Słownik rynku energii
Kodeks sieci określający zasady pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (NC OS lub SOGL)
- Kategoria: Słownik rynku energii
Rozporządzenie Komisji (UE) 2017/1485 z dnia 2 sierpnia 2017 r. ustanawiające wytyczne dotyczące pracy systemu przesyłowego energii elektrycznej (tzw. System Operation Guidelines - SOGL lub NC OS) określa:
|
19 stycznia 2024 Komunikat OSP z dnia 19 stycznia 2024 r. w sprawie zatwierdzenia przez Prezesa URE nowej IRiESP - usunięto z IRiESP definicje już nie używane, np. awaria sieciowa, awaria w systemie, które zostały zastąpione odniesieniem do incydentów według skali klasyfikacji incydentów powołanej w art. 15 rozporządzenia SO GL i stanami systemu określonymi w tym rozporządzeniu
12 marzec 2021 |
a) wymogi i zasady dotyczące bezpieczeństwa pracy systemu;
b) zasady i zakresy odpowiedzialności dotyczące koordynacji i wymiany danych pomiędzy operatorami systemów przesyłowych (OSP), między OSP a operatorami systemów dystrybucyjnych (OSD) oraz między OSP lub OSD a znaczącymi użytkownikami sieci (ang.: significant grid user - SGU) w zakresie planowania operacyjnego oraz pracy w czasie zbliżonym do rzeczywistego;
c) zasady szkoleń i certyfikacji dla pracowników operatorów systemów;
d) wymogi w zakresie koordynacji wyłączeń;
e) wymogi w zakresie opracowywania grafików pomiędzy obszarami regulacyjnymi OSP;
f) zasady mające na celu ustanowienie unijnych ram w zakresie regulacji mocy i częstotliwości oraz rezerw.
Zgodnie z art. 40 ust. 5 SOGL, PSE S.A. jako OSP są zobowiązane do określenia w porozumieniu z OSD i SGU możliwości stosowania i zakresu wymiany danych na podstawie następujących kategorii:
- dane strukturalne, zgodnie z art. 48 SOGL;
- dane dotyczące grafików i prognoz zgodnie z art. 49 SOGL;
- dane czasu rzeczywistego zgodnie z art. 44, 47 i 50 SOGL;
- przepisy zgodnie z art. 51, 52 i 53 SOGL.
Określony w art. 2 ust. 1 SOGL zakres stosowania zasad i wymogów rozporządzenia przez znaczących użytkowników sieci wskazuje na istniejące i nowe moduły wytwarzania energii, które są lub byłyby sklasyfikowane jako moduły typu B, C i D zgodnie z kryteriami określonymi w art. 5 rozporządzenia Komisji (UE) 2016/631 z dnia 14 kwietnia 2016 r. ustanawiającego kodeks sieci dotyczący wymogów w zakresie przyłączenia jednostek wytwórczych do sieci (NC RfG) oraz decyzją Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z dnia 16 lipca 2018 r., Nr DRE.WOSE.7128.184.3.2018.ZJ, zatwierdzającą progi mocy dla poszczególnych typów modułów wytwarzania na terytorium Rzeczpospolitej Polskiej.
Oznacza to, że zasady i wymogi SOGL mają zastosowanie do tych modułów wytwarzania energii, których wartość mocy maksymalnej, jest większa lub równa 0,2 MW. Moduły wytwarzania energii typu A, tj. moduły o mocy wytwórczej równej lub większej od 0,8 kW i mniejszej od 0,2 MW, nie zostały objęte zakresem stosowania. Na podstawie ww. przepisu SOGL PSE S.A. opracowały w dniu 3 sierpnia 2018 r. dokument „Propozycja zakresu wymienianych danych dla potrzeb planowania pracy i prowadzenia ruchu KSE”. Jak podnosi PSE S.A., celem dokumentu jest umożliwienie pozyskiwania danych niezbędnych dla prawidłowego zarządzania pracą systemu oraz wyznaczania zdolności przesyłowych udostępnianych dla wymiany energii w ramach europejskiego rynku energii.
Zakres wymiany danych dla potrzeb planowania pracy i prowadzenia ruchu KSE obejmuje:
- dane strukturalne dotyczące statycznych parametrów technicznych urządzeń sieciowych, wytwórczych i odbiorczych oraz ich lokalizacji,
- dane operacyjne dotyczące planowanych i realizowanych stanów pracy tych urządzeń.
Dane operacyjne dotyczą w szczególności:
- topologii sieci,
- źródeł wytwórczych przyłączonych do sieci,
- zapotrzebowania odbiorców,
- obciążalności linii elektroenergetycznych.
PSE S.A. wskazuje, iż wymienione wyżej dane operacyjne występują w wersji planistycznej (jako dane wykorzystywane w procesach planowania pracy KSE i udostępniania zdolności przesyłowych dla wymiany międzysystemowej) oraz w wersji czasu rzeczywistego (jako dane wykorzystywane w procesie bieżącego prowadzenia ruchu KSE i współpracy z operatorami zagranicznymi).
W związku z tym, że istotna część danych czasu rzeczywistego jest wykorzystywana jako dane dla kolejnych okresów planistycznych, muszą one posiadać identyczną strukturę (typ danych, sposób agregacji i lokalizacja w węzłach sieciowych).
Z kolei na bazie pozyskanych danych strukturalnych OSP budować będzie modele KSE wykorzystywane w procesie planowania koordynacyjnego oraz w procesie bieżącego zarządzania pracą KSE. Zakłada się, że będą one dostępne dla OSD i wykorzystywane przez nich dla realizacji swoich zadań w sieci dystrybucyjnej.
Wydana zgodnie z art. 40 ust. 6 rozporządzenia SOGL Decyzja Prezesa URE z dnia 21 stycznia 2019 r. znak DRR.WAR.7128.2.2018.BPe definiuje kluczowe role, wymagania i zakresy obowiązków OSP, operatorów systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, operatorów zamkniętych systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych oraz znaczących użytkowników sieci, m.in. poprzez określenie ram wymiany danych pomiędzy podmiotami na rynku uczestniczącymi w zapewnieniu bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego, określa ona także minimalne wymagania w zakresie metod, planowania, formatów i treści wymiany danych.
Procesy wymiany i zarządzania danymi strukturalnymi, planistycznymi i czasu rzeczywistego określone w SOGL zostały implementowane Kartą aktualizacji IRiESP nr CK/12/2020 - Warunki korzystania, prowadzenia ruchu, eksploatacji i planowania rozwoju sieci z dnia 10 marca 2020 r. W punkcie 4.3.4.10 IRiESP w brzmieniu ustalonym wskazaną Kartą Aktualizacji zawarto istotne z punktu widzenia analiz informacje planistyczne dot. stosowanych przez OSP rezerw mocy. Punkt ten brzmi:
„Obliczone, w ramach planowania koordynacyjnego, rezerwy mocy OSP w stosunku do zapotrzebowania do pokrycia przez elektrownie krajowe powinny wynosić odpowiednio:
(1) nie mniej niż 14% planowanego zapotrzebowania sieci dla planów opracowywanych w dobie d na okres od doby d+2 do doby d+9,
(2) nie mniej niż 18% planowanego zapotrzebowania sieci dla planów opracowywanych w dobie d na okres od doby d+10.”
|
|
LinkiIRiESP Korzystanie w punktach 4.3.4.18 i 4.3.4.19 dalej stanowi, że:
I. obliczone, w ramach poszczególnych planów koordynacyjnych, rezerwy mocy OSP w stosunku do zapotrzebowania do pokrycia przez elektrownie krajowe powinny wynosić odpowiednio:
(1) dla Planu Koordynacyjnego Rocznego (PKR) - 18%,
(2) dla Planu Koordynacyjnego Miesięcznego (PKM) - 17%,
(3) dla Bilansu Techniczno - Handlowego Dobowego (BTHD) - 14%;
II. OSP sporządzając plany koordynacyjne PKD programuje pracę JWCD w taki sposób, aby zapewnione były następujące wymagania w zakresie rezerwy mocy OSP dla każdej godziny doby:
(1) 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;
(2) 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.