW],
b) minimum techniczne jednostki wytwórczej [MW],
c) zakres regulacji pierwotnej [±MW],
d) zakres regulacji wtórnej [±MW],
e) wartości dopuszczalnych bieżących punktów pracy dla poszczególnych
znaczników regulacji (BPPmin, n, BPPmax, n) [MW],
f) maksymalną zmianę mocy między poszczególnymi bieżącymi punktami
pracy (BPP) w aktualizowanym planie BPKD [MW],
g) współczynnik dociążania [MW/min],
h) współczynnik odciążania [MW/min],
i) modelowe charakterystyki rozruchowe bloku ze stanu gorącego, ciepłego
i zimnego,
j) inne dane techniczne wymienione w pkt II.A.1.3.5.
IV.C.14.8.
Wielkości podlegające rejestracji przez OSP dla JWCK, w szczególności
obejmują:
a) moc osiągalną [MW],
b) minimum techniczne jednostki wytwórczej [MW],
c) współczynnik brutto-netto [-],
d) inne dane techniczne wymienione w pkt II.A.1.3.5.
IV.C.14.9.
Na okres wstępnej eksploatacji nowych JWCD i JWCK do czasu
przeprowadzenia testów odbiorowych określonych w pkt IV.C.14.10
i IV.C.14.11, rejestracji mocy osiągalnej i minimum technicznego jednostki
wytwórczej dokonuje wytwórca na podstawie dokumentacji technicznoprojektowej obiektu i umów, z zachowaniem trybu określonego
w pkt IV.C.14.14. W takim przypadku po synchronizacji jednostki
wytwórczej wytwórca zobligowany jest do przeprowadzenia testów
odbiorowych określonych w pkt IV.C.14.10 i IV.C.14.11, potwierdzających
wprowadzone do Centralnego rejestru jednostek wytwórczych na okres
czasowy wielkości techniczno-projektowe.
IV.C.14.10.
Test odbiorowy mocy osiągalnej obejmuje:
a) dla elektrowni cieplnej – nie krótszą niż 15 godzinną pracę bloku, na
paliwie podstawowym,
b) dla elektrowni wodnej przepływowej – nie mniej niż 5 godzinną pracę
hydrozespołu,
c) dla elektrowni wodnej szczytowo-pompowej – pracę hydrozespołu przez
okres uzgodniony z OSP, zależny od pojemności zbiornika głównego,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 188 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
jednak nie mniej niż 5 godzin,
z mocą deklarowaną przez wytwórcę jako osiągalna, przy znamionowych
warunkach pracy. Próbę uznaje się za pozytywną jeśli jednostka wytwórcza
utrzyma w sposób ciągły, moc bloku na poziomie nie niższym niż
deklarowana przy zachowaniu możliwości - przy nowej mocy osiągalnej generacji mocy biernej przy znamionowym współczynniku mocy cosϕ
generatora, oraz pozostałych parametrów w granicach bezpiecznej pracy
urządzeń. Operator systemu przesyłowego zastrzega sobie prawo do
uczestnictwa w przeprowadzanych próbach odbiorowych JWCK i JWCD.
IV.C.14.11.
Test odbiorowy minimum technicznego jednostek wytwórczych obejmuje:
a) dla elektrowni cieplnej - 4 próby 8-godzinnej pracy bloku, podczas której
jednostka wytwórcza elektrowni cieplnej pracuje w sposób trwały przy
zachowaniu
zdolności
do
pracy
w
regulacji
pierwotnej
i wtórnej, jeżeli dana jednostka ma obowiązek świadczenia usług rezerwy
sekundowej lub minutowej,
b) dla elektrowni wodnej przepływowej oraz szczytowo-pompowej – pracę
hydrozespołu przez okres uzgodniony z OSP, zależny od warunków
hydrologicznych,
z mocą nie wyższą od mocy deklarowanej przez wytwórcę jako minimum
techniczne jednostki wytwórczej, przy znamionowych warunkach pracy.
Próbę uznaje się za pozytywną jeśli jednostka wytwórcza utrzyma podczas
każdej z prób w sposób ciągły, moc bloku na poziomie nie wyższym niż
deklarowana, przy zachowaniu pozostałych parametrów w granicach
bezpiecznej pracy urządzeń. Operator systemu przesyłowego zastrzega sobie
prawo do uczestnictwa w przeprowadzanych próbach odbiorowych JWCK i
JWCD.
IV.C.14.12.
Testy odbiorowe mocy osiągalnej i minimum technicznego konwencjonalnej
jednostki wytwórczej, przeprowadza wytwórca przy współudziale niezależnej
firmy eksperckiej, w przyuzgodnionej z OSP.
IV.C.14.13.
Rejestracja zmienionej mocy osiągalnej lub minimum technicznego JWCD
lub JWCK w Centralnym rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się
zgodnie z następującą procedurą:
a) wytwórca informuje pisemnie OSP oraz właściwy obszarowo podmiot
wymieniony w pkt I.A.4 o planach przeprowadzenia testu odbiorowego
mocy osiągalnej lub minimum technicznego dla JWCK i JWCD
z 7-dniowym wyprzedzeniem. Niniejszy wniosek powinien zawierać opis
przeprowadzonej modernizacji, która uzasadnia zmianę mocy osiągalnej
lub minimum technicznego jednostki wytwórczej,
b) po pomyślnym zakończeniu testu odbiorowego określonego
w pkt IV.C.14.10 oraz IV.C.14.11, wytwórca sporządza protokół
z przeprowadzonych pomiarów oraz występuje z pisemnym wnioskiem do
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 189 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
OSP z kopią wystąpienia do właściwego obszarowo podmiotu
wymienionego w pkt I.A.4 o wprowadzenie zmian do stosownych umów
i dokonanie aktualizacji w Centralnym rejestrze jednostek wytwórczych,
z zastrzeżeniem pkt IV.C.14.16,
c) po uzyskaniu protokołu oraz wystąpieniu wytwórcy o zmianę mocy
osiągalnej lub minimum technicznego jednostki wytwórczej OSP
wprowadza stosowne zmiany w Centralnym rejestrze jednostek
wytwórczych,
d) data obowiązywania nowej mocy wynika z terminu wejścia w życie
aneksów do stosownych umów przesyłowych.
IV.C.14.14.
Rejestracja nowej mocy osiągalnej lub minimum technicznego JWCD, JWCK
lub farmy wiatrowej o mocy równej 50 MW lub wyższej,
w Centralnym rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się zgodnie
z następującą procedurą:
a) wytwórca występuje pisemnie z wnioskiem do OSP z kopią wystąpienia
do właściwego obszarowo podmiotu wymienionego w pkt I.A.4
o rejestrację nowej jednostki wytwórczej lub farmy wiatrowej na okres
wstępnej eksploatacji po zakończeniu inwestycji. Wniosek powinien
zawierać datę planowanej synchronizacji oraz parametry mocowe nowej
jednostki wytwórczej lub farmy wiatrowej, z zachowaniem postanowień
pkt IV.C.14.9,
b) po uzyskaniu wniosku wytwórcy OSP wprowadza stosowne zmiany
w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych,
c) data obowiązywania nowej mocy wynika z terminu wejścia w życie
aneksów do stosownych umów przesyłowych. OSP informuje pisemnie
wytwórcę o dacie przyjęcia nowych mocy do eksploatacji,
d) po zakończeniu okresu wstępnej eksploatacji JWCD lub JWCK,
po zakończeniu inwestycji, wytwórca przeprowadza testy odbiorowe
określone w pkt IV.C.14.10 i IV.C.14.11,
e) wytwórca dokonuje przekazania jednostki wytwórczej z inwestycji do
eksploatacji przez rejestrację jednostki wytwórczej w Centralnym rejestrze
jednostek wytwórczych z mocą projektową lub zmienioną zgodnie
z procedurą jak dla rejestracji zmienionej mocy osiągalnej pkt IV.C.14.13.
Dla farm wiatrowych nie wymaga się przeprowadzania odbiorowych testów
mocy, a w centralnym rejestrze odnotowuje się moc znamionową farmy
i moc osiągalną, zakładając początkowo, że jest ona równa mocy
znamionowej. Wyniki testów o których mowa w pkt II.B.3.3.3.10
przekazywane są operatorowi systemu z ewentualnym wnioskiem o korektę
mocy osiągalnej farmy.
IV.C.14.15.
Przyjęcie do eksploatacji nowych lub zmodernizowanych obiektowych
układów regulacji w Centralnym rejestrze jednostek wytwórczych oraz
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 190 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
parametrów technicznych jednostek wytwórczych odbywa się zgodnie
z następującą procedurą:
a) wytwórca informuje pisemnie OSP oraz właściwy kompetencyjnie
podmiot wymieniony w pkt I.A.4 o zamiarach przeprowadzenia testów
obiektowych układów regulacji z 14-dniowym wyprzedzeniem. Niniejszy
wniosek powinien zawierać opis przeprowadzonej modernizacji, która
uzasadnia zmiany parametrów obiektowych układów regulacji,
b) po
pomyślnym
zakończeniu
wytwórca
sporządza
protokół
z przeprowadzonych pomiarów oraz występuje z pisemnym wnioskiem do
OSP z kopią wystąpienia do właściwego obszarowo podmiotu
wymienionego w pkt I.A.4 o wprowadzenie zmian w Centralnym rejestrze
jednostek wytwórczych,
c) po uzyskaniu protokołu z przeprowadzonych testów oraz wniosku
elektrowni, o którym mowa w pkt b) OSP wprowadza stosowne zmiany w
Centralnym rejestrze jednostek wytwórczych,
d) operator systemu przesyłowego informuje pisemnie wytwórcę o dacie
przyjęcia nowych parametrów obiektowych układów regulacji do
eksploatacji.
IV.C.14.16.
Po podwyższeniu mocy osiągalnej lub obniżeniu minimum technicznego
JWCD wytwórca zobowiązany jest do dostosowania zakresu regulacyjnego
bloku (regulacji pierwotnej i wtórnej) do wielkości wynikającej z nowych
wartości mocy, w terminie do 1-go miesiąca od przeprowadzenia testów
odbiorczych mocy osiągalnej lub minimum technicznego jednostki
wytwórczej. Po uzyskaniu pozytywnego wyniku testów odbiorczych układów
regulacji zmiany wynikające z podwyższenia mocy osiągalnej lub obniżeniu
minimum technicznego bloku będą wprowadzone w drodze aneksu do umowy
przesyłowej oraz umowy o świadczenie regulacyjnych usług systemowych.
IV.C.14.17.
Wytwórca ma prawo wglądu do danych zawartych w Centralnym rejestrze
jednostek wytwórczych, w zakresie dotyczącym jego własnych jednostek
wytwórczych.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 191 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
ROZDZIAŁ V. WYMIANA INFORMACJI POMIĘDZY
OPERATOREM SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
A UŻYTKOWNIKAMI SYSTEMU
I ODBIORCAMI
V.A.
Formy wymiany informacji
V.A.1.
Wymiana informacji pomiędzy OSP a użytkownikami systemu i odbiorcami
może się odbywać:
a) poprzez systemy teleinformatyczne,
b) telefonicznie,
c) drogą elektroniczną,
d) faksem,
e) listownie,
f) poprzez publikację na stronie internetowej.
Wykorzystanie ww. form dla konkretnych informacji określa OSP.
Do systemów teleinformatycznych służących do zbierania, przekazywania
i wymiany informacji, o których mowa w pkt V.A.1 a), zalicza się:
V.A.2.
a) system wymiany informacji o rynku energii,
b) system operatywnej współpracy z elektrowniami,
c) system monitorowania parametrów pracy jednostek,
d) centralny system pomiarowo – rozliczeniowy.
Architektura oraz funkcje ww. systemów teleinformatycznych zostały
szczegółowo scharakteryzowane w pkt VI.A do VI.D.
Wymagania dotyczące protokołów i standardów wykorzystywanych przez
systemy teleinformatyczne, o których mowa w pkt V.A.2 a), zostały
szczegółowo omówione w:
V.A.3.
a) system WIRE – pkt II.B.3.8.2,
b) system SOWE – pkt II.B.3.9.2,
c) system SMPP – pkt II.B.3.11.2.
W przypadku awarii systemów informatycznych OSP, w zakresie wymiany
informacji, podejmuje następujące działania:
V.A.4.
a) informuje zainteresowane podmioty o awarii w możliwie najkrótszym
czasie,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 192 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
b) informuje o warunkach obowiązujących podczas awarii,
c) informuje o rozwoju sytuacji.
V.A.5.
W przypadku awarii systemowych OSP informuje o formach i procedurach
przekazywania informacji mających bezpośredni lub pośredni wpływ na
prawidłową i bezpieczną pracę KSE.
V.A.6.
Informacje, o których mowa w pkt V.A.5, mogą być przekazane listownie,
drogą elektroniczną, za pomocą faksu lub telefonicznie.
V.A.7.
Wymiana informacji drogą elektroniczną może być realizowana za pomocą
poczty elektronicznej, w postaci krótkich notatek, komunikatów lub plików
tekstowych, a także w postaci bezpośrednio przekazywanych plików
tekstowych lub innych dokumentów elektronicznych.
V.A.8.
Informacje przekazywane w formie, o której mowa w pkt V.A.6 i V.A.7,
powinny być autoryzowane przez osoby upoważnione, które znajdują się
w wykazach osób upoważnionych, tworzonych zgodnie z pkt IV.C.2.15.
V.B.
Zakres informacji publikowanych przez operatora
systemu przesyłowego
Operator systemu przesyłowego publikuje na swojej stronie internetowej
IRiESP.
V.B.1.
Operator systemu przesyłowego zamieszcza na swojej stronie internetowej
i na bieżąco aktualizuje informacje o jego strukturze organizacyjnej.
W szczególności są to:
V.B.2.
a) schemat organizacyjny,
b) zakres zadań realizowanych przez poszczególne jednostki organizacyjne,
c) dane teleadresowe.
V.B.3.
OSP publikuje na swojej stronie internetowej wzory wniosków o określenie
warunków przyłączenia.
V.B.4.
W zakresie dotyczącym pracy KSE OSP publikuje na swojej stronie
internetowej miesięczne i roczne raporty podsumowujące pracę KSE
w poszczególnych miesiącach i latach.
V.B.5.
W zakresie dotyczącym bilansowania KSE OSP na swojej stronie
internetowej publikuje:
a) zagregowane raporty dotyczące planów koordynacyjnych PKR –
corocznie do 31 grudnia danego roku,
b) zagregowane raporty dotyczące planów koordynacyjnych PKM –
comiesięcznie do ostatniego dnia miesiąca poprzedniego,
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 193 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
c) godzinowe ceny i ilości energii na rynku bilansującym z dnia
n – najpóźniej w dniu n+2.
W zakresie wymiany międzysystemowej OSP na swojej stronie internetowej
publikuje:
V.B.6.
a) wzór wniosku o uczestnictwo w wymianie międzysystemowej oraz
formularze dokumentów wymaganych przez OSP,
b) wzór wniosku o nadanie kodu identyfikacyjnego EIC oraz wykaz kodów
EIC nadanych przez polskie Biuro Kodów EIC
c) zasady wyznaczania zdolności przesyłowych na liniach wymiany
międzysystemowej,
d) zasady realizacji przetargów na rezerwację zdolności przesyłowych
wymiany międzysystemowej,
e) wielkości technicznych zdolności przesyłowych (TTC/NTC) wymiany
międzysystemowej,
f) informacje o rezultatach przetargów na zdolności przesyłowe wymiany
międzysystemowej,
g) dane teleadresowe polskiego Biura Kodów EIC.
W ramach świadczenia przez OSP usług przesyłania OSP publikuje na swojej
stronie internetowej:
V.B.7.
a) standardy umów przesyłowych,
b) wzór wniosku o zawarcie umowy przesyłowej.
V.B.8.
Operator systemu przesyłowego publikuje na swojej stronie internetowej plan
rozwoju w wersji uzgodnionej z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki, z
uwzględnieniem postanowień pkt. III.D.6.
V.B.9.
W zakresie systemów teleinformatycznych OSP publikuje na swojej stronie
internetowej:
a) wymagania bezpieczeństwa dla
SOWE/(ODM, EL), WIRE/UR.
systemów
transmisji
danych
b) standardy techniczne systemu WIRE.
c) standardy techniczne systemu SOWE.
V.B.10.
Operator systemu przesyłowego publikuje na swojej stronie internetowej
zasady kodyfikacji jednostek wytwórczych oraz adres, na który należy
kierować wnioski o wydanie świadectwa pochodzenia.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 194 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
V.C.
Ochrona informacji
V.C.1.
W stosunku do informacji otrzymanych od użytkowników systemu
i odbiorców jak również w stosunku do informacji dot. umów zawartych
z tymi podmiotami, OSP jest zobowiązany przestrzegać przepisów o ochronie
informacji niejawnych i innych informacji prawnie chronionych..
V.C.2.
Informacje, o których mowa w pkt V.C.1 mogą być wykorzystywane przez
OSP jedynie w celu realizacji jego obowiązków wynikających z zawartej
z danym użytkownikiem systemu lub odbiorcą umowy jak również w celu
realizacji zadań OSP określonych przepisami ustawy Prawo energetyczne,
przepisami aktów wykonawczych i IRiESP w sposób wyłączający możliwość
spowodowania zagrożenia lub naruszenia interesów użytkownika systemu lub
odbiorcy.
V.C.3.
Obowiązek zachowania w tajemnicy informacji uzyskanych od
poszczególnych użytkowników systemu lub odbiorców trwa także po
zakończeniu okresu obowiązywania zawartej przez OSP z tym
użytkownikiem systemu lub odbiorcą umowy, nie dłużej jednak niż 5 lat od
jej wygaśnięcia lub rozwiązania.
V.C.4.
Postanowienia o poufności zawarte powyżej, nie będą stanowiły przeszkody
dla OSP w ujawnianiu informacji konsultantom i podwykonawcom
działającym w imieniu i na rzecz OSP przy wykonywaniu zadań określonych
przepisami ustawy Prawo energetyczne, przepisami aktów wykonawczych
i IRiESP, z zastrzeżeniem zachowania wymogów określonych w pkt V.C.5
oraz w ujawnianiu informacji, która należy do informacji powszechnie
znanych lub informacji, których ujawnienie jest wymagane na podstawie
obowiązujących przepisów prawa lub, na ujawnienie których użytkownik
systemu lub odbiorca wyrazili zgodę na piśmie. Operator systemu
przesyłowego jest również uprawniony do ujawnienia informacji działając
w celu zastosowania się do postanowień IRiESP, wymagań organu
regulacyjnego, w związku z toczącym się postępowaniem sądowym lub
postępowaniem przed organem regulacyjnym.
V.C.5.
Operator systemu przesyłowego zapewnia, że wszystkie podmioty, które
w jego imieniu i na jego rzecz będą uczestniczyły w realizacji zadań
określonych przepisami ustawy Prawo energetyczne, przepisami aktów
wykonawczych i IRiESP zostaną przez OSP zobowiązane do zachowania
w tajemnicy informacji, o których mowa w pkt V.C.1.
V.C.6.
Obowiązki pracowników OSP w zakresie ochrony informacji otrzymanych od
użytkowników systemu i odbiorców jak i informacji dotyczących umów
zawartych z tymi podmiotami określa opracowany i realizowany przez OSP
Program zgodności.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 195 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
Postanowienia pkt V.C.1 do V.C.5 obowiązują odpowiednio użytkowników
systemu i odbiorców w zakresie ochrony informacji otrzymanych od OSP jak
również w stosunku do informacji dotyczących umów zawartych z OSP.
V.C.7.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 196 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
ROZDZIAŁ VI. SYSTEMY TELEINFORMATYCZNE
WYKORZYSTYWANE PRZEZ OPERATORA
SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
VI.A.
System wymiany informacji o rynku energii
VI.A.1.
Zadania systemu WIRE
VI.A.1.1.
System WIRE jest dedykowany do wymiany informacji pomiędzy OSP
a podmiotami uprawnionymi do wymiany informacji z OSP zgodnie
z IRiESP – Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami
systemowymi, zwanymi dalej operatorami rynku.
VI.A.1.2.
System WIRE jest dedykowany do zbierania, przekazywania i wymiany
informacji na rynku energii w obszarze rynku bilansującego.
VI.A.1.3.
System WIRE służy jako narzędzie i platforma wymiany informacji
handlowej, w postaci standardowych dokumentów elektronicznych.
VI.A.1.4.
Szczegółowy opis i wymagania funkcjonalne systemu WIRE zawierają
standardy techniczne systemu WIRE, które OSP publikuje na swojej stronie
internetowej.
VI.A.2.
Architektura systemu WIRE
VI.A.2.1.
Architektura systemu WIRE obejmuje centralny moduł komunikacyjny
systemu WIRE w wersji dla OSP, moduły zewnętrzne WIRE/UR w wersji dla
operatorów rynku oraz moduł rezerwowy WIRE/RP.
VI.A.2.2.
Wymiana informacji pomiędzy modułem centralnym systemu WIRE oraz
modułami WIRE/UR odbywa się w topologii „gwiazdy”, tzn. komunikacja
możliwa jest tylko pomiędzy serwerem centralnym systemu WIRE
znajdującym się u OSP, a serwerami lokalnymi systemu WIRE
zlokalizowanymi u operatorów rynku.
VI.A.3.
Struktura funkcjonalna i wymagania aplikacyjne WIRE
VI.A.3.1.
Moduł centralny, znajdujący się u OSP, realizuje odbieranie i wysyłanie
dokumentów z/do systemów informatycznych operatorów rynku
z zachowaniem kontroli i zabezpieczeń przesyłanych danych.
VI.A.3.2.
Moduł centralny systemu WIRE zapewnia archiwizację wszystkich
przesyłanych informacji oraz udostępnia archiwum dokumentów
autoryzowanym użytkownikom.
VI.A.3.3.
Moduł rezerwowy WIRE/RP zlokalizowany u OSP umożliwia przekazywanie
zgłoszeń umów sprzedaży, ofert bilansujących oraz grafików wymiany
międzysystemowej, w sytuacjach awarii modułu WIRE/UR lub awarii
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 197 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
dedykowanych łączy komunikacyjnych.
VI.A.3.4.
Moduły lokalne WIRE/UR, zlokalizowane u operatorów rynku, umożliwiają
dostęp do modułu centralnego oraz wymianę danych z zachowaniem
standardów określonych dla systemu WIRE w zakresie struktury
dokumentów, zabezpieczeń i kontroli przesyłanych danych.
VI.A.3.4.A.
Centrum Certyfikacji OSP (CCO) realizuje funkcje związane z zarządzaniem
certyfikatami cyfrowymi wykorzystywanymi w systemie WIRE. Umożliwia
autoryzację certyfikatów menedżerów kolejek WebSphere MQ jednoznacznie
identyfikujących serwery WIRE/UR operatorów rynku.
VI.A.3.5.
Wymagania techniczne dla systemu WIRE są określone w pkt II.B.3.8.
VI.A.4.
Zakres przesyłanych informacji przy wykorzystaniu WIRE
VI.A.4.1.
System WIRE obejmuje wymianę informacji w zakresie: zgłoszeń umów
sprzedaży oraz ofert bilansujących, zgłoszeń grafików wymiany
międzysystemowej, planów koordynacyjnych oraz danych pomiarowych
i pomiarowo-rozliczeniowych energii oraz danych rozliczeniowych.
Szczegółowy zakres informacji handlowych wymienianych za pomocą
systemu WIRE zamieszczono w IRiESP – Bilansowanie systemu
i zarządzanie ograniczeniami systemowymi.
VI.A.5.
Procedury systemu WIRE
VI.A.5.1.
Zakres procedur systemu WIRE
VI.A.5.1.1.
Zarządzanie konfiguracją systemu WIRE odbywa się zgodnie z procedurami
regulującymi procesy przyłączania nowych operatorów rynku, zarządzania
zmianami w standardach oraz zmianami w konfiguracji.
VI.A.5.1.2.
Operator systemu przesyłowego publikuje procedury dotyczące systemu
WIRE na swojej stronie internetowej.
VI.A.5.2.
Procedura przyłączenia i akceptacji systemu informatycznego WIRE/UR
do systemów informatycznych OSP dla WIRE/UR i WIRE
VI.A.5.2.1.
Przyłączenie i akceptacja systemu informatycznego WIRE/UR do systemu
informatycznego OSP następuje po spełnieniu przez podmiot warunków
określonych w procedurze przyłączania i akceptacji określonej przez OSP.
VI.A.5.2.2.
Procedura przyłączenia i akceptacji systemów WIRE ma zastosowanie
w procesie uruchamiania systemów informatycznych WIRE/UR operatorów
rynku. Procedura obejmuje zagadnienia techniczne dotyczące współpracy
systemów bezpieczeństwa i systemów wymiany informacji OSP i operatorów
rynku.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 198 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
VI.A.5.3.
Procedura zarządzania uprawnieniami archiwum WIRE
VI.A.5.3.1.
Autoryzacja użytkowników systemów informatycznych WIRE/UR następuje
po spełnieniu przez podmiot warunków określonych w procedurze
zarządzania uprawnieniami użytkowników archiwum systemu WIRE,
opracowanej przez OSP.
VI.A.5.3.2.
Procedura zarządzania uprawnieniami archiwum systemu WIRE zawiera
kroki jakie powinien wykonać administrator bezpieczeństwa operatora rynku,
w celu uzyskania dostępu do archiwum systemu WIRE dla reprezentantów
operatora rynku, upoważnionych przez operatora rynku do przeglądania
dokumentów przechowywanych w archiwum systemu WIRE.
VI.A.5.3.3.
Archiwum systemu WIRE jest udostępniane wyłącznie upoważnionym do
przeglądania dokumentów reprezentantom operatorów rynku, w zakresie
dokumentów wymienianych pomiędzy OSP i odpowiednim operatorem
rynku.
VI.A.5.4.
Procedura testów systemu rezerwowego
WIRE/RP dla operatorów rynku
VI.A.5.4.1.
Procedura testów systemu rezerwowego przekazywania zgłoszeń WIRE/RP
dla operatorów rynku obejmuje proces testowania rozwiązań systemu
WIRE/RP przez operatorów rynku, niezbędny dla poprawnego użytkowania
modułu przez reprezentantów operatorów rynku.
VI.A.5.4.2.
Moduł rezerwowy systemu WIRE/RP jest udostępniony
autoryzowanym reprezentantom operatorów rynku.
VI.A.5.5.
Procedura testów uzupełniających zakres działania operatorów rynku
VI.A.5.5.1.
Procedura testów uzupełniających zakres działania operatorów rynku zawiera
kroki jakie powinni wykonać OSP oraz operatorzy rynku, celem rozszerzenia
zakresu działania operatorów rynku na rynku bilansującym.
VI.A.5.5.2.
Procedura testów uzupełniających zakres działania operatorów rynku ma
zastosowanie podczas zmiany funkcji operatora rynku z operatora
handlowego na operatora handlowo-technicznego lub rozszerzenia zakresu
funkcji
o
dysponowanie
jednostkami
grafikowymi
wymiany
międzynarodowej uczestnika rynku bilansującego.
VI.A.5.6.
Procedura wprowadzania zmian w standardach technicznych systemu
WIRE
VI.A.5.6.1.
Wprowadzenie zmian w standardach technicznych WIRE wymaga
dostosowania systemów WIRE/UR przez operatorów rynku oraz
zatwierdzenia zaimplementowanych zmian poprzez testy zgodności wymiany
dokumentów.
przekazywania
zgłoszeń
wyłącznie
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 199 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
VI.A.5.6.2.
Procedura wprowadzania zmian w standardach technicznych systemu WIRE
zawiera kroki jakie powinni wykonać OSP oraz operatorzy rynku, celem
wprowadzenia do systemu WIRE zmian określonych w tych standardach.
VI.B.
System operatywnej współpracy z elektrowniami
VI.B.1.
Zadania systemu SOWE
VI.B.1.1.
System SOWE jest dedykowany do wymiany informacji technicznych
pomiędzy służbami dyspozytorskimi OSP, a służbami ruchowymi wytwórców
zarządzających JWCD.
VI.B.1.2.
Systemu SOWE jest dedykowany do zbierania, przekazywania i wymiany
informacji na potrzeby zarządzania pracą JWCD w KSE.
VI.B.1.3.
System SOWE umożliwia wymianę informacji w fazach okresowego
i bieżącego planowania dyspozycyjności poszczególnych jednostek
wytwórczych oraz sterowania wytwarzaniem energii.
VI.B.1.4.
Szczegółowy opis i wymagania funkcjonalne systemu SOWE zawierają
standardy techniczne systemu SOWE, które OSP publikuje na swojej stronie
internetowej.
VI.B.2.
Architektura systemu SOWE
VI.B.2.1.
System SOWE obejmuje dwa moduły: centralny moduł komunikacyjny
SOWE w wersji dla OSP i moduł zewnętrzny SOWE/EL w wersji dla
podmiotów zarządzających JWCD.
VI.B.2.2.
Wymiana informacji pomiędzy modułem centralnym systemu SOWE oraz
modułami SOWE/EL odbywa się w topologii „gwiazdy”, tzn. komunikacja
możliwa jest tylko pomiędzy serwerem centralnym systemu SOWE
znajdującym się u OSP, a serwerami lokalnymi systemu SOWE
zlokalizowanymi w elektrowniach.
VI.B.3.
Struktura funkcjonalna i wymagania aplikacyjne SOWE
VI.B.3.1.
Moduł centralny, znajdujący się u OSP, realizuje odbieranie i wysyłanie
dokumentów z/do systemów informatycznych SOWE/EL elektrowni
z zachowaniem kontroli i zabezpieczeń przesyłanych danych.
VI.B.3.2.
Moduł centralny systemu SOWE zapewnia archiwizację wszystkich
przesyłanych informacji oraz udostępnia archiwum dokumentów
autoryzowanym użytkownikom.
VI.B.3.3.
Moduły lokalne SOWE/EL, zlokalizowane elektrowniach, umożliwiają dostęp
do modułu centralnego oraz wymianę danych z zachowaniem standardów
określonych dla systemu SOWE w zakresie struktury dokumentów,
zabezpieczeń i kontroli przesyłanych danych.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 200 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
VI.B.3.3.A.
Centrum Certyfikacji OSP (CCO) realizuje funkcje związane z zarządzaniem
certyfikatami cyfrowymi wykorzystywanymi w systemie SOWE. Umożliwia
autoryzację certyfikatów menedżerów kolejek WebSphere MQ jednoznacznie
identyfikujących serwery SOWE/EL.
VI.B.3.4.
Wymagania techniczne dla systemu SOWE są określone w pkt II.B.3.9.
VI.B.4.
Zakres informacji przekazywanych przy wykorzystaniu SOWE
VI.B.4.1.
System SOWE umożliwia bezpośrednie przekazywanie przez służby
dyspozytorskie OSP – KDM do służb ruchowych wytwórcy DIRE planów
obciążeń JWCD na okresy 15-minutowe oraz poleceń ruchowych, a także
umożliwia wymianę informacji pomiędzy służbami ruchowymi wytwórcy
DIRE i służbami dyspozytorskimi OSP w zakresie dyspozycyjności jednostek
wytwórczych, zdarzeń ruchowych i sieciowych. Szczegółowy zakres
informacji wymienianych za pomocą systemu SOWE zamieszczono
w IRiESP – Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami
systemowymi.
VI.B.5.
Procedury systemu SOWE
VI.B.5.1.
Zakres procedur systemu SOWE
VI.B.5.1.1.
Zarządzanie konfiguracją systemu SOWE odbywa się zgodnie z procedurami
regulującym procesy przyłączania nowych elektrowni, zarządzania zmianami
w standardach oraz zmianami w konfiguracji.
VI.B.5.1.2.
Operator systemu przesyłowego publikuje procedury dotyczące systemu
SOWE na swojej stronie internetowej.
VI.B.5.2.
Procedura przyłączenia i akceptacji systemu informatycznego SOWE/EL
do systemów informatycznych OSP dla SOWE/EL i SOWE
VI.B.5.2.1.
Przyłączenie i akceptacja systemu informatycznego SOWE/EL do systemu
informatycznego OSP następuje po spełnieniu przez podmiot warunków
określonych w procedurze przyłączania i akceptacji określonej przez OSP.
VI.B.5.2.2.
Procedura przyłączenia i akceptacji systemów SOWE ma zastosowanie
w procesie uruchamiania systemów informatycznych SOWE elektrowni
dysponujących Jednostkami Wytwórczymi Centralnie Dysponowanymi.
Procedura obejmuje zagadnienia techniczne dotyczące współpracy systemów
bezpieczeństwa i systemów wymiany informacji OSP i Elektrowni.
VI.B.5.3.
Procedura zarządzania uprawnieniami archiwum systemu SOWE
VI.B.5.3.1.
Autoryzacja użytkowników systemów informatycznych SOWE/EL następuje
po spełnieniu przez podmiot warunków określonych w procedurze
zarządzania uprawnieniami użytkowników archiwum systemu SOWE,
opracowanej przez OSP.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 201 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
VI.B.5.3.2.
Procedura zarządzania uprawnieniami archiwum systemu SOWE zawiera
kroki jakie powinien wykonać administrator bezpieczeństwa elektrowni,
w celu uzyskania dostępu do archiwum systemu SOWE dla reprezentantów
elektrowni upoważnionych do przeglądania dokumentów przechowywanych
w archiwum systemu SOWE.
VI.B.5.3.3.
Archiwum systemu SOWE jest udostępniane wyłącznie upoważnionym do
przeglądania dokumentów reprezentantom elektrowni, w zakresie
dokumentów wymienianych pomiędzy OSP i elektrownią.
VI.B.5.4.
Procedura wprowadzania zmian w standardach technicznych systemu
SOWE
VI.B.5.4.1.
Wprowadzenie zmian w standardach technicznych SOWE wymaga
dostosowania systemów SOWE/EL przez elektrownie oraz zatwierdzenia
zaimplementowanych zmian poprzez testy zgodności wymiany dokumentów.
VI.B.5.4.2.
Procedura wprowadzania zmian w standardach technicznych systemu SOWE
zawiera kroki jakie powinni wykonać OSP oraz elektrownie, celem
wprowadzenia do systemu SOWE zmian określonych w tych standardach.
VI.C.
System monitorowania parametrów pracy
VI.C.1.
Zadania systemu SMPP
VI.C.1.1.
System SMPP jest dedykowany do monitorowania pracy JWCD na potrzeby
operatywnego prowadzenia ruchu KSE, oceny ich pracy regulacyjnej oraz
dokonywania analiz pracy KSE, zgodnie z wymaganiami UCTE.
VI.C.1.2.
Węzły lokalne systemu SMPP pozyskują w trybie on-line dane z układów
automatyki blokowej jednostki wytwórczej i udostępniają je do węzła
centralnego systemu SMPP.
VI.C.1.3.
Węzeł centralny systemu SMPP pozyskuje, w trybie on-line, dane
z wszystkich węzłów lokalnych systemu SMPP, z systemów lokalnych OSP
wartości sygnałów regulacyjnych i częstotliwości KSE oraz otrzymuje od
systemów OSP plany pracy i parametry techniczne jednostek wytwórczych.
VI.C.1.4.
System SMPP umożliwia przekazywanie danych w trybie on-line z OSP
do jednostek wytwórczych.
VI.C.2.
Architektura systemu SMPP
VI.C.2.1.
System SMPP obejmuje dwa moduły: węzeł centralny w wersji dla OSP
i węzły lokalne zlokalizowane w elektrowniach.
VI.C.2.2.
Wymiana informacji pomiędzy węzłem centralnym a węzłami lokalnymi
odbywa się w topologii „gwiazdy”, tzn. komunikacja możliwa jest tylko
pomiędzy serwerem centralnym znajdującym się u OSP, a serwerami
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 202 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
lokalnymi zlokalizowanymi w elektrowniach.
VI.C.2.3.
Węzły systemu SMPP zawierają podsystem komunikacyjny służący do
wymiany danych w oparciu o sieć WAN.
VI.C.3.
Struktura funkcjonalna SMPP
VI.C.3.1.
W systemie SMPP w relacji z elektrowni do OSP, z układów automatyki
obiektowej każdej jednostki przesyłane są w trybie on-line wielkości
składowe mocy zadanej, w tym wartości zadane mocy w torach regulacji,
stany pracy regulacji oraz wartość sygnału Y1.
VI.C.3.2.
Na podstawie zebranych danych system SMPP monitoruje pracę JWCD
w trybie on-line według wskazanego kryterium, umożliwia analizę on-line
stanów i parametrów JWCD w stosunku do wartości planowanych. oraz
wylicza na bieżąco średnie energii na poszczególne bloki i odnosi je do
wielkości planowanych.
VI.C.3.3.
Przetwarzane w systemie dane podlegają archiwizacji, system posiada
narzędzia umożliwiające prezentację oraz eksport danych do innych
systemów.
VI.C.3.4.
Akwizycja danych historycznych w relacji z elektrowni do OSP jest
prowadzona w trybie off-line w celu uzupełniania brakujących danych
w węźle centralnym systemu SMPP w trybie automatycznego uzupełniania
brakujących danych lub na żądanie operatora węzła centralnego systemu
SMPP.
VI.C.4.
Procedury systemu SMPP
VI.C.4.1.
Procedury wymiany informacji
VI.C.4.1.1.
Aktualne parametry bloku, pozyskane z systemów automatyki blokowej,
przekazywane są do węzła lokalnego systemu SMPP, następnie zostają one
przekazane do węzła centralnego systemu SMPP, w siedzibie OSP. Pozyskane
dane są wykorzystywane dla potrzeb monitorowania pracy jednostek
i wspomagania prowadzenia ruchu KSE, zgodnie w wytycznymi określonymi
przez OSP w dokumentacji technicznej systemu SMPP.
VI.C.4.2.
Procedury przyłączeniowe
VI.C.4.2.1.
Przyłączenie węzła lokalnego SMPP do węzła centralnego systemu SMPP
następuje po spełnieniu przez podmiot warunków określonych w specyfikacji
technicznej dla węzłów lokalnych systemu SMPP i procedurze przyłączania
SMPP, które OSP udostępnia zainteresowanym podmiotom.
VI.C.4.2.2.
Szczegółowe warunki przyłączenia węzła lokalnego systemu SMPP
są określane indywidualnie i przekazywane przez OSP dla każdej elektrowni.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 203 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
VI.D.
Centralny system pomiarowo-rozliczeniowy
VI.D.1.
Zadania systemu CSPR
VI.D.1.1.
System CSPR jest dedykowany do wyznaczania ilości dostaw energii
elektrycznej na potrzeby rozliczeń prowadzonych przez OSP.
VI.D.1.2.
System CSPR realizuje funkcję gromadzenia, przetwarzania i udostępniania
danych pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych.
VI.D.2.
Struktura funkcjonalna CSPR
VI.D.2.1.
Dane pomiarowe i pomiarowo-rozliczeniowe gromadzone w systemie CSPR
pochodzą z systemu zdalnego odczytu danych pomiarowych OSP, z systemów
OSD przeznaczonych do wyznaczania danych pomiarowo-rozliczeniowych
reprezentujących dostawy energii we fragmentach sieci dystrybucyjnej nie
objętej obszarem Rynku Bilansującego oraz z systemów informatycznych
podmiotów rynku wykorzystywanych do gromadzenia i udostępniania danych
pomiarowych
nazywanych
Lokalnymi
Systemami
Pomiarowo
Rozliczeniowymi, zwanymi dalej systemami LSPR.
VI.D.2.2.
Dane pomiarowe pozyskiwane do systemu zdalnego odczytu danych
pomiarowych pochodzą z systemów automatycznej rejestracji danych
umożliwiających dostęp do wielkości rejestrowanych przez układy
pomiarowe.
VI.D.2.3.
Pozyskiwanie danych z systemów LSPR oraz systemów OSD do systemu
CSPR oraz udostępnianie danych pomiarowych z systemu CSPR do
systemów LSPR jest realizowane poprzez system WIRE.
VI.D.3.
Zakres informacji uzyskiwanych przy wykorzystaniu systemu CSPR
VI.D.3.1.
W procesie przeliczania danych, system CSPR przetwarza dane pomiarowe
pochodzące z układów pomiarowo-rozliczeniowych i dane pomiaroworozliczeniowe reprezentujące dostawy energii we fragmentach sieci
dystrybucyjnej nie objętej obszarem Rynku Bilansującego wyznaczane przez
OSD oraz wykorzystuje algorytmy agregacji i wyznaczania dostaw energii
elektrycznej.
VI.D.3.2.
Produktem uzyskanym w wyniku realizacji procesu przetwarzania danych
pomiarowych i pomiarowo-rozliczeniowych przez system CSPR są
wyznaczone ilości dostaw energii elektrycznej.
VI.D.4.
Procedury systemu CSPR
VI.D.4.1.
Proces przetwarzania danych realizowany przez system CSPR odbywa się
w oparciu o jednolite standardy kodyfikacji Fizycznych Punktów
Pomiarowych (FPP) oraz Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 204 z 205
OPERATOR SYSTEMU PRZESYŁOWEGO
reprezentujących dostawy energii we fragmentach sieci dystrybucyjnej nie
objętej obszarem Rynku Bilansującego (FDMB), które OSP publikuje na
swojej stronie internetowej.
VI.D.4.2.
Szczegółowe zasady wymiany danych pomiarowych i pomiaroworozliczeniowych przy wykorzystaniu systemu CSPR są określone w IRiESP –
Bilansowanie systemu i zarządzanie ograniczeniami systemowymi.
VI.E.
System automatycznej regulacji częstotliwości i mocy
VI.E.1.
Zadania systemu ARCM
VI.E.1.1.
System ARCM jest wykorzystywany do generacji i przesyłania sygnałów
regulacyjnych od OSP do JWCD.
VI.E.1.2.
System ARCM jest wykorzystywany do aktywacji pasma regulacji wtórnej
współpracujących z nim jednostek wytwórczych i rezerwowego zadawania
obciążeń bazowych jednostek wytwórczych.
VI.E.1.3.
Regulator systemu ARCM pozyskuje dane o bieżącej częstotliwości w KSE
i saldzie mocy KSE oraz informacje o planie generacji i saldzie wymiany.
VI.E.1.4.
Regulator centralny systemu ARCM na bieżąco wytwarza sygnały
regulacyjne i rozsyła je do jednostek wytwórczych w trybie rozgłośnym
on-line.
VI.E.2.
Architektura systemu ARCM
VI.E.2.1.
System ARCM tworzą: Regulator centralny systemu ARCM, wytwarzający
sygnały regulacyjne polecające zwiększenie lub zmniejszenie mocy czynnej
generowaną przez jednostki wytwórcze w zakresie dedykowanego do tego
celu pasma regulacyjnego, podsystem pomiarowo komunikacyjny
pozyskiwania i akwizycji danych opisujących bieżące saldo mocy wymiany
i częstotliwość w cyklu jednosekundowym, podsystem informatyczny
ustalający planowe średnie saldo mocy wymiany, podsystem komunikacyjny
dystrybucji sygnałów regulacyjnych z wykorzystaniem protokołu UTRT.
VI.E.2.2.
Konfiguracja Regulatora centralnego systemu ARCM i jego podsystemów
zapewnia redundancję jego elementów w celu uzyskania niezawodności pracy
systemu ARCM.
VI.F.
Strona internetowa operatora systemu przesyłowego
VI.F.1.1.
Strona internetowa OSP jest wykorzystywany przez OSP jako platforma
udostępniania informacji zainteresowanym podmiotom.
VI.F.1.2.
Strona internetowa OSP jest dostępna pod adresem: www.pse-operator.pl.
IRiESP – Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci
data: 17 marca 2006 r.
Wersja 1.2 (uwzględnia zmiany wprowadzone Kartami aktualizacji nr: K/1/2007 i K/2/2007)
strona 205 z 205