....... (NAZWA SPÓŁKI DYSTRYBUCYJNEJ) .......

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI
SIECI ROZDZIELCZEJ

wersja 2.4 z dnia 12.10.2001 r.

Data wejścia w życie:	.............................................................
Daty wejścia w życie aktualizacji:	............................................................. ............................................................. .............................................................
Komórka organizacyjna odpowiedzialna za aktualizację:	............................................................. .............................................................

Niniejsza Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej została zatwierdzona
i wprowadzona do stosowania w ograniczonym zakresie uchwałą Zarządu ...(nazwa spółki dystrybucyjnej)... W szczególności regulacje rozdziału V i VII oraz załącznika nr 6 dotyczące procesów dobowo-godzinowych obowiązują „pro forma”, do czasu rozpoczęcia wiążącej realizacji procesów rynku dobowo-godzinowego. Pozostałe postanowienia obowiązują z datą wpisaną na stronie tytułowej niniejszej Instrukcji.

Termin wejścia w życie w pełnym zakresie wszystkich regulacji niniejszej Instrukcji zostanie ogłoszony przez ...(nazwa spółki dystrybucyjnej)... z wyprzedzeniem co najmniej
2 tygodni, przy czym terminem tym będzie pierwszy dzień miesiąca.

SPIS TREŚCI

I. WPROWADZENIE

zAŁĄCZNIK NR 1: WYKAZ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH ORAZ ELEMENTÓW SIECI ROZDZIELCZEJ KOORDYNOWA­NYCH PRZEZ OPERATORA SYSTEMU PRZESYŁOWEGO

zAŁĄCZNIK NR 2: WZÓR KARTY AKTUALIZACJI

zAŁĄCZNIK NR 3: WZORY WNIOSKÓW O OKREŚLENIE WARUNKÓW
PRZYŁĄCZENIA

zAŁĄCZNIK NR 4: ZAKRES POMIARÓW I PRÓB EKSPLOATACYJNYCH URZĄDZEŃ SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH
ORAZ TERMINY ICH WYKONANIA

ZAŁĄCZNIK NR 5: Szczegółowe wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych PRZYŁĄCZANYCH DO sieci rozdzielczej

ZAŁĄCZNIK NR 6: REGULAMIN BILANSOWANIA I ROZLICZEŃ W SIECI ROZDZIELCZEJ

KARTY AKTUALIZACJI

I. WPROWADZENIE

Według stanu na koniec 2000 r. sieć rozdzielcza, której ruch prowadzi .............................. (nazwa spółki dystrybucyjnej) ................................................... składała się z następujących elementów:

• ..... km linii 110 kV, ..... km linii 60 kV, ..... km linii 30 kV, ..... km linii 20 kV, ..... km linii 15 kV, ..... km linii 10 kV, ..... km linii 6 kV, ..... km linii 0,4 kV,

• ...... szt. stacji elektroenergetycznych, w tym: ...... szt. stacji o górnym napięciu 110 kV, ...... szt. stacji o górnym napięciu 60 kV, ...... szt. stacji o górnym napięciu 30 kV, ...... szt. stacji o górnym napięciu 20 kV, ...... szt. stacji o górnym napięciu 15 kV, ...... szt. stacji
  o górnym napięciu 10 kV, ...... szt. stacji o górnym napięciu 6 kV,

• ...... szt. transformatorów o łącznej mocy znamionowej ....... MVA.

Do elektroenergetycznej sieci rozdzielczej, której ruch prowadzi ....................................... (nazwa spółki dystrybucyjnej) ................................................. są przyłączone urządzenia wytwórców i odbiorców końcowych. Według stanu na koniec 2000 r. do sieci 110 kV jest przyłączonych ...... szt. generatorów wytwórców o mocy osiągalnej ...... MW, do sieci średniego napięcia ....... szt. generatorów o mocy osiągalnej ........ MW, natomiast do sieci niskiego napięcia ....... szt. generatorów o mocy osiągalnej ........ MW. Liczba odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej wynosi ....... odbiorców. Z tego do sieci 110 kV jest przyłączonych ...... odbiorców końcowych o łącznej mocy umownej ....... MW, do sieci średniego napięcia ...... odbiorców końcowych o łącznej mocy umownej ....... MW, natomiast do sieci niskiego napięcia ...... odbiorców końcowych o łącznej mocy umownej ....... MW.

Elektroenergetyczna sieć rozdzielcza, której ruch prowadzi ............................................... (nazwa spółki dystrybucyjnej) ..................................................... jest połączona z siecią przesyłową 220 i 400 kV oraz siecią rozdzielczą, której ruch prowadzą następujące spółki dystrybucyjne: .......................................................................................................................... ....................................................................................................................................................... ....................................................................................................................................................... ......................................................................................................................................................, a także z siecią zagraniczną następujących operatorów: ............................................................ .......................................................................................................................................................

Schemat blokowy połączeń sieci rozdzielczej, której ruch prowadzi .................................. (nazwa spółki dystrybucyjnej) ................................................................ z siecią przesyłową 400 i 220 kV oraz z siecią rozdzielczą sąsiednich spółek dystrybucyjnych przedstawiono na rys. 1.

Elektroenergetyczna sieć rozdzielcza, której ruch prowadzi ............................................... (nazwa spółki dystrybucyjnej) ........................................................ jest połączona z siecią przesyłową 220 i 400 kV za pomocą ...... szt. transformatorów o łącznej mocy znamionowej ..... MVA, natomiast z siecią rozdzielczą:

• ....... liniami o łącznej przepustowości ...... MW z siecią rozdzielczą, której ruch prowadzi ....... (nazwa spółki dystrybucyjnej) .......,

• ....... liniami o łącznej przepustowości ...... MW z siecią rozdzielczą, której ruch prowadzi ....... (nazwa spółki dystrybucyjnej) .......,

• ....... liniami o łącznej przepustowości ...... MW z siecią rozdzielczą, której ruch prowadzi ....... (nazwa spółki dystrybucyjnej) ........

Rys.1. Schemat blokowy połączeń sieci rozdzielczej, której ruch prowadzi ....... (nazwa spółki dystrybucyjnej) ....... z siecią przesyłową i sieciami rozdzielczymi sąsiednich spółek dystrybucyjnych

II. POSTANOWIENIA OGÓLNE

II.1.	............. (nazwa spółki dystrybucyjnej) .......... jako operator systemu rozdzielczego wprowadza niniejszą Instrukcję ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej, zwaną w dalszej części IRiESR, na podstawie § 29 rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców.
II.2.	............. (nazwa spółki dystrybucyjnej) ........... jako operator systemu rozdzielczego prowadzi ruch i eksploatację sieci rozdzielczej zgodnie z IRiESR.
II.3.	Niniejsza IRiESR uwzględnia wymagania zawarte w podanych chronologicznie, następujących aktach prawnych: ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, Dz. U. 97.54.348 z późniejszymi zmianami, Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 16 marca 1998 r. w sprawie wymagań kwalifikacyjnych dla osób zajmujących się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci oraz trybu stwierdzania tych kwalifikacji, rodzajów instalacji i urządzeń, przy których eksploatacji wymagane jest posiadanie kwalifikacji, jednostek organizacyjnych, przy których powołuje się komisje kwalifikacyjne, oraz wysokości opłat pobieranych za sprawdzenie kwalifikacji, Dz. U. 98.59.377 z późniejszymi zmianami, Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 20 kwietnia 1998 r. w sprawie wielkości, sposobu gromadzenia oraz kontroli stanu zapasów paliw w przedsiębiorstwach energetycznych zajmujących się wytwarzaniem energii elektrycznej lub ciepła oraz wydobywaniem i dystrybucją paliw gazowych, Dz. U. 98.53.332 z późniejszymi zmianami, Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 5 maja 1998 r. w sprawie szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw stałych lub ciekłych, w dostarczaniu i poborze paliw gazowych, energii elektrycznej i ciepła oraz określenia organów upoważnionych do kontroli przestrzegania wprowadzonych ograniczeń, Dz. U. 98.60.386, Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 6 sierpnia 1998 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez poszczególne grupy odbiorców prawa do korzystania z usług przesyłowych, Dz. U. 98.107.671, Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 17 września 1999 r. w sprawie bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach i instalacjach energetycznych, Dz. U. 99.80.912, Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 11 sierpnia 2000 r. w sprawie przeprowadzania kontroli przez przedsiębiorstwa energetyczne, Dz. U. 00.75.866,

	Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 25 września 2000 r. w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, obrotu energią elektryczną, świadczenia usług przesyłowych, ruchu sieciowego i eksploatacji sieci oraz standardów jakościowych obsługi odbiorców, Dz. U. 00.85.957 Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 14 grudnia 2000 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną, Dz. U. 01.01.7, Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 15 grudnia 2000 r. w sprawie obowiązku zakupu energii elektrycznej ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, a także ciepła ze źródeł niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz zakresu tego obowiązku, Dz. U. 00.122.1336.
II.4.	Przepisy IRiESR są zgodne z regulacjami określonymi w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, opracowanej przez operatora systemu przesyłowego i obejmującej część ogólną oraz części szczegółowe.
II.5.	Przedmiotem IRiESR są procedury i zasady wykonywania czynności związanych z ruchem sieciowym i eksploatacją sieci rozdzielczej, obejmujące: standardy techniczne pracy sieci rozdzielczej, współpracę z innymi operatorami i podmiotami przyłączonymi do sieci rozdzielczej, przyłączanie podmiotów do sieci rozdzielczej, eksploatację urządzeń, sieci i instalacji, prowadzenie ruchu sieci rozdzielczej, postępowanie w przypadku zagrożeń ciągłości dostaw energii elektrycznej, procedury wprowadzania przerw i ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, oraz zasady bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej.
II.6.	W zakresie procedur i zasad wykonywania czynności związanych z ruchem sieciowym i eksploatacją sieci postanowienia IRiESR dotyczą stacji i rozdzielni elektroenergetycznych, linii napowietrznych i kablowych 110 kV, SN i nN, niezależnie od praw własności.
II.7.	Postanowienia IRiESR obowiązują następujące podmioty: operatorów systemów rozdzielczych, wytwórców przyłączonych do sieci rozdzielczej, odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej, operatorów handlowo-technicznych dysponujących jednostkami grafikowymi znajdującymi się w sieci rozdzielczej zarządzanej przez ... (nazwa spółki dystrybucyjnej) ... , operatorów handlowych prowadzących towarowy obrót energią elektryczną wprowadzaną lub pobieraną z sieci rozdzielczej zarządzanej przez ... (nazwa spółki dystrybucyjnej) ... , giełdy energii, podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej.
II.8.	Dokumentami związanymi z IRiESR są w szczególności: opracowywana i przyjęta do stosowania przez operatora systemu przesyłowego Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, opracowywane i przyjęte do stosowania przez operatora systemu rozdzielczego: Instrukcja eksploatacji układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych, instrukcje eksploatacji obiektów i urządzeń, instrukcje ruchowe oraz instrukcje organizacji bezpiecznej pracy.
II.9.	Operator systemu rozdzielczego prowadzi ruch i eksploatację sieci rozdzielczej. W tym zakresie jest on zobowiązany zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki, o którym mowa w p. II.3.h do: utrzymania we właściwym stanie technicznym sieci oraz jej połączeń z innymi sieciami, opracowywania i uzgadniania planów wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu energii elektrycznej, zapewniania ciągłości, niezawodności i efektywności funkcjonowania sieci, rozwoju sieci oraz połączeń z innymi sieciami w celu zapewnienia ciągłości i niezawodności dostarczania energii elektrycznej.
II.10.	Zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki, o którym mowa w p. II.3.h, do obowiązków operatora systemu rozdzielczego należy: prowadzenie ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej w sposób zapewniający bezpieczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) oraz równe traktowanie stron, dotrzymywanie parametrów i warunków umożliwiających dostarczanie energii elektrycznej o jakości wymaganej w odrębnych przepisach, zapewnienie funkcjonowania połączeń z innymi systemami elektroenergetycznymi, w zakresie wynikającym z umowy zawartej z operatorem systemu przesyłowego, prognozowanie zapotrzebowania na moc i energię elektryczną dla obszaru swojego działania, sporządzanie i udostępniania koordynacyjnych planów produkcji energii elektrycznej, utrzymywania mocy dyspozycyjnej, w tym planu sporządzanego na okres roku, oraz przekazywanie tych planów operatorowi systemu przesyłowego, w terminie do dnia 15 listopada roku poprzedniego, sporządzanie i udostępniania dobowych planów pracy jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, dysponowanie mocą jednostek wytwórczych, o których mowa w p. f), oraz sterowanie przepływami energii elektrycznej w sieci rozdzielczej, w celu realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej i świadczenia usług przesyłowych, sterowanie przepływami energii elektrycznej w sieci rozdzielczej, z uwzględnieniem wymiany z innymi połączonymi sieciami, zapewnianie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy oraz usług systemowych (w dalszej części określanych jako regulacyjne usługi systemowe), w celu dotrzymania standardowych parametrów energii elektrycznej, w zakresie wynikającym z umowy zawartej z operatorem systemu przesyłowego, wprowadzanie, na zasadach określonych w odrębnych przepisach, ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, likwidowanie awarii lub zagrożeń dla bezpiecznej pracy sieci rozdzielczej, zbieranie i udostępnianie zagregowanych danych oraz informacji niezbędnych dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego kraju, określanie, rejestrowanie i udostępnianie parametrów dotyczących pracy systemów rozdzielczych, wynikających z wymagań jego prawidłowej pracy i mających istotne znaczenie dla prowadzenia handlu energią elektryczną, przekazywanie planów rozwoju sieci operatorowi systemu przesyłowego, w zakresie sieci o napięciu znamionowym 110 kV.
II.11.	Praca wybranych i uzgodnionych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci 110 kV oraz elementów sieci rozdzielczej 110 kV jest koordynowana przez operatora systemu przesyłowego, w sposób zapewniający bezpieczną pracę systemu elektroenergetycznego i równe traktowanie stron. Zasady wyboru jednostek wytwórczych i elementów sieci rozdzielczej 110 kV są określone w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
II.12.	Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, ze względów funkcjonalnych KSE dzieli się na sieć zamkniętą i sieć promieniową. Sieć zamkniętą definiuje się jako sieć, w której przepływy energii elektrycznej zależą przede wszystkim od rozłożenia wytwarzania na jednostki wytwórcze oraz w której przepływy energii nie zależą wyłącznie od jednego operatora.
II.13.	Na sieć zamkniętą składa się sieć przesyłowa 750, 400 i 220 kV oraz część sieci rozdzielczej 110 kV. Część sieci rozdzielczej 110 kV tworząca wraz siecią przesyłową - sieć zamkniętą podlega koordynacji realizowanej przez operatora systemu przesyłowego. Sieć ta jest zwana dalej siecią rozdzielczą koordynowaną.
II.14.	Granice sieci zamkniętej wyznaczają punkty zasilania sieci (PZS) oraz punkty wyjścia z sieci (PWS). Model sieci zamkniętej obejmujący PZS, PWS oraz łączące je elementy sieciowe opracowuje i udostępnia operator systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.

II.15.	Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej operator systemu przesyłowego koordynuje ruchowo wszystkie jednostki wytwórcze, nie będące jednostkami wytwórczymi centralnie dysponowanymi (JWCD), przyłączone do sieci rozdzielczej koordynowanej.
II.16.	Wykaz koordynowanych jednostek wytwórczych oraz elementów sieci rozdzielczej koordynowanej, o których mowa w p. II.13 i II.15 jest zamieszczony w załączniku nr 1. [Author ID2: at Mon Nov 8 10:49:00 1999 ]. [Author ID2: at Mon Nov 8 10:49:00 1999 ]
II.17.	Operatorzy systemów rozdzielczych ponoszą odpowiedzialność za skutki zaniechania działań lub skutki swoich działań.
II.18.	Operator systemu przesyłowego ponosi odpowiedzialność za skutki zaniechania działań lub skutki swoich działań, w tym także działań wynikających z koordynacji części sieci rozdzielczej 110 kV - sieci rozdzielczej koordynowanej, o których mowa w p. II.13 i II.15.
II.19.	W razie wątpliwości operator systemu przesyłowego lub operator systemu rozdzielczego pisemnie uzasadniają treść wydanych przez siebie poleceń w zakresie prowadzenia i koordynacji ruchu sieci.
II.20.	IRiESR wchodzi w życie z datą określoną przez Zarząd .............(nazwa spółki dystrybucyjnej)............... w uchwale zatwierdzającej IRiESR. Data wejścia w życie IRiESR jest wpisywana na jej stronie tytułowej.
II.21.	Niniejsza IRiESR obowiązuje wszystkie podmioty wymienione w p. II.7 będące stronami aktualnych umów o przyłączenie, umów o świadczenie usług przesyłowych (umów przesyłowych) lub umów sprzedaży energii elektrycznej, zawartych z operatorem systemu rozdzielczego.
II.22.	IRiESR przestaje obowiązywać podmioty z datą jednoczesnego spełnienia następujących dwóch warunków: odłączenie podmiotu od sieci rozdzielczej, rozwiązanie umowy przesyłowej lub umowy sprzedaży energii elektrycznej.
II.23.	Operator systemu rozdzielczego udostępnia do wglądu IRiESR każdemu podmiotowi zawierającemu z nim umowę o przyłączenie, przy wydawaniu warunków przyłączenia. Niniejszą IRiESR otrzymują do wglądu również podmioty zawierające z operatorem systemu rozdzielczego umowę przesyłową lub umowę sprzedaży energii elektrycznej. Udostępnienie IRiESR do wglądu jest bezpłatne, natomiast przekazanie egzemplarza IRiESR zainteresowanym podmiotom odbywa się po kosztach jej powielenia.
II.24.	W zależności od potrzeb operator systemu rozdzielczego przeprowadza aktualizację IRiESR. W szczególności aktualizacja jest dokonywana przy zmianie wymogów prawa, zmianie parametrów sieci uzgodnionych pomiędzy operatorami lub zmianie zapisów Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. Aktualizacja danych liczbowych zamieszczanych we wprowadzeniu IRiESR jest przeprowadzana raz do roku, w terminie do końca stycznia.

II.25.	Aktualizacja IRiESR jest dokonywana poprzez wydanie karty aktualizacji lub poprzez opracowanie i wydanie nowej IRiESR. Karty aktualizacji stanowią integralną część IRiESR i są zamieszczane na jej końcu, natomiast wzór karty aktualizacji stanowi załącznik nr 2.
II.26.	Operator systemu rozdzielczego powiadamia o aktualizacji IRiESR te podmioty, których wzajemne relacje z operatorem systemu rozdzielczego ulegają zmianie w wyniku aktualizacji IRiESR. Karty aktualizacji operator systemu rozdzielczego udostępnia bezpłatnie zainteresowanym podmiotom do wglądu lub przekazuje po kosztach powielenia.
II.27.	Operator systemu rozdzielczego decyduje o publikacji IRiESR wraz z kartami aktualizacji na własnych, ogólnodostępnych stronach internetowych.
II.28.	Za bieżącą aktualizację IRiESR oraz udostępnianie lub przekazywanie kart aktualizacji jest odpowiedzialna komórka organizacyjna operatora systemu rozdzielczego podana na stronie tytułowej.
II.29.	Operator systemu rozdzielczego udostępnia do wglądu aktualną Instrukcję ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej zainteresowanym podmiotom przyłączonym do sieci rozdzielczej, których dotyczą regulacje w niej zawarte. Ponadto operator systemu rozdzielczego wskazuje miejsce i możliwości jej pozyskania.

III. STANDARDY TECHNICZNE PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ

III.1.	Wyróżnia się następujące dane znamionowe sieci rozdzielczej: napięcia znamionowe wynoszące: 110, 60, 30, 20, 15, 10, 6 kV oraz 0,4 kV, częstotliwość znamionowa wynosząca 50 Hz.
III.2.	Regulacja częstotliwości w KSE jest prowadzona przez operatora systemu przesyłowego. Standardy techniczne w tym zakresie są określone w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.h.
III.3.	O ile umowa sprzedaży energii elektrycznej nie stanowi inaczej, dopuszczalne średnie odchylenia napięcia od znamionowego w czasie 15 minut, w węzłach sieci do których są przyłączeni odbiorcy końcowi pobierający moc nie większą od mocy przyłączeniowej, przy współczynniku tgϕ nie większym niż 0,4: dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV powinny zawierać się w przedziale ±10 %, dla sieci o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV powinny zawierać się w przedziale od −10 % do +5 %.
III.4.	O ile umowa sprzedaży energii elektrycznej nie stanowi inaczej, współczynnik odkształcenia napięcia oraz zawartość poszczególnych harmonicznych odniesionych do harmonicznej podstawowej, nie mogą przekraczać odpowiednio: 2,5 % i 1,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV i wyższym niż 30 kV, 5,0 % i 3,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 30 kV i wyższym niż 1 kV, 8,0 % i 5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV.
III.5.	W ustalonym stanie pracy sieci rozdzielczej powinny być spełnione następujące warunki techniczne: obciążenia prądowe poszczególnych elementów sieci powinny być niższe od dopuszczalnych długotrwale, napięcia w poszczególnych węzłach sieci powinny mieścić się w granicach dopuszczalnych, zgodnie z p. III.3, moce (prądy) zwarciowe nie powinny przekraczać mocy (prądów) wyłączalnych zainstalowanych wyłączników, JWCD przyłączone do sieci rozdzielczej 110 kV powinny pracować, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, z zapasem równowagi statycznej większym od ς=8÷ %, w zależności od sposobu regulacji napięcia wzbudzenia. Przyjmuje się, że w przypadku braku możliwości regulacji napięcia wzbudzenia jednostka wytwórcza powinna pracować z 20 % zapasem równowagi statycznej.

III.6.	Warunki techniczne o których mowa w p. III.5, w zakresie JWCD, koordynowanych jednostek wytwórczych oraz sieci rozdzielczej koordynowanej są uzgadniane z operatorem systemu przesyłowego.
III.7.	Sieć rozdzielcza 110 kV pracuje 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 wartości 1,4.
III.8.	Spełnienie wymagań określonych w p. III.7 jest możliwe, gdy spełnione są następujące zależności: oraz , gdzie X1 oznacza reaktancję zastępczą dla składowej symetrycznej zgodnej obwodu zwarcia doziemnego, natomiast X0 i R0 - odpowiednio reaktancję i rezystancję dla składowej symetrycznej zerowej obwodu zwarcia doziemnego.
III.9.	Warunki pracy punktu neutralnego transformatorów 110/SN i SN/nN określa właściwy operator systemu rozdzielczego. Operator systemu przesyłowego koordynuje pracę punktów neutralnych transformatorów 110/SN, a ich wykaz zamieszczono w załączniku nr 1.
III.10.	Dopuszcza się okresowo w sieci rozdzielczej pracę wyłączników z przekroczoną mocą wyłączalną, po wyrażeniu zgody na taką pracę przez operatora systemu rozdzielczego, który ponosi odpowiedzialność za ewentualne skutki wynikające z pracy tych urządzeń.
III.11.	Każda stacja, w której występuje napięcie znamionowe 110 kV musi mieć zapewnione rezerwowe zasilanie potrzeb własnych, na czas niezbędny dla zachowania bezpieczeństwa jej obsługi w stanach awaryjnych.
III.12.	Wymagany czas rezerwowego zasilania potrzeb własnych dla stacji elektroenergetycznych ustala operator systemu rozdzielczego. Dla sieci rozdzielczej koordynowanej wymagane jest uzgodnienie z operatorem systemu przesyłowego, uwzględniające uzasadnione kryteria i warunki technicznego doboru czasu rezerwowego zasilania potrzeb własnych stacji.
III.13.	Nastawienia automatyk i zabezpieczeń urządzeń i instalacji podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej muszą być skoordynowane z nastawieniami automatyk i zabezpieczeń sieci rozdzielczej.
III.14.	Linie o napięciu 110 kV wyposaża się w następujące układy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej: jedno zabezpieczenie podstawowe, zabezpieczenia reagujące na zwarcia z ziemią, urządzenia automatyki 3 fazowego SPZ.

III.15.	Linie blokowe na napięciu 110 kV powinny być wyposażone w następujące układy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej: dwa zabezpieczenia podstawowe umożliwiające wyłączenia 3 fazowe, zabezpieczenie reagujące na zwarcia z ziemią w linii blokowej i sieci zewnętrznej, elementy układów APKO, jeśli są wymagane, układ bezwarunkowego wyłączenia wyłącznika blokowego od sygnału przesłanego z nastawni blokowej. Wszystkie zabezpieczenia linii blokowej powinny działać na 3 fazowe wyłączenie wyłącznika blokowego.
III.16.	Szyny zbiorcze rozdzielni w stacjach o górnym napięciu 110 kV, dla których z warunków zachowania równowagi dynamicznej wynika konieczność zastosowania zabezpieczenia szyn, należy wyposażyć w jeden zespół zabezpieczenia szyn, zapewniający wyłączenie systemów (sekcji) szyn zbiorczych, w tym także zwarć zlokalizowanych między wyłącznikiem a przekładnikiem prądowym w polach łączników szyn.
III.17.	Operator systemu rozdzielczego określa indywidualnie rodzaj lub warunki współpracy automatyk i zabezpieczeń oraz środków ochrony przeciwporażeniowej stosowanych przez odbiorców przyłączonych do sieci SN i nN, przy wydaniu warunków przyłączenia oraz zmianie warunków pracy sieci rozdzielczej.

IV. WSPÓŁPRACA OPERATORA SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
Z INNYMI OPERATORAMI

IV.1.	Operator systemu rozdzielczego współpracuje z następującymi krajowymi operatorami: operatorem systemu przesyłowego, operatorami systemów rozdzielczych, operatorami handlowo-technicznymi, operatorami handlowymi.
IV.2.	Zasady i zakres współpracy operatora systemu rozdzielczego z operatorem systemu przesyłowego określa oprócz IRiESR również Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.3.	Szczegółowe zasady współpracy pomiędzy sąsiednimi operatorami systemów rozdzielczych są określone w rozdz. V i VII.
IV.4.	Operatorzy handlowo-techniczni oraz operatorzy handlowi pełnią funkcję operatorów rynku. Współpraca operatora systemu rozdzielczego z tymi operatorami jest związana z uczestnictwem podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej w rynku bilansującym.
IV.5.	Udział podmiotu przyłączonego do sieci rozdzielczej w rynku bilansującym jest możliwy, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, na dwa sposoby: podmiot staje się uczestnikiem rynku bilansującego po podpisaniu umowy przesyłowej z operatorem systemu przesyłowego oraz właściwym operatorem systemu rozdzielczego (uczestnictwo bezpośrednie). Zasady funkcjonowania takiego podmiotu określa Regulamin rynku bilansującego stanowiący część szczegółową Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, podmiot uczestniczy w rynku bilansującym w sposób pośredni poprzez operatora systemu rozdzielczego, po podpisaniu umowy przesyłowej jedynie z właściwym operatorem systemu rozdzielczego. Podmiot dokonuje zgłoszeń danych technicznych i handlowych wyłącznie do operatora systemu rozdzielczego, natomiast zasady rozliczeń reguluje umowa przesyłowa, uwzględniająca zapisy Regulaminu bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej, stanowiącego załącznik nr 6 do IRiESR.
IV.6.	Realizacja procesu zbierania, przekazywania i wymiany informacji pomiędzy podmiotami uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym, zgodnie z p. IV.5.a, odbywa się za pomocą Systemu Wymiany Informacji o Rynku Energii (WIRE) oraz Systemu Operatywnej Współpracy z Elektrowniami (SOWE). Wymiana informacji w systemach WIRE i SOWE realizowana jest zgodnie z wymogami określonymi w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.

IV.7.	Operator systemu rozdzielczego ustala którzy wytwórcy i odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci rozdzielczej są zobowiązani do pośredniego uczestnictwa w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.b. Szczegółowy wykaz podmiotów oraz harmonogram i zasady zgłaszania przez podmioty do operatora systemu rozdzielczego grafików handlowych, a także zasady rozliczania odchyleń od tych grafików określa Regulamin bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej, stanowiący załącznik nr 6.
IV.8.	Wytwórcy i odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci rozdzielczej i uczestniczący w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a pełnią samodzielnie lub upoważniają właściwy podmiot do pełnienia funkcji operatora handlowo-technicznego. Upoważnienie podmiotu do pełnienie funkcji operatora handlowo-technicznego odbywa się na podstawie umowy.
IV.9.	Operator handlowo-techniczny jest dysponentem jednostek grafikowych, dla których wyznacza pozycje kontraktowe poprzez grafikowanie umów sprzedaży energii elektrycznej oraz dla których opracowuje oferty bilansujące, zgodnie z zasadami określonymi w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.10.	Operator systemu rozdzielczego grafikuje umowy sprzedaży energii elektrycznej jednostek wytwórczych i odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej nie uczestniczących w rynku bilansującym (bezpośrednio lub pośrednio).
IV.11.	Przedsiębiorstwa obrotu i giełdy energii pełnią samodzielnie lub upoważniają właściwy podmiot do pełnienia funkcji operatora handlowego. Upoważnienie podmiotu do pełnienie funkcji operatora handlowego odbywa się na podstawie umowy.
IV.12.	Operator handlowy jest dysponentem jednostek grafikowych przedsiębiorstw obrotu, odpowiedzialnym za przygotowywanie grafików handlowych pracy jednostek grafikowych przedsiębiorstwa obrotu i przekazywanie ich do właściwego operatora.
IV.13.	Każda jednostka grafikowa może mieć tylko jednego operatora handlowo-technicznego lub operatora handlowego, natomiast każdy operator handlowo-techniczny lub handlowy może dysponować wieloma jednostkami grafikowymi i działać jednocześnie w sieciach wielu operatorów.
IV.14.	Operatorzy handlowo-techniczni oraz operatorzy handlowi prowadzą działalność w zakresie własnych jednostek grafikowych lub w zakresie innych jednostek grafikowych, na podstawie umów zawartych z podmiotami, które reprezentują oraz z właściwym operatorem, po spełnieniu warunków określonych przez tego operatora.
IV.15.	Operator handlowo-techniczny i operator handlowy jest zobowiązany do podpisania stosownej umowy z operatorem systemu przesyłowego oraz z właściwymi operatorami systemu rozdzielczego, jeżeli ich działalność dotyczy jednostek grafikowych przyłączonych do sieci rozdzielczej.

IV.16.	Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej operator handlowy dysponujący jednostkami grafikowymi giełdy energii jest zobowiązany do podpisania stosownej umowy wyłącznie z operatorem systemu przesyłowego.
IV.17.	Uzgodnienia pomiędzy operatorem systemu rozdzielczego a operatorami handlowo-technicznymi lub operatorami handlowymi są zawierane w postaci aneksu do umowy przesyłowej lub w postaci odrębnej umowy przesyłowej.
IV.18.	W przypadku nie posiadania umowy o przyłączenie lub umowy przesyłowej zawartej z operatorem systemu rozdzielczego, podmiot może pełnić funkcję operatora handlowo-technicznego lub operatora handlowego po wystąpieniu do operatora systemu rozdzielczego ze stosownym wnioskiem i po podpisaniu umowy przesyłowej.
IV.19.	Umowy przesyłowe, o których mowa w p. IV.17 i IV.18 stanowią podstawę rejestracji podmiotów pełniących funkcje operatorów handlowo-technicznych i określają w szczególności: dane podmiotu pełniącego funkcję operatora handlowo-technicznego, imienną listę osób wraz z danymi teleadresowymi przeznaczonych do bezpośredniego kontaktu z operatorem systemu rozdzielczego, wykaz jednostek grafikowych i miejsc dostarczania, inne dane określone w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.20.	Umowy przesyłowe zawierane z operatorami handlowymi, o których mowa w p. IV.17 i IV.18 określają w szczególności: dane podmiotu, imienną listę osób wraz z danymi teleadresowymi przeznaczonych do bezpośredniego kontaktu z operatorem systemu rozdzielczego, wykaz jednostek grafikowych dysponowanych przez operatora handlowego, inne dane określone w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.21.	Szczegółowe obowiązki podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej lub właściwych operatorów handlowo-technicznych i operatorów handlowych, wynikające z uczestnictwa w procesie prowadzenia ruchu sieci i bilansowania popytu i podaży energii elektrycznej znajdują się w rozdz. VII oraz w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IV.22.	Operator systemu rozdzielczego prowadzi i na bieżąco aktualizuje jawny rejestr podmiotów działających w imieniu i na rzecz wytwórców i odbiorców przyłączonych do sieci rozdzielczej (w tym operatorów handlowo-technicznych) oraz rejestr podmiotów działających w imieniu i na rzecz przedsiębiorstw obrotu (w tym operatorów handlowych).

V. PRZYŁĄCZANIE DO SIECI ROZDZIELCZEJ URZĄDZEŃ, INSTALACJI I INNYCH SIECI

V.1.	ZASADY PRZYŁĄCZANIA
V.1.1.	Przyłączanie podmiotów do sieci rozdzielczej następuje na podstawie umowy o przyłączenie i po spełnieniu warunków przyłączenia, określonych przez przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej (przedsiębiorstwo sieciowe), do którego sieci podmiot ubiega się o przyłączenie.
V.1.2.	Procedura przyłączenia podmiotu do sieci rozdzielczej obejmuje: pozyskanie przez podmiot od przedsiębiorstwa sieciowego odpowiedniego dla danej grupy przyłączeniowej wniosku o określenie warunków przyłączenia, złożenie przez podmiot w przedsiębiorstwie sieciowym wniosku o określenie warunków przyłączenia, zgodnego ze wzorem obowiązującym w danym przedsiębiorstwie sieciowym, wydanie przez przedsiębiorstwo sieciowe warunków przyłączenia i projektu umowy o przyłączenie, zawarcie umowy o przyłączenie, realizację przyłączy i niezbędnej rozbudowy sieci.
V.1.3.	Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci składa wniosek o określenie warunków przyłączenia.
V.1.4.	Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia określa przedsiębiorstwo sieciowe.
V.1.5.	Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia są zróżnicowane dla poszczególnych grup przyłączeniowych i stanowią załącznik nr 3.
V.1.6.	Do wniosku, o którym mowa w p. V.1.3 należy załączyć: dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania z obiektu, w którym będą używane urządzenia lub instalacje elektryczne, lub oświadczenie o złożeniu takiego dokumentu przed podpisaniem umowy o przyłączenie, plan zabudowy lub szkic sytuacyjny, określający usytuowanie przyłączanego obiektu względem istniejącej sieci oraz sąsiednich obiektów, ekspertyzę wpływu przyłączanych instalacji lub sieci na KSE, gdy wniosek składają podmioty zaliczane do II grupy przyłączeniowej.

V.1.7.	Warunki przyłączenia w zależności od danych zawartych we wniosku, o którym mowa w p. V.1.2.a, zawierają w szczególności: miejsce przyłączenia, miejsce dostarczania energii elektrycznej, moc przyłączeniową, rodzaj połączenia z siecią instalacji lub innych sieci określonych we wniosku, zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem, obowiązujący zakres wymagań wynikających z IRiESR, miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego, wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i transmisji danych pomiarowych, rodzaj i usytuowanie automatyk i zabezpieczenia głównego, dane znamionowe oraz inne niezbędne wymagania w zakresie automatyki zabezpieczeniowej i sieciowej, wartości: prądów zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączania, prądu zwarcia doziemnego, wymagany stopień skompensowania mocy biernej, wymagania w zakresie dostosowania przyłączonych urządzeń, instalacji lub sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego, wymagania w zakresie automatyk i zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami elektrycznymi, powodowanymi przez instalacje lub sieci wnioskodawcy, wymagania w zakresie wyposażenia urządzeń, instalacji lub sieci, niezbędnego do współpracą z siecią, do której urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączane, możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od standardowych, dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu ochrony od porażeń i ochrony przeciwprzepięciowej, w instalacji lub sieci przyłączanego podmiotu, projektowany koszt wykonania przyłącza.
V.1.8.	Przedsiębiorstwo sieciowe określa warunki przyłączenia w następujących terminach: 14 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę zaliczonego do IV, V lub VI grupy przyłączeniowej, 30 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę zaliczonego do III grupy przyłączeniowej, 3 miesięcy od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę zaliczonego do II grupy przyłączeniowej.
V.1.9.	Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich określenia.
V.1.10.	Wraz z określonymi przez przedsiębiorstwo sieciowe warunkami przyłączenia wnioskodawca otrzymuje projekt umowy o przyłączenie.
V.1.11.	W przypadkach, gdy przyłączenie podmiotu do sieci danego przedsiębiorstwa sieciowego na podstawie opracowywanych przez to przedsiębiorstwo warunków przyłączenia może wpłynąć na warunki pracy sieci innego przedsiębiorstwa sieciowego, przedsiębiorstwa sieciowe dokonują między sobą uzgodnień, w zakresie wzajemnego ponoszenia skutków wynikających z przyłączenia podmiotu.
V.1.12.	Przedsiębiorstwo sieciowe wydające warunki przyłączenia jest odpowiedzialne za dokonanie uzgodnień pomiędzy przedsiębiorstwami sieciowymi, o których mowa w p. V.1.11.
V.1.13.	Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego warunki przyłączenia wydawane podmiotom ubiegającym się o przyłączenie do sieci rozdzielczej koordynowanej, w przypadku: połączeń międzysystemowych, połączeń sieciowych pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych, wytwórców, odbiorców o mocy przyłączeniowej nie mniejszej niż 10 MW.
V.1.14.	Uzgodnienie, o którym mowa w p. V.1.13 obejmuje: uzgodnienie zakresu ekspertyzy, niezbędnej do określenia przez operatora systemu rozdzielczego warunków przyłączenia, uzgodnienie technicznych ustaleń zawartych w warunkach przyłączenia.
V.1.15.	Uzgodnienie, o którym mowa w p. V.1.13 jest realizowane po przekazaniu przez operatora systemu rozdzielczego do operatora systemu przesyłowego, warunków przyłączenia wraz z dokumentami: kopią wniosku podmiotu do operatora systemu rozdzielczego o określenia warunków przyłączenia, ekspertyzą wpływu przyłączanych instalacji lub sieci na KSE.
V.1.16.	Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia realizacji prac projektowych i budowlano-montażowych na zasadach określonych w tej umowie.
V.1.17.	Umowa o przyłączenie podmiotów do sieci rozdzielczej określa w szczególności: strony zawierające umowę, przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia, termin realizacji przyłączenia, wysokość opłaty za przyłączenie oraz sposób jej regulowania, zakres oraz sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji warunków przyłączenia oraz tryb przyłączania do sieci, sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony oraz kontroli dotrzymywania wymagań określonych w warunkach przyłączenia, terminy przeprowadzania prób i odbiorów częściowych oraz prób końcowych i ostatecznego odbioru przyłącza i przyłączanych instalacji, miejsce rozgraniczenia własności sieci i instalacji między przedsiębiorstwem sieciowym a przyłączanym podmiotem, planowane ilości energii elektrycznej pobieranej oraz przewidywany termin zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy przesyłowej, warunki udostępniania, przez przyłączany podmiot, nieruchomości w celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej dla realizacji przyłączenia, termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków umowy i jej wypowiedzenia, odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym za opóźnienie terminu realizacji prac.
V.1.18.	Operator systemu rozdzielczego ma prawo do kontroli spełniania przez przyłączone do sieci rozdzielczej urządzenia, instalacje i sieci wymagań zawartych w warunkach przyłączenia.
V.1.19.	Szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, o których mowa w p. V.1.18, reguluje rozporządzenie Ministra Gospodarki podane w p. II.3.g.
V.1.20.	Zagadnienia związane z połączeniem zagranicznej sieci rozdzielczej z siecią rozdzielczą przedsiębiorstwa sieciowego są regulowane postanowieniami umów. Połączenia międzysystemowe na napięciu 110 kV są realizowane zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej wyłącznie w układach wydzielonych, poprzez wyodrębnienie jednostek wytwórczych lub obszarów sieci rozdzielczej.
V.1.21.	Warunek, o którym mowa w p. V.1.20 nie dotyczy sieci rozdzielczej tworzącej oddzielny obszar regulacyjny.
V.1.22.	Szczegółowe warunki techniczne jakie powinny spełniać przyłączane do sieci rozdzielczej urządzenia, instalacje i inne sieci określają rozdziały V.4, V.5 i V.6.
V.1.23.	Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci rozdzielczej są zobowiązane do projektowania obiektów, urządzeń i instalacji przyłączanych do sieci rozdzielczej zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami oraz w oparciu o otrzymane warunki przyłączenia.
V.1.24.	W celu umożliwienia wykonania analiz stanu i rozwoju sieci rozdzielczej, wskazane przez przedsiębiorstwo sieciowe podmioty ubiegające się o przyłączenie oraz przyłączone do sieci rozdzielczej przekazują temu przedsiębiorstwu sieciowemu dane określone w rozdziale V.7. Dane od podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej są uaktualniane co dwa lata na wniosek przedsiębiorstwa sieciowego.

V.1.25.	Wytwórcy przyłączani do sieci rozdzielczej, posiadający koncesję na wytwarzanie energii elektrycznej, są zobowiązani do dokonania zgłoszenia wielkości mocy zainstalowanej i osiągalnej do centralnego rejestru jednostek wytwórczych, prowadzonego przez operatora systemu przesyłowego. Zgłoszenia tego dokonuje się po przeprowadzeniu, z wynikiem pozytywnym, wymaganych prób i odbiorów technicznych.
V.1.26.	Rejestracja mocy zainstalowanej i osiągalnej jednostki wytwórczej w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się zgodnie z następującą procedurą: wytwórca przeprowadza ruch próbny, na warunkach uzgodnionych z operatorem systemu rozdzielczego, przez czas nie krótszy niż 72 godziny, polegający na nieprzerwanej pracy z pełną mocą, określoną przez producenta jako moc osiągalna, po pomyślnym zakończeniu ruchu próbnego, wytwórca występuje z pisemnym wnioskiem do operatora systemu przesyłowego o dokonanie wpisu w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych. Wniosek powinien być przekazany do operatora systemu przesyłowego a kopia wniosku do operatora systemu rozdzielczego, co najmniej na 7 dni przed datą przekazania urządzenia do eksploatacji, operator systemu przesyłowego w terminie 7 dni, pisemnie potwierdza datę dokonania wpisu mocy zainstalowanej i osiągalnej nowej jednostki wytwórczej w centralnym rejestrze, wytwórca przekazuje do operatora systemu rozdzielczego w terminie 7 dni kopię potwierdzenia wpisu do rejestru otrzymanego od operatora systemu przesyłowego, o którym mowa w p. c).
V.1.27.	Zmiana mocy zainstalowanej jednostki wytwórczej będącej w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się na pisemny wniosek wytwórcy.
V.1.28.	Zmiana mocy osiągalnej jednostki wytwórczej przyłączonej do sieci rozdzielczej będącej w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się zgodnie z następującą procedurą: wytwórca przeprowadza ruch próbny, na warunkach uzgodnionych z operatorem systemu rozdzielczego, przez czas nie krótszy niż 72 godziny, polegający na nieprzerwanej pracy z pełną mocą, określoną przez producenta jako moc osiągalna, po pomyślnym zakończeniu 72 godzinnego ruchu próbnego, wytwórca występuje z pisemnym wnioskiem do operatora systemu przesyłowego o dokonanie zmiany w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych, przesyłając jednocześnie kopię wniosku do operatora systemu rozdzielczego, operator systemu przesyłowego w terminie 7 dni, pisemnie potwierdza datę dokonania wpisu mocy zainstalowanej i osiągalnej nowej jednostki wytwórczej w centralnym rejestrze, wytwórca przekazuje do operatora systemu rozdzielczego w terminie 7 dni kopię potwierdzenia zmiany w rejestrze otrzymanego od operatora systemu przesyłowego, o którym mowa w p. c).

V.2.	ZASADY WZAJEMNEGO PRZYŁĄCZANIA SIECI ROZDZIELCZEJ RÓŻNYCH PRZEDSIĘBIORSTW SIECIOWYCH
V.2.1.	Zasady wzajemnego przyłączania sieci rozdzielczej różnych przedsiębiorstw sieciowych są regulowane umowami i uzgadniane z operatorem systemu przesyłowego w zakresie dotyczącym sieci rozdzielczej koordynowanej.
V.2.2.	Umowa, o której mowa w p. V.2.1, w zakresie przyłączania sieci różnych przedsiębiorstw sieciowych powinna określać w szczególności: strony zawierające umowę, przedmiot umowy, w tym warunki przyłączenia, termin realizacji przyłączenia, wysokość kosztów przyłączenia i zasady rozliczeń, zakres i sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji warunków przyłączenia, sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony, terminy przeprowadzania prób, odbiorów częściowych, prób końcowych i ostatecznego odbioru przyłączenia, miejsce rozgraniczenia praw własności przyłączanych sieci, wykaz osób lub komórek organizacyjnych upoważnionych przez strony do koordynacji prac wynikających z umowy, zasady i tryb przeprowadzania kontroli dotrzymania warunków umowy, termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków umowy i jej wypowiedzenia, odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym za opóźnienie terminu realizacji prac.
V.2.3.	Warunki przyłączenia określają w szczególności: moc przyłączeniową, miejsca przyłączenia sieci różnych przedsiębiorstw sieciowych, zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem, miejsce zainstalowania i rodzaj układów pomiarowo-rozliczeniowych, warunki techniczne pracy sieci, nie spełniające wymagań określonych w rozdziale V.4 oraz standardów podanych w rozdziale III, wartości prądów zwarć wielofazowych i jednofazowych doziemnych oraz czasów ich wyłączania w punktach przyłączenia sieci u obydwu przedsiębiorstw sieciowych, miejsce zainstalowania i warunki współpracy automatyki zabezpieczeniowej i sieciowej, miejsce zainstalowania, parametry aparatury oraz warunki współpracy systemów sterowania dyspozytorskiego, podział kompetencji w zakresie nadzoru dyspozytorskiego.
V.2.4.	Informacje, o których mowa w p. V.2.2.e, dotyczą w szczególności wpływu przyłączania nowych podmiotów do sieci lub zmiany warunków przyłączenia na pracę sieci innych przedsiębiorstw sieciowych. Związane to jest ze zmianą: przepływów energii elektrycznej na transformatorach i liniach wymiany pomiędzy sieciami różnych przedsiębiorstw sieciowych, poziomu mocy i prądów zwarciowych, pewności dostaw energii elektrycznej, sposobu likwidacji przerw i zakłóceń w dostawie energii elektrycznej.
V.2.5.	Określone w umowie, o której mowa w p. V.2.1, próby i odbiory częściowe oraz odbiór końcowy zrealizowanego przyłączenia przeprowadzane są przy udziale upoważnionych przedstawicieli stron, które zawarły umowę.
V.2.6.	Wyniki prób i odbiorów, o których mowa w p. V.2.5, są potwierdzane przez strony w protokołach z przeprowadzenia prób i odbiorów.
V.3.	ZASADY ODŁĄCZANIA
V.3.1.	Zasady odłączania podmiotów od sieci rozdzielczej, określone w p. od V.3.2 do V.3.10 obowiązują operatora systemu rozdzielczego oraz podmioty odłączane, jeżeli umowa przesyłowa lub umowa sprzedaży energii nie stanowi inaczej.
V.3.2.	Operator systemu rozdzielczego odłącza podmioty od sieci rozdzielczej: w przypadku złożenia przez podmiot wniosku o odłączenie od sieci rozdzielczej, bez wniosku podmiotu, o ile w wyniku przeprowadzenia kontroli, o której mowa w p. V.1.18 operator systemu rozdzielczego stwierdzi nie spełnianie przez przyłączony podmiot warunków umów lub też w przypadku nieuzasadnionej odmowy odbiorcy na zainstalowanie przedpłatowego układu pomiarowo-rozliczeniowego i pokrycia kosztów jego zakupu i zainstalowania.
V.3.3.	Wniosek o odłączenie od sieci rozdzielczej składany przez podmiot zawiera w szczególności: miejsca przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których dotyczy odłączenie, przyczynę odłączenia, proponowany termin odłączenia.
V.3.4.	Operator systemu rozdzielczego ustala termin odłączenia podmiotu od sieci rozdzielczej uwzględniający techniczne możliwości realizacji procesu odłączenia podmiotu. Odłączany podmiot jest zawiadamiany przez operatora systemu rozdzielczego o dacie odłączenia, w terminie nie krótszym niż 14 dni od daty planowanego odłączenia, z wyjątkiem przypadków o których mowa w p. V.3.5.
V.3.5.	Operator systemu rozdzielczego odłącza podmioty zgodnie z V.3.2.b o ile w wyniku przeprowadzenia kontroli stwierdzi: stwarzanie przez instalację znajdującą się u odbiorcy bezpośredniego zagrożenia dla życia, zdrowia albo środowiska, nielegalny pobór energii elektrycznej.
V.3.6.	Operator systemu rozdzielczego dokonuje zmian w układzie sieci rozdzielczej umożliwiających odłączenie podmiotu od sieci. Podmiot odłączany od sieci rozdzielczej, uzgadnia z operatorem systemu rozdzielczego tryb, terminy oraz warunki niezbędnej przebudowy lub likwidacji majątku sieciowego będącego własnością podmiotu, wynikające z odłączenia od sieci rozdzielczej.
V.3.7.	Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego i sąsiednimi operatorami systemów rozdzielczych tryb odłączenia podmiotu, w zakresie w jakim odłączenie podmiotu od sieci rozdzielczej ma wpływ na warunki pracy sieci innych przedsiębiorstw sieciowych.
V.3.8.	Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego odłączenie podmiotu, przyłączonego do sieci rozdzielczej koordynowanej, a także odłączenie od sieci rozdzielczej JWCD lub jednostki wytwórczej koordynowanej przez operatora systemu przesyłowego.
V.3.9.	W niezbędnych przypadkach operator systemu rozdzielczego zapewnia sporządzenie i zatwierdza zgłoszenie obiektu elektroenergetycznego do odłączenia od sieci rozdzielczej, określające w szczególności: miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, których dotyczy odłączenie, termin odłączenia, dane osoby odpowiedzialnej ze strony operatora systemu rozdzielczego za prawidłowe odłączenie podmiotu, sposób odłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, obejmujący: zakres prac niezbędnych do wykonania przed odłączeniem podmiotu, położenie łączników niezbędnych do wykonania planowanego odłączenia podmiotu oraz harmonogram czynności łączeniowych w poszczególnych stacjach elektroenergetycznych, aktualny schemat sieci rozdzielczej obejmujący stacje elektroenergetyczne oraz linie, w otoczeniu urządzeń, instalacji i sieci odłączanego podmiotu.
V.3.10.	Ponowne przyłączenie podmiotu do sieci rozdzielczej odbywa się na zasadach określonych w rozdziale V.1 oraz w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.h.

V.4.	WYMAGANIA TECHNICZNE DLA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI ODBIORCÓW
V.4.1.	Urządzenia przyłączone do sieci 110 kV, SN i nN muszą być przystosowane do warunków zwarciowych w miejscu ich przyłączenia do sieci rozdzielczej.
V.4.2.	Czasy trwania zwarć wyłączanych przez zabezpieczenie podstawowe w strefie podstawowej w urządzeniach przyłączonych do sieci 110 kV mają być nie dłuższe niż 150 ms. W uzasadnionych przypadkach, za zgodą operatora systemu rozdzielczego, dopuszcza się dłuższe czasy wyłączania zwarć przez zabezpieczenia podstawowe w strefie podstawowej.
V.4.3.	Czas wyłączania zwarć w urządzeniach przyłączonych do sieci 110 kV przez zabezpieczenie rezerwowe ma być nie dłuższy niż ustalony przez operatora systemu rozdzielczego.
V.4.4.	Urządzenia podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej nie mogą powodować pogorszenia parametrów energii elektrycznej dostarczanej innym podmiotom, powyżej dopuszczalnych granic, określonych w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub standardów jakościowych energii elektrycznej określonych w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.h.
V.4.5.	Operator systemu rozdzielczego określa warunki stosowania elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej przez podmioty przyłączone do sieci 110 kV i SN, przy czym dla zapewnienia bezpiecznej pracy sieci przesyłowej i rozdzielczej nastawienia elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej w sieci 110 kV i sieci przesyłowej są koordynowane przez operatora systemu przesyłowego.
V.4.6.	Urządzenia pierwotne podmiotów przyłączanych bezpośrednio do sieci 110 kV, powinny być wyposażone w układy lokalnej rezerwy wyłącznikowej. Czasy likwidacji zwarć przez układy rezerwy lokalnej nie mogą przekraczać 500 ms.
V.5.	WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
V.5.1.	Wymagania techniczne oraz zalecenia dla JWCD przyłączonych do sieci rozdzielczej są określone przez operatora systemu przesyłowego w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
V.5.2.	Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych innych niż JWCD są ustalane indywidualnie pomiędzy wytwórcą a operatorem systemu rozdzielczego, z uwzględnieniem szczegółowych wymagań technicznych dla jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci rozdzielczej określonych w załączniku nr 5. W przypadku jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, operator systemu rozdzielczego uzgadnia wymagania techniczne z operatorem systemu przesyłowego.

V.5.3.	Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych innych niż JWCD, o których mowa w p. V.5.2 obejmują w zależności od potrzeb wymagania w zakresie: układów wzbudzenia, układów regulacji napięcia, sposobów wykorzystania układów grupowej regulacji napięć jednostek wytwórczych (ARNE), systemów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, urządzeń regulacji pierwotnej, czasów rozruchu i minimalnej liczby rozruchów w ciągu roku, ograniczników maksymalnych prądów stojana i wirnika, możliwości synchronizacji jednostki wytwórczej z siecią, wytwarzanych mocy czynnych i biernych, wyposażenia linii blokowych w układy automatyki.
V.5.4.	Czasy trwania zwarć wyłączanych przez zabezpieczenia podstawowe w jednostkach wytwórczych przyłączanych do sieci rozdzielczej jak i w urządzeniach i instalacjach sieci rozdzielczej w otoczeniu miejsca przyłączenia urządzeń i instalacji wytwórczych powinny zostać ustalone w umowie o przyłączenie i nie powinny być dla stref podstawowych dłuższe niż 150 ms.
V.5.5.	Czasy wyłączania zwarć przez zabezpieczenie rezerwowe w jednostkach wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej oraz w urządzeniach i instalacjach sieci rozdzielczej w otoczeniu węzła przyłączenia jednostek wytwórczych nie powinny być dłuższe niż 500 ms.
V.5.6.	Nastawienia automatyk i zabezpieczeń jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej powinny być skoordynowane przez operatora systemu rozdzielczego z nastawieniami automatyk i zabezpieczeń sieci rozdzielczej i sieci przesyłowej w otoczeniu węzłów przyłączenia jednostek wytwórczych.

V.6.	WYMAGANIA TECHNICZNE DLA UKŁADÓW I SYSTEMÓW POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH
V.6.1.	Wymagania ogólne
V.6.1.1.	Urządzenia wchodzące w skład każdego układu pomiarowo-rozliczeniowego muszą posiadać legalizację i/lub homologację zgodną z wymaganiami określonymi dla danego urządzenia.
V.6.1.2.	Układy pomiarowo-rozliczeniowe instalowane u wytwórców i odbiorców końcowych przyłączonych do sieci 110 kV i odbiorców końcowych przyłączonych do sieci SN i nN uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych i korzystających z tych usług muszą posiadać układy synchronizacji czasu oraz układy realizujące zdalną transmisję pomiarów do właściwego operatora systemu rozdzielczego.
V.6.1.3.	Układy pomiarowo-rozliczeniowe muszą być zainstalowane: w przypadku wytwórców - po stronie górnego napięcia transformatorów blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych, w przypadku odbiorców - na napięciu sieci, do której dany odbiorca jest przyłączony, w innych lokalizacjach, niż podane w p. a) i b), w miejscach określonych w warunkach przyłączenia.
V.6.1.4.	Podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej uczestniczące bezpośrednio lub pośrednio w rynku bilansującym instalują dla celów kontrolnych, bilansowych i rozliczeniowych, układy pomiarowe energii elektrycznej zgodnie z wymaganiami określonymi przez operatora systemu przesyłowego w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. Operatorzy systemów rozdzielczych instalują dodatkowo układy pomiarowe energii elektrycznej na liniach wymiany z obszarami sieci rozdzielczej, na których za ruch sieci rozdzielczej odpowiadają inni operatorzy systemów rozdzielczych.
V.6.1.5.	Operatorzy systemów rozdzielczych wraz z operatorem systemu przesyłowego uzgadniają wspólne protokoły pobierania oraz przetwarzania danych pomiarowych z central komputerowych zbierania danych pomiarowych, dla potrzeb transmisji danych do operatora systemu przesyłowego i ich zabezpieczenia przed utratą.
V.6.1.6.	Operatorzy systemów rozdzielczych uzgadniają wspólny protokół transmisji danych pomiarowych pomiędzy sobą, który przyjmuje się jako standard obowiązujący podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej, posiadające układy pomiarowo-rozliczeniowe umożliwiające zdalny odczyt ich wskazań.

V.6.1.7.	Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowo-rozliczeniowych podmiotów nie uczestniczących bezpośrednio lub pośrednio w rynku bilansującym uzależnia się od napięcia sieci, do której jest przyłączony odbiorca i dzieli się na 3 kategorie: kat. A - układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu 110 kV, kat. B - układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, kat. C - układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu nie wyższym niż 1 kV.
V.6.1.8.	Dla odbiorców końcowych i wytwórców przyłączonych do sieci 110 kV i na liniach 110 kV wymiany pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych wymaga się stosowania dwóch równoważnych układów pomiarowo-rozliczeniowych: układu podstawowego, układu rezerwowego.
V.6.1.9.	Miejsce zainstalowania podstawowego i rezerwowego układu pomiarowo-rozliczeniowego określa operator systemu rozdzielczego, w warunkach przyłączenia.
V.6.1.10.	Obciążenie przekładników prądowych i napięciowych w układach pomiarowo-rozliczeniowych nie może przekraczać wartości dopuszczalnych. Moc znamionowa rdzeni i uzwojeń przekładników powinna zostać tak dobrana do przewidywanego obciążenia, aby zapewnić poprawną pracę układu pomiarowo-rozliczeniowego.
V.6.1.11.	Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiarowo-rozliczeniowych nie należy przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii elektrycznej.
V.6.1.12.	Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych w układach pomiarowo-rozliczeniowych podstawowych i rezerwowych powinien wynosić 5.
V.6.1.13.	W układach pomiarowo-rozliczeniowych potrzeb własnych wytwórców należy stosować przekładniki klasy co najmniej 0,5 oraz liczniki energii czynnej i biernej odpowiednio klasy co najmniej 0,5 i 3, za wyjątkiem przypadków o których mowa w p. V.6.1.4.
V.6.2.	Podstawowe i rezerwowe układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu 110 kV
V.6.2.1.	W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu 110 kV należy instalować przekładniki prądowe i napięciowe o klasie dokładności co najmniej 0,5 a liczniki energii elektrycznej w tych układach mają posiadać klasę dokładności co najmniej 0,5 dla energii czynnej i 2 dla energii biernej, za wyjątkiem przypadków o których mowa w p. V.6.1.4.

V.6.2.2.	W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu 110 kV, wybudowanych do końca 1999 r., dopuszcza się pracę liczników energii elektrycznej czynnej o klasie dokładności 1, za wyjątkiem przypadków o których mowa w p. V.6.1.4.
V.6.2.3.	Liczniki energii elektrycznej w rezerwowych układach pomiarowo-rozliczeniowych mają posiadać klasę dokładności co najmniej 2 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej.
V.6.2.4.	Układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu 110 kV podmiotów uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych i korzystających z tych usług muszą umożliwiać zdalną transmisję pomiarów.
V.6.3.	Podstawowe i rezerwowe układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV
V.6.3.1.	W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV należy instalować przekładniki prądowe i napięciowe o klasie dokładności co najmniej 0,5 a liczniki energii elektrycznej w tych układach mają posiadać klasę dokładności co najmniej 1 dla energii czynnej i 2 dla energii biernej.
V.6.3.2.	W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, wybudowanych do końca 1999 r., dopuszcza się pracę liczników energii elektrycznej o klasie dokładności 2 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej.
V.6.3.3.	Liczniki energii elektrycznej w rezerwowych układach pomiarowo-rozliczeniowych mają posiadać klasę dokładności co najmniej 2 dla energii czynnej i 3 dla energii biernej.
V.6.3.4.	Układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV podmiotów uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych i korzystających z tych usług muszą umożliwiać zdalną transmisję pomiarów.
V.6.4.	Układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu nie wyższym niż 1 kV
V.6.4.1.	W układach pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu nie wyższym niż 1 kV należy instalować liczniki energii elektrycznej czynnej o klasie dokładności co najmniej 2, a energii elektrycznej biernej co najmniej 3 oraz przekładniki prądowe w układach półpośrednich o klasie dokładności co najmniej 0,5.
V.6.4.2.	W przypadku układów pomiarowo-rozliczeniowych na napięciu nie wyższym niż 1 kV operator systemu rozdzielczego decyduje o konieczności wyposażenia tych układów w urządzenia umożliwiające zdalną transmisję pomiarów.

V.7.	DANE PRZEKAZYWANE DO OPERATORA SYSTEMU ROZDZIELCZEGO PRZEZ PODMIOTY PRZYŁĄCZONE I PRZYŁĄCZANE DO SIECI ROZDZIELCZEJ
V.7.1.	Zakres danych
V.7.1.1.	Dane przekazywane do operatora systemu rozdzielczego przez podmioty przyłączone i przyłączane do sieci rozdzielczej obejmują: dane opisujące stan istniejący, dane prognozowane dla perspektywy określonej przez operatora systemu rozdzielczego.
V.7.2.	Dane opisujące stan istniejący
V.7.2.1.	Wytwórcy przekazują do operatora systemu rozdzielczego następujące dane opisujące stany istniejące swoich instalacji i urządzeń: schematy główne układów elektrycznych, dane jednostek wytwórczych, dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.
V.7.2.2.	Odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez operatora systemu rozdzielczego odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych i korzystający z tego prawa, przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do operatora systemu rozdzielczego następujące dane opisujące stan istniejący swoich instalacji i urządzeń: dane o węzłach i ich wyposażeniu, liniach wraz ze schematami i planami, transformatorach, dane o ewentualnych jednostkach wytwórczych, dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.
V.7.2.3.	Dane o węzłach obejmują w zależności od potrzeb: nazwę węzła, rodzaj i schemat stacji, rodzaj pól i ich wyposażenie, zapotrzebowanie na moc czynną i bierną w charakterystycznych godzinach pomiarowych z uwzględnieniem i bez uwzględnienia mocy osiągalnych jednostek wytwórczych, roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną z uwzględnieniem i bez uwzględnienia produkcji energii elektrycznej jednostek wytwórczych, ilość energii elektrycznej kupowanej w ramach bezpośrednich umów z wytwórcami, udział odbiorców przemysłowych w szczytowym obciążeniu stacji, moc bierną kompensującą, kondensatory ze znakiem +, dławiki ze znakiem -, układ normalny pracy.
V.7.2.4.	Dane o liniach obejmują w zależności od potrzeb: nazwę węzła początkowego, nazwę węzła końcowego, rezystancję linii, reaktancję dla składowej zgodnej, 1/2 susceptancji poprzecznej pojemnościowej, stosunek reaktancji dla składowej zerowej do reaktancji dla składowej zgodnej, 1/2 konduktancji poprzecznej, długość linii, typ i przekrój przewodów, obciążalność termiczną linii w sezonie zimowym, obciążalność termiczną linii w sezonie letnim.
V.7.2.5.	Dane o transformatorach obejmują w zależności od potrzeb: nazwy węzłów, do których jest przyłączony transformator, dane znamionowe, model zwarciowy,
V.7.2.6.	Dane o jednostkach wytwórczych obejmują w zależności od potrzeb: nazwę węzła, do którego jednostka wytwórcza jest przyłączona, rezystancję i reaktancję gałęzi generator-transformator blokowy, reaktancję zastępczą bloku z uwzględnieniem X'd generatora, maksymalną wartość siły elektromotorycznej E'max podaną na poziomie napięcia węzła, do którego przyłączona jest jednostka wytwórcza, stosunek reaktancji dla składowej symetrycznej zerowej do reaktancji dla składowej symetrycznej zgodnej dla gałęzi jednostka wytwórcza-transformator blokowy, znamionową moc pozorną jednostki wytwórczej, napięcie znamionowe jednostki wytwórczej, znamionowy współczynnik mocy jednostki wytwórczej, reaktancję transformatora blokowego odniesioną do napięcia węzła, do którego jest przyłączony transformator, moduł przekładni transformatora blokowego w jednostkach względnych, moc czynną potrzeb własnych, współczynnik mocy potrzeb własnych, maksymalną generowaną moc czynną, minimalną generowaną moc czynną, dla jednostek wytwórczych u wytwórców energii elektrycznej minimalną i maksymalną generowaną moc czynną w sezonie letnim i zimowym, statyzm turbiny, reaktancję podprzejściową generatora w osi d w jednostkach względnych, reaktancję zastępczą gałęzi jednostka wytwórcza-transformator blokowy odniesioną do napięcia węzła, do którego jest przyłączona jednostka wytwórcza.
V.7.2.7.	Formę przekazywanych danych, termin oraz sposób przekazania podmioty uzgadniają z operatorem systemu rozdzielczego.
V.7.3.	Dane prognozowane dla perspektywy określonej przez operatora systemu rozdzielczego
V.7.3.1.	Dane prognozowane opisujące warunki pracy urządzeń, instalacji i sieci podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej obejmują dla każdego roku w zależności od potrzeb: informacje o jednostkach wytwórczych, informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną, informacje o zawarciu kontraktów na zakup energii elektrycznej, informacje o wymianie międzysystemowej, informacje o projektach zarządzania popytem, inne dane w zakresie uzgodnionym przez operatora systemu rozdzielczego i podmiot przyłączony do sieci rozdzielczej.
V.7.3.2.	Informacje o jednostkach wytwórczych, o których mowa w p. V.7.3.1, obejmują w zależności od potrzeb: rodzaje jednostek wytwórczych, lokalizację i charakter ich pracy, moce i przewidywane ograniczenia w produkcji energii elektrycznej, przewidywaną elastyczność pracy, techniczny i księgowy czas eksploatacji, sprawności wytwarzania energii elektrycznej, przewidywane nakłady inwestycyjne na modernizację lub budowę nowych jednostek wytwórczych, rodzaj paliwa, jego charakterystykę i możliwości pozyskania, skuteczności instalacji oczyszczania spalin, dane o ograniczeniach zawartych w posiadanych pozwoleniach związanych z ochroną środowiska oraz czas ich obowiązywania, dla jednostek wytwórczych pompowych sprawności pompowania i wytwarzania oraz pojemność zbiornika górnego.
V.7.3.3.	Odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez operatora systemu rozdzielczego odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych i korzystający z tego prawa, przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do operatora systemu rozdzielczego następujące informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną, o których mowa w p. V.7.3.1: zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną, krzywe obciążeń w wybranych dobach reprezentatywnych, miesięczne bilanse mocy i energii.
V.7.3.4.	Informacje o wymianie międzysystemowej, o których mowa w p. V.7.3.1, obejmują: zakontraktowaną moc i energię elektryczną, czas obowiązywania kontraktu.
V.7.3.5.	Informacje o projektach zarządzania popytem, o których mowa w p. V.7.3.1, obejmują: opis i harmonogram projektu, przewidywaną wielkość ograniczenia zapotrzebowania na moc i energię elektryczną.
V.7.3.6.	Formę przekazywanych danych prognozowanych, stopień szczegółowości, termin oraz sposób przekazania podmioty uzgadniają z operatorem systemu rozdzielczego.

VI. EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI

VI.1.	ZASADY I STANDARDY TECHNICZNE EKSPLOATACJI
VI.1.1.	Przepisy ogólne
VI.1.1.1.	Urządzenia przyłączone do sieci rozdzielczej muszą spełniać warunki legalizacji, uzyskiwania homologacji i/lub certyfikatów oraz znaku bezpieczeństwa, określone odrębnymi przepisami.
VI.1.1.2.	Zasady i standardy techniczne eksploatacji sieci rozdzielczej obejmują zagadnienia związane z: przyjmowaniem urządzeń i instalacji do eksploatacji, prowadzeniem zabiegów eksploatacyjnych, przekazaniem urządzeń do remontu lub wycofywaniem z eksploatacji, dokonywaniem uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego i operatorami systemów rozdzielczych przy wykonywaniu prac eksploatacyjnych, prowadzeniem dokumentacji technicznej i prawnej.
VI.1.1.3.	Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci może na podstawie umowy powierzyć prowadzenie eksploatacji swoich urządzeń, instalacji lub sieci innemu podmiotowi.
VI.1.1.4.	Dopuszcza się uzgodnienie w umowie zawartej pomiędzy właścicielem urządzeń, instalacji lub sieci oraz operatorem systemu rozdzielczego, innych niż określone w IRiESR standardów eksploatacji urządzeń, instalacji lub sieci.
VI.1.1.5.	Eksploatacja sieci, instalacji oraz urządzeń w rozdzielniach i stacjach elektroenergetycznych będących własnością przedsiębiorstwa sieciowego z obsługą innego podmiotu jest prowadzona na zasadach określonych w IRiESR, na podstawie umowy.
VI.1.1.6.	Eksploatacja układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych sieci rozdzielczej jest prowadzona zgodnie z zasadami określonymi w przyjętej do stosowania Instrukcji eksploatacji układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych, będącej dokumentem związanym z IRiESR.
VI.1.1.7.	Podmioty zaliczone do II, III lub VI grupy przyłączeniowej, przyłączone bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, opracowują instrukcję ruchu i eksploatacji posiadanych urządzeń, instalacji i sieci z uwzględnieniem warunków określonych w IRiESR. Podmioty te przekazują instrukcję wraz z kartami aktualizacji operatorowi systemu rozdzielczego, do sieci którego są przyłączone.

VI.1.1.8.	Utrzymanie sieci rozdzielczej w należytym stanie technicznym jest zapewniane między innymi przez poddanie sieci oględzinom, przeglądom, konserwacjom i remontom oraz pomiarom i próbom eksploatacyjnym.
VI.1.2.	Przyjmowanie urządzeń i instalacji do eksploatacji
VI.1.2.1.	Przyjęcie do eksploatacji nowych urządzeń, instalacji odbiorców lub wytwórców, przebudowanych i po remoncie następuje po przeprowadzeniu prób i pomiarów oraz stwierdzeniu spełniania przez przyjmowane do eksploatacji urządzenia i instalacje warunków zawartych w rozdziałach V.4, V.5 lub V.6, warunków określonych w zawartych umowach, warunków technicznych budowy urządzeń elektroenergetycznych, wykonywania i odbioru robót, a także warunków zawartych w dokumentacji projektowej i fabrycznej. Ponadto przyjmowane do eksploatacji urządzenia i instalacje muszą posiadać dokumentację prawną i techniczną.
VI.1.2.2.	Transformatory 110/SN, transformatory blokowe, rozdzielnie o napięciu znamionowym 110 kV, linie kablowe o napięciu znamionowym 110 kV oraz inne urządzenia przyłączone do sieci 110 kV, SN i nN - określone przez operatora systemu rozdzielczego, przed przyjęciem do eksploatacji są poddawane ruchowi próbnemu.
VI.1.2.3.	Warunki ruchu próbnego są ustalane pomiędzy właścicielem lub podmiotem prowadzącym eksploatację urządzeń, operatorem systemu rozdzielczego i wykonawcą prac, z uwzględnieniem wymagań producenta urządzeń.
VI.1.2.4.	Właściciel urządzeń w uzgodnieniu z operatorem systemu rozdzielczego powołuje komisję odbioru urządzeń i instalacji, która sporządza protokół stwierdzający spełnianie przez przyjmowane do eksploatacji urządzenia i instalacje wymagań określonych w rozdziałach V.4, V.5 i V.6.
VI.1.3.	Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofywanie z eksploatacji
VI.1.3.1.	Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofanie z eksploatacji następuje na podstawie decyzji właściciela urządzeń.
VI.1.3.2.	Datę i sposób przekazania urządzeń do remontu lub wycofania z eksploatacji należy uzgodnić z właściwym operatorem systemu rozdzielczego.

VI.1.4.	Uzgadnianie prac eksploatacyjnych z operatorem systemu przesyłowego i operatorami systemów rozdzielczych
VI.1.4.1.	Wszystkie prace wykonywane w systemie rozdzielczym są prowadzone w uzgodnieniu z operatorem systemu rozdzielczego odpowiedzialnym za prowadzenie ruchu sieci rozdzielczej, w której mają być wykonane prace eksploatacyjne.
VI.1.4.2.	W przypadku powierzenia prowadzenia eksploatacji urządzeń innemu podmiotowi szczegółowe zasady i terminy dokonywania uzgodnień prac eksploatacyjnych z operatorem systemu rozdzielczego reguluje umowa.
VI.1.4.3.	Operator systemu rozdzielczego dokonuje niezbędnych uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego w zakresie terminów planowanych prac eksploatacyjnych prowadzonych w sieci rozdzielczej koordynowanej, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
VI.1.4.4.	Operator systemu rozdzielczego dokonuje niezbędnych uzgodnień planowanych prac eksploatacyjnych w zakresie, w jakim mogą one mieć wpływ na pracę sieci, której ruch prowadzą inni operatorzy.
VI.1.5.	Dokumentacja techniczna i prawna
VI.1.5.1.	Właściciel obiektu elektroenergetycznego lub urządzenia prowadzi i na bieżąco aktualizuje następującą dokumentację: dla obiektu elektroenergetycznego - dokumentację techniczną i prawną, dla urządzeń - dokumentację techniczną.
VI.1.5.2.	Dokumentacja techniczna w zależności od rodzaju obiektu lub urządzenia obejmuje: projekt wykonawczy wraz z zaznaczonymi zmianami, w zależności od potrzeb, protokół zakwalifikowania pomieszczeń i ich stref lub przestrzeni zewnętrznych do kategorii niebezpieczeństwa pożarowego i zagrożenia wybuchem, dokumentację fabryczną urządzenia, w tym: świadectwa, karty gwarancyjne, fabryczne instrukcje obsługi, opisy techniczne, rysunki konstrukcyjne, montażowe i zestawieniowe, dokumentację związaną z ochroną środowiska naturalnego, dokumentację eksploatacyjną i ruchową, paszporty urządzeń.

VI.1.5.3.

Dokumentacja eksploatacyjna i ruchowa w zależności od rodzaju obiektu lub urządzenia obejmuje: dokumenty przyjęcia do eksploatacji, w tym protokoły przeprowadzonych prób, instrukcję eksploatacji wraz z niezbędnymi załącznikami, dokumenty dotyczące oględzin, przeglądów, konserwacji, napraw i remontów, w tym dokumenty dotyczące rodzaju i zakresu uszkodzeń i napraw, protokoły zawierające wyniki przeprowadzonych prób i pomiarów, ewentualnie wykaz niezbędnych części zamiennych, dokumenty z przeprowadzonej oceny stanu technicznego, dziennik operacyjny, schemat elektryczny obiektu, wykaz nastawień zabezpieczeń i automatyki, wykaz osób upoważnionych do realizacji operacji ruchowych, karty przełączeń, książka ewidencji założonych uziemień, programy łączeniowe.

VI.1.5.4.

Instrukcja eksploatacji urządzenia lub grup urządzeń jest ustalana przez przedsiębiorstwo sieciowe i w zależności od rodzaju urządzenia zawiera: ogólną charakterystykę urządzenia, niezbędne warunki eksploatacji urządzenia, określenie czynności związanych z uruchomieniem, obsługą w czasie pracy i zatrzymaniem urządzenia w warunkach normalnej eksploatacji, wymagania w zakresie konserwacji i napraw, zasady postępowania w razie awarii, pożaru i w przypadku innych zakłóceń w pracy urządzenia, zakresy wykonywania zapisów ruchowych, w tym wskazań aparatury kontrolno-pomiarowej, zakresy przeprowadzania oględzin, przeglądów oraz prób i pomiarów, wymagania dotyczące ochrony przed porażeniem, pożarem, wybuchem oraz inne wymagania w zakresie bezpieczeństwa obsługi i otoczenia, wymagania dotyczące kwalifikacji osób zajmujących się eksploatacją, wykaz niezbędnego sprzętu ochronnego oraz informacje o środkach łączności, wymagania związane z ochroną środowiska, inne wymagania, wynikające z odrębnych przepisów.

VI.1.5.5.	Dokumentacja prawna obiektu elektroenergetycznego powinna zawierać w szczególności: decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu, stan prawno-własnościowy nieruchomości i pozwolenie na budowę lub prawo do użytkowania.
VI.1.6.	Rezerwa urządzeń i części zapasowych
VI.1.6.1.	Operator systemu rozdzielczego określa i utrzymuje rezerwy urządzeń i części zapasowych, niezbędne z punktu widzenia bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego.
VI.1.6.2.	W przypadku powierzenia operatorowi systemu rozdzielczego prowadzenia eksploatacji przez właściciela urządzeń zawarta umowa powinna regulować zasady utrzymywania niezbędnej rezerwy urządzeń i części zapasowych.
VI.1.7.	Wymiana informacji eksploatacyjnych
VI.1.7.1.	Podmioty prowadzące eksploatację sieci rozdzielczej oraz urządzeń, instalacji i sieci przyłączonych do sieci rozdzielczej wymieniają wzajemnie informacje eksploatacyjne.
VI.1.7.2.	Wymiana informacji eksploatacyjnych obejmuje w zależności od potrzeb: informacje niezbędne do sporządzenia schematów sieci rozdzielczej, wyniki oględzin, przeglądów i oceny stanu technicznego, wyniki pomiarów i prób eksploatacyjnych, parametry obiektów, urządzeń i sieci zmienione w wyniku podjęcia działań eksploatacyjnych, informacje związane z elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową, imienne wykazy osób, wraz z danymi teleadresowymi, odpowiedzialnych za podejmowanie działań eksploatacyjnych.
VI.1.7.3.	Informacje eksploatacyjne, o których mowa w p. VI.1.7.2, są aktualizowane i przekazywane na bieżąco w taki sposób, aby zapewniały prawidłową organizację prac eksploatacyjnych.
VI.1.7.4.	Operator systemu przesyłowego, operatorzy systemów rozdzielczych oraz podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej stosują jednolite nazewnictwo i numerację swoich obiektów i urządzeń.
VI.1.7.5.	Spory wynikające z proponowanego nazewnictwa i numeracji w zakresie sieci rozdzielczej 110 kV rozstrzyga operator systemu przesyłowego, a w zakresie pozostałej sieci rozdzielczej spory rozstrzyga operator systemu rozdzielczego.
VI.1.7.6.	Operator systemu rozdzielczego sporządza i aktualizuje schematy sieci rozdzielczej.
VI.1.8.	Ochrona środowiska naturalnego
VI.1.8.1.	Operator systemu rozdzielczego oraz podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej są zobowiązane do przestrzegania zasad ochrony środowiska, określonych odrębnymi przepisami i normami.
VI.1.8.2.	Operator systemu rozdzielczego oraz podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej stosują środki techniczne i organizacyjne wpływające na ograniczenie zagrożenia środowiska naturalnego wywołanego pracą urządzeń elektrycznych.
VI.1.8.3.	Operatorzy systemów rozdzielczych wymieniają między sobą, z operatorem systemu przesyłowego oraz podmiotami przyłączonymi do sieci rozdzielczej informacje dotyczące zagrożenia środowiska naturalnego, uwzględniając równocześnie zakres ewentualnego współdziałania w zapobieganiu i likwidacji tych zagrożeń.
VI.1.8.4.	Operator systemu rozdzielczego, w uzgodnieniu z odpowiednimi służbami powołanymi do zwalczania skażeń środowiska naturalnego, ustala sposoby postępowania w przypadku ewentualnego skażenia środowiska naturalnego, spowodowanego przez substancje szkodliwe wykorzystywane w obiektach i urządzeniach sieci rozdzielczej.
VI.1.8.5.	Właściciel urządzeń zapewnia przestrzeganie zasad ochrony środowiska przy utylizacji substancji szkodliwych wykorzystywanych w obiektach i urządzeniach sieci rozdzielczej oraz zgodną z przepisami ochrony środowiska wycinkę drzew i gałęzi wokół obiektów i urządzeń sieci rozdzielczej.
VI.1.8.6.	Dokumentacja eksploatacyjna i projektowa obiektów i urządzeń sieci rozdzielczej jest uzgadniana w zakresie wymogów ochrony środowiska z właściwymi władzami terenowymi, jeśli uzgodnienia takie są wymagane odrębnymi przepisami.
VI.1.9.	Planowanie prac eksploatacyjnych
VI.1.9.1.	Uwzględniając w szczególności planowanie pracy sieci rozdzielczej, operator systemu rozdzielczego opracowuje roczne plany prac eksploatacyjnych dla urządzeń, instalacji i sieci rozdzielczej obejmujące: oględziny, przeglądy oraz pomiary i próby eksploatacyjne, konserwacje i remonty, prace z zakresu ochrony środowiska naturalnego, prace planowane przez podmioty zaliczane do II, III i VI grupy przyłączeniowej, o ile mogą one mieć wpływ na pracę sieci rozdzielczej.

VI.1.9.2.	Poza pracami przewidywanymi w rocznym planie prac eksploatacyjnych operator systemu rozdzielczego zapewnia realizację doraźnych prac eksploatacyjnych, mających na celu naprawę szkód zagrażających prawidłowemu funkcjonowaniu urządzeń, instalacji i sieci rozdzielczej lub stwarzających zagrożenie dla bezpieczeństwa ludzi i środowiska naturalnego.
VI.1.9.3.	Podmioty zaliczane do II, III oraz VI grupy przyłączeniowej przyłączone do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, uzgadniają z operatorem systemu rozdzielczego prace eksploatacyjne w zakresie, w jakim mogą mieć wpływ na ruch i eksploatację sieci rozdzielczej.
VI.1.9.4.	Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń elementów sieci rozdzielczej są zobowiązane do przestrzegania zasad i trybu planowania wyłączeń w sieci rozdzielczej ustalonego przez operatora systemu rozdzielczego w rozdziale VII.6.
VI.1.9.5.	Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń elementów sieci rozdzielczej przekazują do operatora systemu rozdzielczego zgłoszenia wyłączeń elementów sieci. Zawartość i terminy przekazywania zgłoszeń określono w rozdziale VII.6.
VI.1.10.	Warunki bezpiecznego wykonywania prac
VI.1.10.1.	Operator systemu rozdzielczego opracowuje Instrukcję organizacji bezpiecznej pracy, obowiązującą personel eksploatujący obiekty, urządzenia i instalacje sieci elektroenergetycznych, uwzględniającą wymagania zawarte w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.f.
VI.1.10.2.	Pracownicy zatrudnieni przy eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci elektroenerge­tycznych powinni posiadać odpowiednie kwalifikacje zawodowe i określone warunki zdrowia oraz być przeszkoleni na zajmowanych stanowiskach zgodnie z wymaganiami zawartymi w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.b oraz w Instrukcji organizacji bezpiecznej pracy.

VI.2.	ZASADY DOKONYWANIA OGLĘDZIN, PRZEGLĄDÓW, OCENY STANU TECHNICZNEGO ORAZ KONSERWACJI I REMONTÓW
VI.2.1.	Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
VI.2.1.1.	Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej powinny być wykonywane w miarę możliwości podczas ruchu sieci, w zakresie niezbędnym do ustalenia jej zdolności do pracy.
VI.2.1.2.	Oględziny linii napowietrznych o napięciu znamionowym 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niż raz w roku. Oględziny linii napowietrznych o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niż raz na 5 lat, a w przypadkach gdy linie te są narażone na szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich użytkowania, nie rzadziej niż raz w roku.
VI.2.1.3.	Podczas przeprowadzania oględzin linii napowietrznych sprawdza się w szczególności : stan konstrukcji wsporczych, fundamentów i izbic, stan przewodów i ich osprzętu, stan łączników, ochrony przeciwprzepięciowej i przeciwporażeniowej, stan odcinków kablowych sprawdzanej linii napowietrznej, stan izolacji linii, stan napisów: informacyjnych i ostrzegawczych oraz zgodność oznaczeń z dokumentacją techniczną, stan instalacji oświetleniowej i jej elementów, zachowanie prawidłowej odległości przewodów od ziemi, zarośli, gałęzi drzew oraz od obiektów znajdujących się w pobliżu linii, zachowanie prawidłowej odległości od składowisk materiałów łatwo zapalnych, wpływ na konstrukcje linii działania wód lub osiadania gruntu.
VI.2.1.4.	Oględziny linii kablowych o napięciu znamionowym 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niż raz w roku. Oględziny linii kablowych o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV są przeprowadzane nie rzadziej niż raz na 5 lat, a w przypadkach gdy linie te są narażone na szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich użytkowania, nie rzadziej niż raz w roku.

VI.2.1.5.	Podczas przeprowadzania oględzin linii kablowych sprawdza się w szczególności: stan oznaczników linii kablowych i tablic ostrzegawczych na brzegach rzek, stan wejść do tuneli, kanałów i studzienek kablowych, stan osłon przeciwkorozyjnych kabli, konstrukcji wsporczych i osłon przed uszkodzeniami mechanicznymi, stan głowic kablowych, stan połączeń przewodów uziemiających i zacisków, stan urządzeń dodatkowego wyposażenia linii, stan instalacji i urządzeń przeciwpożarowych i sprzętu pożarniczego, czy w pobliżu tras linii kablowych nie prowadzi się wykopów oraz czy na trasach linii kablowych nie są składowane duże i ciężkie elementy, mogące utrudniać dostęp do kabla.
VI.2.1.6.	Oględziny stacji przeprowadza się w terminach: stacji o napięciu znamionowym 110 kV ze stałą obsługą: w skróconym zakresie - raz na dobę, w pełnym zakresie - raz na kwartał, stacji o napięciu znamionowym 110 kV bez stałej obsługi: w skróconym zakresie - przy każdej bytności na stacji, w pełnym zakresie - nie rzadziej niż raz na kwartał, stacji SN/SN i SN/nN wyposażonych w elektroenergetyczną automatykę zabezpieczeniową współpracującą z wyłącznikami SN - w skróconym zakresie raz na kwartał, w pełnym zakresie raz na pół roku. stacji słupowych o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV - nie rzadziej niż raz na 5 lat, a w przypadkach gdy stacje te są narażone na szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich użytkowania, nie rzadziej niż raz w roku, stacji wnętrzowych o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV - nie rzadziej niż raz na rok.
VI.2.1.7.	Podczas przeprowadzania oględzin stacji w skróconym zakresie, sprawdza się w szczególności: stan i gotowość potrzeb własnych prądu przemiennego, stan prostowników oraz baterii akumulatorów w zakresie określonym odrębnymi przepisami, zgodność położenia przełączników automatyki z aktualnym układem połączeń stacji, działanie oświetlenia elektrycznego (zasadniczego i awaryjnego) stacji, stan techniczny transformatorów, przekładników, wyłączników, odłączników, dławików gaszących, rezystorów i ograniczników przepięć, gotowość ruchową układów zabezpieczeń, automatyki i sygnalizacji oraz central telemechaniki, stan i gotowość ruchową aparatury i napędów łączników, gotowość ruchową przetwornic awaryjnego zasilania urządzeń teletechnicznych, działanie łączy teletechnicznych oraz innych urządzeń stacji, określonych w instrukcji eksploatacji, stan zewnętrzny izolatorów i głowic kablowych, poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach.
VI.2.1.8.	Podczas przeprowadzania oględzin stacji w pełnym zakresie, sprawdza się w szczególności: spełnienie warunków przewidzianych w zakresie skróconych oględzin, stan i warunki przechowywania oraz przydatność do użytku sprzętu ochronnego, zgodność schematu stacji ze stanem faktycznym, zgodność układu połączeń stacji z ustalonym w układzie pracy, stan urządzeń i instalacji sprężonego powietrza, stan układów i urządzeń elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, w zakresie określonym w Instrukcji eksploatacji układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych, będącej dokumentem związanym z IRiESR, stan napisów i oznaczeń informacyjno-ostrzegawczych, stan baterii kondensatorów, poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach, działanie przyrządów kontrolno-pomiarowych i rejestracyjnych, aktualny stan liczników rejestrujących zadziałanie ochronników, wyłączników, przełączników zaczepów i układów automatyki łączeniowej, stan dróg, przejść, pomieszczeń, ogrodzeń i zamknięć przy wejściach do pomieszczeń ruchu elektrycznego i na teren stacji, stan fundamentów, kanałów kablowych, konstrukcji wsporczych, instalacji wodno-kanalizacyjnych, ochrony przeciwprzepięciowej, kabli, przewodów i ich osprzętu, stan urządzeń grzewczych i wentylacyjnych oraz wysokości temperatury w pomieszczeniach, a także warunki chłodzenia urządzeń, działanie lokalizatorów uszkodzeń linii oraz innych urządzeń stacji, określonych w instrukcji eksploatacji, kompletność dokumentacji eksploatacyjnej i ruchowej znajdującej się w stacji, stan instalacji i urządzeń przeciwpożarowych oraz sprzętu pożarniczego.

VI.2.1.9.	Oględziny instalacji przeprowadza się nie rzadziej niż co 5 lat, a w przypadkach gdy instalacje te są narażone na szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas ich użytkowania, nie rzadziej niż raz w roku, sprawdzając w szczególności: stan widocznych części przewodów, izolatorów i ich zamocowania, stan dławików w miejscu wprowadzenia przewodów do skrzynek przyłączeniowych, odbiorników energii elektrycznej i osprzętu, stan osłon przed uszkodzeniami mechanicznymi przewodów, stan ochrony przeciwporażeniowej, gotowość ruchową urządzeń zabezpieczających, automatyki i sterowania, stan napisów informacyjnych i ostrzegawczych oraz oznaczeń, a także ich zgodność z dokumentacją techniczną.
VI.2.2.	Przeglądy elektroenergetycznej sieci rozdzielczej
VI.2.2.1.	Terminy i zakresy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci rozdzielczej powinny wynikać z przeprowadzonych oględzin oraz oceny stanu technicznego sieci.
VI.2.2.2.	Terminy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci rozdzielczej oraz związane z tym wyłączenia obiektów i urządzeń uzgadnia się z operatorem systemu rozdzielczego.
VI.2.2.3.	Przegląd linii napowietrznych obejmuje w szczególności: oględziny w zakresie określonym w p. VI.2.1.3, pomiary i próby eksploatacyjne określone w załączniku nr 4, konserwacje i naprawy.
VI.2.2.4.	Przegląd linii kablowej obejmuje w szczególności: oględziny w zakresie określonym w p. VI.2.1.5, pomiary i próby eksploatacyjne określone w załączniku nr 4, sprawdzenie stanu instalacji olejowej i sygnalizacji linii, w której zainstalowano kable olejowe, konserwacje i naprawy.
VI.2.2.5.	Przegląd urządzeń stacji obejmuje w szczególności: oględziny w zakresie określonym w p. VI.2.1.8, pomiary i próby eksploatacyjne określone w załączniku nr 4, sprawdzenie działania układów zabezpieczeń, automatyki, pomiarów, telemechaniki i sygnalizacji oraz środków łączności, sprawdzenie działania i współpracy łączników oraz ich stanu technicznego, sprawdzenie działania urządzeń i instalacji sprężonego powietrza, sprawdzenie działania urządzeń potrzeb własnych stacji, prądu przemiennego i stałego, sprawdzenie ciągłości i stanu połączeń głównych torów prądowych, sprawdzenie stanu osłon, blokad, urządzeń ostrzegawczych i innych urządzeń zapewniających bezpieczeństwo pracy, konserwacje i naprawy.
VI.2.2.6.	Przegląd instalacji obejmuje w szczególności: oględziny w zakresie określonym p. VI.2.1.9, pomiary i próby eksploatacyjne określone w załączniku nr 4, sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporażeniowej, konserwacje i naprawy.
VI.2.3.	Ocena stanu technicznego sieci
VI.2.3.1.	Oceny stanu technicznego sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym 110 kV dokonuje się nie rzadziej niż raz na 3 lata, a o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV nie rzadziej niż co 5 lat.
VI.2.3.2.	Przy dokonywaniu oceny stanu technicznego sieci elektroenergetycznej uwzględnia się w szczególności: wyniki oględzin, przeglądów, prób i pomiarów eksploatacyjnych, zalecenia wynikające z programu pracy tych sieci, o których mowa w rozdziale VII.5, dane statystyczne o uszkodzeniach i zakłóceniach w pracy sieci, wymagania określone w dokumentacji fabrycznej, wymagania wynikające z lokalnych warunków eksploatacji, wiek sieci oraz zakresy i terminy wykonania zabiegów konserwacyjnych napraw i remontów, warunki wynikające z planowanej rozbudowy sieci, warunki bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpożarowej, warunki ochrony środowiska naturalnego.

VI.2.4.	Remonty
VI.2.4.1.	Uwzględniając w szczególności planowanie pracy systemu rozdzielczego, remonty obiektów, sieci i jej elementów oraz instalacji przeprowadza się w terminach i zakresach wynikających z dokonanej oceny stanu technicznego, uwzględniając spodziewane efekty techniczno-ekonomiczne planowanych remontów.
VI.2.4.2.	Terminy remontów oraz związanych z tym wyłączeń obiektów i urządzeń uzgadnia się z operatorem systemu rozdzielczego.
VI.2.4.3.	Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego terminy remontów oraz związanych z tym wyłączeń obiektów i urządzeń w sieci rozdzielczej koordynowanej.

VII. PROWADZENIE RUCHU SIECI ROZDZIELCZEJ

VII.1.	OBOWIĄZKI OPERATORA SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
VII.1.1.	W zakresie prowadzenia ruchu operator systemu rozdzielczego na obszarze kierowanej przez niego sieci rozdzielczej: planuje pracę sieci rozdzielczej, w tym opracowuje: programy pracy sieci, programy wyłączeń planowych oraz planuje i kieruje operacjami łączeniowymi, planuje i kieruje pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD, w tym planuje techniczne możliwości pokrycia zapotrzebowania w ramach sporządzania koordynacyjnych planów produkcji energii elektrycznej, prowadzi działania sterownicze, o których mowa w rozdziale VII.2, opracowuje bilanse mocy i energii elektrycznej uwzględniając zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej oraz umowy przesyłowe, utrzymywanie rezerw mocy i świadczenie regulacyjnych usług systemowych, zapewnia utrzymanie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy i regulacyjnych usług systemowych, w celu dotrzymania standardowych parametrów energii elektrycznej, w zakresie wynikającym z umowy zawartej z operatorem systemu przesyłowego, zbiera i przekazuje do operatora systemu przesyłowego dane oraz informacje niezbędne dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego kraju zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, wprowadza plany ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, likwiduje występujące w sieci rozdzielczej awarie sieciowe, awarie w systemie i stany zagrożenia KSE, samodzielnie oraz we współpracy z operatorem systemu przesyłowego oraz innymi operatorami systemów rozdzielczych.
VII.1.2.	Planowanie pracy systemu rozdzielczego odbywa się w okresach dobowych, tygodniowych, miesięcznych, kwartalnych, rocznych i trzyletnich.
VII.1.3.	Działania operatora systemu rozdzielczego w zakresie bilansowania i regulacji w obszarze sieci rozdzielczej, jako części składowej KSE są ustalane w drodze umowy z operatorem systemu przesyłowego.
VII.1.4.	W przypadku, gdy operator systemu rozdzielczego i zarządzany przez niego obszar sieci rozdzielczej spełniają samodzielnie kryteria współpracy równoległej ustalone przez UCTE i zostanie utworzony tam samodzielny obszar regulacyjny, zasady współdziałania z operatorem systemu przesyłowego jako koordynatorem KSE i ewentualnie innych systemów regulowane są wg procedur UCTE. Regulacje te muszą uwzględniać polskie uwarunkowania prawne.

VII.1.5.	Dla utworzenia obszarów regulacyjnych operatorzy systemów rozdzielczych mogą łączyć części bądź całe obszary sieci rozdzielczej, których ruch prowadzą.
VII.1.6.	Operator systemu przesyłowego koordynuje pracę wybranych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym 110 kV oraz wybranych elementów sieci rozdzielczej 110 kV, określonych w załączniku nr 1.
VII.1.7.	Operator systemu rozdzielczego na obszarze sieci rozdzielczej, za której ruch odpowiada, koordynuje nastawienia zabezpieczeń i automatyk sieciowych oraz uziemienia punktów neutralnych transformatorów w tej sieci, przy czym dla zapewnienia bezpiecznej pracy sieci przesyłowej i rozdzielczej dokonuje niezbędnych uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego. Dane niezbędne do określenia nastaw automatyk w sieci rozdzielczej koordynowanej, operator systemu rozdzielczego otrzymuje zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej od operatora systemu przesyłowego.
VII.2.	STRUKTURA I PODZIAŁ KOMPETENCJI SŁUŻB DYSPOZYTORSKICH OPERATORA SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
VII.2.1.	Dla realizacji zadań wymienionych w rozdziale VII.1, operator systemu rozdzielczego organizuje służby dyspozytorskie i ustala zakres oraz tryb współdziałania tych służb.
VII.2.2.	Struktura zależności służb dyspozytorskich organizowanych przez operatora systemu rozdzielczego i inne podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej ma charakter hierarchiczny, służby dyspozytorskie niższego szczebla są podporządkowane ruchowo służbom dyspozytorskim wyższego szczebla.
VII.2.3.	Organem koordynującym prace służb dyspozytorskich, o których mowa w p. VII.2.2 są właściwi operatorzy systemu rozdzielczego.
VII.2.4.	Służby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego działają za pośrednictwem własnego personelu dyżurnego oraz personelu dyżurnego innych podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej, na podstawie zawartych umów, o których mowa w p. VII.2.10.
VII.2.5.	Operator systemu rozdzielczego przy pomocy służb dyspozytorskich, na obszarze sieci rozdzielczej, za której ruch odpowiada, operatywnie kieruje: układami pracy sieci rozdzielczej, pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD, urządzeniami sieci rozdzielczej, liniami wymiany z siecią rozdzielczą, za której ruch odpowiadają inni operatorzy systemów rozdzielczych na podstawie zawartych umów, czynnościami łączeniowymi wg podziału kompetencji.
VII.2.6.	Służby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego sprawują operatywne kierownictwo nad urządzeniami systemu rozdzielczego, polegające na: ciągłym śledzeniu pracy urządzeń, dokonywaniu operacji ruchowych, bądź wydawaniu poleceń dokonywania operacji ruchowych - w sieci rozdzielczej koordynowanej po uzgodnieniu z operatorem systemu przesyłowego, dla elementów sieci innych podmiotów na podstawie zawartych umów, rejestrowaniu stanów pracy urządzeń, prowadzeniu analiz z pracy urządzeń systemu rozdzielczego wraz z oceną ich efektywności.
VII.2.7.	Służby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego na obszarze sieci rozdzielczej, za której ruch odpowiada sprawują operatywny nadzór nad: układami pracy sieci rozdzielczej operatywnie kierowanymi przez podległe mu służby dyspozytorskie, urządzeniami sieci rozdzielczej operatywnie kierowanymi przez podległe mu służby dyspozytorskie, czynnościami łączeniowymi i regulacyjnymi wykonywanymi przez personel dyżurny wg podziału kompetencji, źródłami energii elektrycznej czynnej i biernej operatywnie kierowanymi przez podległe mu służby dyspozytorskie.
VII.2.8.	Służby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego wyższego szczebla sprawują operatywny nadzór nad określonymi urządzeniami systemu rozdzielczego będącymi w operatywnym kierownictwie służb dyspozytorskich szczebla niższego, polegający na: bieżącym uzyskiwaniu informacji o stanie pracy urządzeń, przejmowaniu w uzasadnionych przypadkach operatywnego kierownictwa nad urządzeniami, wydawaniu zgody na wykonanie czynności ruchowych.
VII.2.9.	Wszystkie polecenia wydawane i przyjmowane przez służby dyspozytorskie operatora systemu rozdzielczego są rejestrowane na nośniku magnetycznym lub cyfrowym. Operator systemu rozdzielczego ustala okres ich przechowywania.
VII.2.10.	Operator systemu rozdzielczego może zawierać umowy regulujące zasady współpracy własnych służb dyspozytorskich ze służbami dyspozytorskimi innych operatorów systemu rozdzielczego oraz służbami dyspozytorskimi innych podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej, której ruch prowadzi, w stanach pracy ustalonej systemu oraz w stanach szczególnych.

VII.2.11.	Przedmiotem umowy, o której mowa w p. VII.2.10 jest w zależności od potrzeb: podział kompetencji i odpowiedzialności w zakresie działań sterowniczych, organizacja przerw i ograniczeń w dostawach energii elektrycznej, określenie zasad i konsekwencji związanych z wzajemnym wykorzystaniem elementów sieci rozdzielczej, zakres i tryb obiegu informacji, wykazy osób upoważnionych do prowadzenia uzgodnień, szczegółowe ustalenia sposobów realizacji poszczególnych zadań wymienionych w rozdziale VII.1, określenie zasad wzajemnego wykorzystywania służb dyspozytorskich, koordynacja pracy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i sieciowej, upoważnienie do ustalania funkcji operatywnych.
VII.2.12.	Koordynacja działań sterowniczych w stanach pracy ustalonej sieci rozdzielczej jest przeprowadzana na podstawie instrukcji ruchowych opracowywanych i uzgadnianych przez operatorów systemów rozdzielczych, których sieci rozdzielcze są połączone ze sobą, a instrukcje te stanowią integralną część umów, zawartych przez podmioty.
VII.3.	PLANOWANIE TECHNICZNYCH MOŻLIWOŚCI POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ
VII.3.1.	Dla potrzeb planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc i energię elektryczną operator systemu rozdzielczego sporządza: plany koordynacyjne, bilanse techniczno-handlowe, stanowiące aktualizacje planów koordynacyjnych.
VII.3.2.	Jednostki wytwórcze i odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci rozdzielczej uczestniczący w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a podlegają procesowi planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc i energię elektryczną, w tym sporządzania dobowych planów pracy jednostek wytwórczych, realizowanemu przez operatora systemu przesyłowego. Jednostki wytwórcze i odbiorców końcowych obowiązują w tym zakresie zapisy Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
VII.3.3.	Analizy sieciowo-systemowe dla sieci rozdzielczej koordynowanej są realizowane, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, przez operatora systemu przesyłowego. Są one elementem analiz sieciowo-systemowych realizowanych dla obszaru sieci zamkniętej.

VII.3.4.	Jednym z elementów analiz, o których mowa w p. VII.3.3 jest określenie jednostek wytwórczych o generacji wymuszonej. Jednostki wytwórcze o generacji wmuszonej przyłączone do sieci rozdzielczej koordynowanej obowiązują zapisy Regulaminu generacji wymuszonej, stanowiącego część szczegółową Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
VII.3.5.	Podstawowymi celami planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc i energię elektryczną realizowanego przez operatora systemu rozdzielczego są: zebranie i przetworzenie danych niezbędnych dla procesu planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w KSE prowadzonego przez operatora systemu przesyłowego, ustalenie planów produkcji energii elektrycznej dla wytwórców lub poboru energii elektrycznej przez odbiorców końcowych uczestniczących pośrednio w rynku bilansującym.
VII.3.6.	Operator systemu rozdzielczego ustala sposób udostępniania planów koordynacyjnych produkcji energii elektrycznej oraz bilansów techniczno-handlowych.
VII.3.7.	Operator systemu rozdzielczego sporządza następujące plany koordynacyjne produkcji energii elektrycznej, będące planami technicznymi: roczny plan koordynacyjny (PKR), miesięczny plan koordynacyjny (PKM), wstępny plan koordynacyjny dobowy (WPKD).
VII.3.8.	Operator systemu rozdzielczego sporządza dobowy plan koordynacyjny (PKD), będący planem realizacyjnym.
VII.3.9.	Plan koordynacyjny PKR zawiera dla poszczególnych miesięcy: prognozowane średniomiesięczne zapotrzebowanie na moc w szczytach obciążeń dni roboczych, prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną, średniomiesięczne saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN, w szczytach obciążeń dni roboczych, wynikające z zawartych kontraktów, planowaną wymianę międzysystemową energii elektrycznej realizowaną poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN, wynikającą z zawartych kontraktów, prognozowane wartości średniomiesięczne mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych poszczególnych jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, w szczytach obciążeń dni roboczych, prognozowane wartości średniomiesięczne sumaryczne mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD i innych niż podane w p. e), w szczytach obciążeń dni roboczych każdego miesiąca, z podziałem na: cieplne, wodne i przemysłowe, sumę prognozowanych średniomiesięcznych mocy generowanych przez jednostki wytwórcze przyłączone do sieci rozdzielczej innych niż JWCD, których produkcja jest zdeterminowana, w szczytach obciążeń dni roboczych, sumę prognozowanego średniomiesięcznego zużycia energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących bezpośrednio lub pośrednio w rynku bilansującym, plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej ograniczających możliwość realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej, przewidywane ograniczenia sieciowe, poza obszarem sieci zamkniętej, planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w szczytach obciążeń dni roboczych,
VII.3.10.	Plan koordynacyjny PKM zawiera dla poszczególnych dni: prognozowane minimalne i maksymalne zapotrzebowanie na moc, prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną, saldo mocy wymiany międzysystemowej w szczycie obciążenia, realizowanej poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN i wynikające z zawartych kontraktów, planowaną wymianę międzysystemową energii elektrycznej, realizowaną poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN i wynikającą z zawartych kontraktów, prognozowane wartości mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych poszczególnych jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, w szczycie obciążenia, prognozowane wartości sumaryczne mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD i innych niż podane w p. e), w szczycie obciążenia, z podziałem na: cieplne, wodne i przemysłowe, sumę prognozowanych mocy generowanych przez jednostki wytwórcze przyłączone do sieci rozdzielczej innych niż JWCD, których produkcja jest zdeterminowana, w szczycie obciążenia, sumę prognozowanego zapotrzebowania na moc przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących bezpośrednio lub pośrednio w rynku bilansującym, w szczycie obciążenia, plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej ograniczających możliwość realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej, przewidywane ograniczenia sieciowe, poza obszarem sieci zamkniętej, planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w szczycie obciążenia.

VII.3.11.

Plan koordynacyjny WPKD zawiera dla każdej godziny doby: prognozowane zapotrzebowanie na moc, prognozowane saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN, prognozowane moce dyspozycyjne poszczególnych jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, prognozowane moce dyspozycyjne jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD i innych niż podane w p. c), z podziałem na: cieplne, wodne i przemysłowe, prognozowane obciążenie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej innych niż JWCD, których produkcja jest zdeterminowana, prognozowane zużycie energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących bezpośrednio lub pośrednio w rynku bilansującym, plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej ograniczających możliwość realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej, przewidywane ograniczenia sieciowe, poza obszarem sieci zamkniętej, planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej w szczycie obciążenia.

VII.3.12.

Plan koordynacyjny PKD zawiera dla każdej godziny doby: prognozowane zapotrzebowanie na moc, planowane saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej poprzez sieć rozdzielczą 110 kV oraz łącznie sieć SN i nN, planowane moce dyspozycyjne poszczególnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, planowane moce dyspozycyjne jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD i innych niż podane w p. c), z podziałem na: cieplne, wodne i przemysłowe, planowane obciążenie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD, których produkcja jest zdeterminowana, planowane obciążenie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, uczestniczących pośrednio w rynku bilansującym, planowane zużycie energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących pośrednio w rynku bilansującym.

VII.3.13.	Operator systemu rozdzielczego sporządza i udostępnia plany koordynacyjne w terminach: plan koordynacyjny PKR - do 1 listopada każdego roku na okres 3 kolejnych lat, plan koordynacyjny PKM - do 26 dnia miesiąca poprzedzającego, plan koordynacyjny WPKD dla doby n - do godz. 16:00 doby n-2, plan koordynacyjny PKD dla doby n - do godz. 16:00 doby n-1.
VII.3.14.	Operator systemu rozdzielczego sporządza i udostępnia następujące bilanse techniczno-handlowe, stanowiące aktualizację odpowiednich planów koordynacyjnych tj. PKR, PKM i WPKD: bilanse techniczno-handlowe roczne (BTHR) na kolejne 18 miesięcy, trzy razy w roku, w terminach do 1 marca, 1 czerwca i 1 września każdego roku, bilanse techniczno-handlowe miesięczne (BTHM) na kolejne 6 tygodni, w czwartek co dwa tygodnie, bilanse techniczno-handlowe dobowe (BTHD) na 7 dni, codziennie do godz. 16:00.
VII.3.15.	Operator systemu rozdzielczego sporządza i udostępnia codziennie do godz. 16:00 doby n-1 następujące plany dobowe: plan koordynacyjny PKD dla doby n, plan koordynacyjny WPKD dla doby n+1, bilans BTHD dla dób od n+2 do n+8.
VII.3.16.	W ramach planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną operator systemu rozdzielczego wykonuje prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną zgodnie z rozdz. VII.4.
VII.3.17.	Podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej przekazują operatorowi systemu rozdzielczego dane określone w rozdz. VII.10 niezbędne do planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną.
VII.3.18.	W ramach planowania technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania operator systemu rozdzielczego zatwierdza plany remontów jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD. Dla jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, operator systemu rozdzielczego uzgadnia plan remontów z operatorem systemu przesyłowego.

VII.3.19.	Operator systemu rozdzielczego przesyła do wytwórców zatwierdzone plany remontów w terminach: plan roczny - do 1 listopada każdego roku na następne 3 lata kalendarzowe, plany kwartalne - do 1 lutego, 1 maja i 1 sierpnia dla kolejnych 18 miesięcy kalendarzowych, plany tygodniowe - do co drugiej środy na kolejne 6 tygodni rozpoczynające się od najbliższej soboty.
VII.3.20.	Operatorzy systemów rozdzielczych określają jednostki wytwórcze, których produkcja jest zdeterminowana zgodnie z rozporządzeniem, o którym mowa w p. II.3.j.
VII.3.21.	Operator systemu rozdzielczego w ramach sporządzania planów rocznych, kwartalnych, tygodniowych i dobowych, na podstawie wykonanych analiz technicznych, określa ograniczenia sieciowe oraz ich zakres dla pracy jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, poza obszarem sieci zamkniętej.
VII.3.22.	Operatorzy systemów rozdzielczych przekazują sobie wzajemnie plany koordynacyjne produkcji energii elektrycznej i bilanse techniczno-handlowe w terminach, o których mowa w p. od VII.3.13 do VII.3.15 w zakresie, w jakim ich realizacja może mieć wpływ na ruch sieci prowadzony przez sąsiednich operatorów systemów rozdzielczych.
VII.3.23.	Operator systemu rozdzielczego udostępnia dla każdej godziny doby od n-7 do n-1 następujące rzeczywiste dane dotyczące obszaru jego działania: zużycie energii elektrycznej, produkcję energii elektrycznej przez jednostki wytwórcze przyłączone do sieci rozdzielczej, nie uczestniczące w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a i nie będące jednostkami wytwórczymi o generacji wymuszonej w obszarze sieci zamkniętej, zagregowaną dyspozycyjność jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, nie uczestniczących w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a i nie będących jednostkami wytwórczymi o generacji wymuszonej w obszarze sieci zamkniętej, zdeterminowaną produkcję energii elektrycznej przez jednostki wytwórcze inne niż JWCD, wymuszoną produkcję energii elektrycznej, poza obszarem sieci zamkniętej, moc wymiany międzysystemowej zrealizowanej siecią rozdzielczą 110 kV oraz łącznie siecią SN i nN, remonty i odstawienia jednostek wytwórczych oraz remonty i odstawienia sieci wpływające na ograniczenie zakresu realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów przesyłowych, awarie jednostek wytwórczych oraz awarie sieci wpływające na ograniczenie zakresu realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów przesyłowych.

VII.4.	PROGNOZOWANIE ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ ORAZ PLANY WYMIANY MIĘDZYSYSTEMOWEJ
VII.4.1.	Operator systemu rozdzielczego sporządza następujące prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w sieci rozdzielczej przez siebie zarządzanej: prognozy roczne i kwartalne obejmujące wielkość maksymalnego, minimalnego i średniomiesięcznego zapotrzebowania na moc w szczytach obciążeń dni roboczych oraz sumaryczną wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną dla poszczególnych miesięcy, prognozy miesięczne obejmujące wielkość maksymalnego, minimalnego i średniotygodniowego zapotrzebowania na moc w szczytach obciążeń dni roboczych oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną dla poszczególnych tygodni, prognozy tygodniowe obejmujące wielkość maksymalnego i minimalnego zapotrzebowania na moc oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną dla poszczególnych dób, prognozy dobowe obejmujące wielkość zapotrzebowania na moc dla poszczególnych godzin doby.
VII.4.2.	Operator systemu rozdzielczego planuje wymianę międzysystemową mocy i energii elektrycznej realizowaną poprzez sieć rozdzielczą w podziale na wymianę realizowaną siecią 110 kV oraz sieciami SN i nN łącznie, dla następujących okresów: plany roczne i kwartalne obejmujące wartości średniomiesięcznej mocy wymiany międzysystemowej w okresach szczytów dobowych obciążenia KSE, dla dni roboczych, dla każdego miesiąca oraz wartości energii elektrycznej wymiany międzysystemowej dla każdego miesiąca, wynikające z zawartych kontraktów, plany tygodniowe obejmujące wartości mocy wymiany międzysystemowej w okresach szczytów dobowych obciążenia KSE, dla każdego dnia oraz wartości energii elektrycznej wymiany międzysystemowej dla każdej doby, wynikające z zawartych kontraktów, plany dobowe obejmujące wartości mocy wymiany międzysystemowej dla każdej godziny doby.
VII.4.3.	Prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną oraz plany wymiany międzysystemowej są wykonywane w terminach: prognozy i plany roczne do 15 października każdego roku na następne 3 lata kalendarzowe, prognozy i plany kwartalne do 1 lutego, 1 maja i 1 sierpnia dla kolejnych 18 miesięcy kalendarzowych, prognozy i plany miesięczne do 15 dnia miesiąca poprzedzającego, prognozy i plany tygodniowe do co drugiej środy na kolejne 6 tygodni rozpoczynające się od najbliższej soboty, prognozy i plany dobowe codziennie do godziny 9:30 dla kolejnych 9 dób.
VII.4.4.	Prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną sporządzone przez operatora systemu rozdzielczego zgodnie z p. VII.4.1 uwzględniają prognozy przygotowane przez odbiorców końcowych uczestniczących pośrednio w rynku bilansującym.
VII.5.	PROGRAMY PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.5.1.	Ruch elektroenergetycznej sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV jest prowadzony na podstawie programu pracy. Dla poszczególnych części elektroenergetycznej sieci rozdzielczej mogą być opracowane odrębne programy pracy.
VII.5.2.	Operator systemu rozdzielczego określa sytuację i warunki, dla których występuje konieczność opracowania programów pracy sieci o napięciu znamionowym niższym niż 1 kV.
VII.5.3.	W programie pracy sieci elektroenergetycznej są określane w szczególności: układy połączeń sieci dla ruchu w warunkach normalnych i w wybranych stanach szczególnych, wymagane poziomy napięcia, wartości mocy zwarciowych, rozpływy mocy czynnej i biernej w charakterystycznych stanach pracy sieci, dopuszczalne obciążenia, warunki uruchomienia urządzeń rezerwowych i dodatkowych źródeł mocy biernej, nastawienia zabezpieczeń oraz automatyki łączeniowej i regulacyjnej, nastawienia zaczepów dławików gaszących, ograniczenia poboru mocy elektrycznej, miejsca uziemienia punktów gwiazdowych transformatorów, charakterystyka odbioru, harmonogram pracy transformatorów.
VII.5.4.	Program pracy elektroenergetycznej sieci rozdzielczej o napięciu poniżej 110 kV jest aktualizowany nie rzadziej niż co 5 lat.
VII.5.5.	Programy pracy sieci 110 kV są opracowywane przez operatora systemu rozdzielczego do dnia: 30 października każdego roku - na szczyt jesienno-zimowy, 30 kwietnia każdego roku dla doliny letniej.

VII.5.6.	Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego programy pracy sieci 110 kV w zakresie sieci rozdzielczej koordynowanej.
VII.6.	PLANY WYŁĄCZEŃ ELEMENTÓW SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.6.1.	Operator systemu rozdzielczego opracowuje roczny, miesięczny, tygodniowy i dobowy plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej.
VII.6.2.	Operator systemu rozdzielczego opracowuje i zgłasza do uzgodnienia operatorowi systemu przesyłowego w zakresie sieci rozdzielczej koordynowanej, następujące plany wyłączeń elementów sieci rozdzielczej: plan roczny do dnia 1 października roku poprzedzającego na 3 kolejne lata kalendarzowe, plan miesięczny do 10 dnia miesiąca poprzedzającego na kolejny miesiąc kalendarzowy, plan tygodniowy do wtorku tygodnia poprzedzającego na 1 tydzień liczony od soboty, plan dobowy do godz. 11:00 dnia poprzedzającego na 1 dobę lub kilka kolejnych dni wolnych od pracy.
VII.6.3.	Podmiot zgłaszający do operatora systemu rozdzielczego propozycję wyłączenia elementu sieci rozdzielczej określa: nazwę elementu, proponowany termin wyłączenia, minimalny czas przywrócenia elementu do pracy, typ wyłączenia (jednorazowe, trwałe, codzienne), opis wykonywanych prac.
VII.6.4.	Podmioty zgłaszają operatorowi systemu rozdzielczego propozycję wyłączenia elementu sieci rozdzielczej co najmniej na 14 dni przed planowaną datą wyłączenia.
VII.6.5.	Operator systemu rozdzielczego podejmuje decyzję zatwierdzającą lub odrzucającą propozycję wyłączenia elementu sieci rozdzielczej w terminie do 5 dni od daty dostarczenia propozycji wyłączenia.
VII.6.6.	Operator systemu rozdzielczego jest odpowiedzialny za dokonanie uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego zgłoszonych przez podmioty propozycji wyłączeń w sieci rozdzielczej koordynowanej.

VII.7.	PROGRAMY ŁĄCZENIOWE
VII.7.1.	Programy łączeniowe zawierają co najmniej: opis stanu łączników przed realizacją programu, szczegółowy opis operacji łączeniowych z zachowaniem kolejności wykonywanych czynności, opisy stanów pracy i nastawień zabezpieczeń i automatyk w poszczególnych fazach programu, schematy ułatwiające ocenę stanu pracy sieci w poszczególnych fazach programu, czas rozpoczęcia i czas przewidywanego zakończenia realizacji programu.
VII.7.2.	Operator systemu rozdzielczego zatwierdza programy łączeniowe w systemie rozdzielczym nie wymagające uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego w terminie nie dłuższym niż 7 dni od daty przekazania.
VII.7.3.	W przypadku, gdy programy łączeniowe dotyczą elementów sieci rozdzielczej koordynowanej lub jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, operator systemu rozdzielczego uzgadnia programy łączeniowe z operatorem systemu przesyłowego.
VII.7.4.	Propozycje programów łączeniowych należy przekazywać do zatwierdzenia operatorowi systemu rozdzielczego w terminach: 10 dni przed planowaną datą łączeń w przypadku programów łączeniowych nowych elementów lub po dłuższym postoju związanym z modernizacją lub przebudową, 7 dni przed planowaną datą łączeń w przypadku innych programów łączeniowych niż wymienione w p. a).
VII.7.5.	Programy łączeniowe muszą zostać uzgodnione najpóźniej na 24 godziny przed planowaną godziną wykonania programu.
VII.7.6.	Terminy wymienione w p. VII.7.4 i VII.7.5 nie dotyczą programów łączeniowych wymuszonych procesem likwidacji awarii sieciowej lub awarii w systemie.

VII.8.	ZASADY DYSPONOWANIA MOCĄ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI ROZDZIELCZEJ
VII.8.1.	Wytwórcy posiadający przyłączone do sieci rozdzielczej JWCD lub jednostki wytwórcze uczestniczące w rynku bilansującym zgodnie z p. IV.5.a, inne niż JWCD biorą udział w procesie dysponowania mocą, zgodnie z procedurami określonymi przez operatora systemu przesyłowego w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, w tym w szczególności w Regulaminie rynku bilansującego.
VII.8.2.	Wytwórcy posiadający JWCD przyłączone do sieci rozdzielczej, uzgadniają z operatorem systemu rozdzielczego plany maksymalnych i minimalnych mocy dyspozycyjnych oraz harmonogramy remontów planowych, przed ich przekazaniem operatorowi systemu przesyłowego.
VII.8.3.	Uwzględniając otrzymane zgłoszenia umów sprzedaży energii elektrycznej, operator systemu rozdzielczego określa dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż podane w p. VII.8.1: czas synchronizacji, czas osiągnięcia pełnych zdolności wytwórczych, planowane obciążenie mocą czynną, czas odstawienia.
VII.8.4.	Operator systemu rozdzielczego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego parametry pracy jednostek wytwórczych, o których mowa w p. VII.8.3, w przypadku jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej i koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego.
VII.8.5.	Wprowadzenie do ruchu i odstawienie jednostki wytwórczej innej niż określone w p. VII.8.1 odbywa się na podstawie planu koordynacyjnego PKD, przekazywanego przez operatora systemu rozdzielczego poszczególnym wytwórcom.
VII.8.6.	Operator systemu rozdzielczego i operator systemu przesyłowego uzgadniają, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, zmiany w planach produkcji jednostek wytwórczych nie uczestniczących w rynku bilansującym, jeżeli wymaga tego bezpieczeństwo pracy KSE.
VII.8.7.	Operator systemu rozdzielczego może polecić pracę jednostek wytwórczych z przeciążeniem lub zaniżeniem mocy wytwarzanej poniżej dopuszczalnego minimum jeśli przewidują to dwustronne umowy lub w przypadku zagrożenia bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego.
VII.8.8.	Wytwórcy w zakresie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej są zobowiązani do niezwłocznego przekazywania operatorowi systemu rozdzielczego informacji o zmianie mocy dyspozycyjnej.

VII.9.	ZGŁASZANIE OPERATOROWI SYSTEMU ROZDZIELCZEGO UMÓW SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ
VII.9.1.	Wytwórcy posiadający JWCD oraz inne podmioty uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym, przyłączone do sieci rozdzielczej, biorą udział w procedurze zgłaszania umów sprzedaży energii elektrycznej określonej przez operatora systemu przesyłowego w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. W zakresie umów sprzedaży energii elektrycznej zawieranych przez te podmioty z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym podlegają one również procedurze zgłaszania umów określonej w IRiESR.
VII.9.2.	Podmioty, po zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej oraz umowy przesyłowej, zgłaszają umowę sprzedaży do realizacji operatorowi systemu rozdzielczego, właściwemu ze względu na miejsce dostarczania energii elektrycznej oraz dane i informacje niezbędne do planowania i prowadzenia ruchu sieciowego. W szczególności dane i informacje obejmują miesięczne lub godzinowe ilości energii elektrycznej.
VII.9.3.	Dane dotyczące zestawienia ilości energii elektrycznej w umowach sprzedaży są przekazywane operatorowi systemu rozdzielczego nie później niż: do końca trzeciego kwartału roku poprzedzającego - dane o średnich rocznych dostawach energii elektrycznej, 7 dni roboczych przed rozpoczęciem miesiąca - dane o średnich miesięcznych dostawach energii elektrycznej, do godziny 9:00 dnia poprzedzającego dzień, w którym dostarczana będzie energia elektryczna - dane godzinowe, zgodnie z zasadami określonymi w Regulaminie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej, stanowiącym załącznik nr 6 do IRiESR.
VII.9.4.	Operator systemu rozdzielczego dokonuje uzgodnień warunków realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej z operatorem systemu przesyłowego, o ile dotyczą one jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
VII.9.5.	Operatorzy handlowi zgłaszają do operatora systemu rozdzielczego transakcje zawarte przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej, zarządzanej przez danego operatora systemu rozdzielczego. Zgłoszenie to obejmuje transakcje sprzedaży energii elektrycznej oraz transakcje nabycia energii elektrycznej.

VII.10.	DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ PODMIOTY OPERATOROWI SYSTEMU ROZDZIELCZEGO
VII.10.1.	Operator systemu rozdzielczego otrzymuje od operatora systemu przesyłowego dane zgodnie z zakresem określonym w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
VII.10.2.	Odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez operatora systemu rozdzielczego odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych i korzystający z tego prawa przyłączeni do sieci SN i nN, sporządzają i przesyłają na piśmie do operatora systemu rozdzielczego: prognozy roczne i kwartalne obejmujące wielkość maksymalnego, minimalnego i średniomiesięcznego zapotrzebowania na moc w szczytach obciążeń dni roboczych oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną dla poszczególnych miesięcy, prognozy miesięczne obejmujące wielkość maksymalnego, minimalnego i średniotygodniowego zapotrzebowania na moc w szczytach obciążeń dni roboczych oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną dla poszczególnych tygodni, prognozy tygodniowe obejmujące wielkość maksymalnego i minimalnego zapotrzebowania na moc oraz wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną dla poszczególnych dób, prognozy dobowe obejmujące wielkość zapotrzebowania na moc dla poszczególnych godzin doby, inne prognozy zapotrzebowania, dla okresów uzgodnionych przez operatora systemu rozdzielczego i odbiorcę końcowego.
VII.10.3.	Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną przekazują operatorowi systemu rozdzielczego prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną dla odbiorców końcowych przyłączonych do sieci SN i nN, na podstawie zapotrzebowania w ostatnich okresach rozliczeniowych, z wyjątkiem prognoz dla wskazanych przez operatora systemu rozdzielczego odbiorców końcowych uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych i korzystających z tego prawa.
VII.10.4.	Dane, o których mowa w p. VII.10.2 i VII.10.3, są przekazywane do operatora systemu rozdzielczego w terminach do: prognozy roczne do dnia 15 września każdego roku na następne 3 lata kalendarzowe, prognozy kwartalne do 15 stycznia, 15 kwietnia i 15 lipca dla kolejnych 18 miesięcy kalendarzowych, prognozy miesięczne do 7 dnia miesiąca poprzedzającego, prognozy tygodniowe do co drugiego wtorku, do godz. 10:00 na kolejne 6 tygodni rozpoczynające się od najbliższej soboty, prognozy dobowe codziennie do godziny 8:00 dla kolejnych 9 dób.
VII.10.5.	Wytwórcy, w zakresie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD, przekazują do operatora systemu rozdzielczego następujące informacje: proponowany harmonogram remontów planowych, prognozowane wartości średniomiesięcznych mocy osiągalnych i dyspozycyjnych oraz prognozowaną moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja jest zdeterminowana, dla szczytów obciążeń dni roboczych do dnia 1 października każdego roku na następne trzy lata kalendarzowe, proponowany harmonogram remontów planowych, prognozowane wartości średniomiesięcznych mocy osiągalnych i dyspozycyjnych oraz prognozowaną moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja jest zdeterminowana, dla szczytów obciążeń dni roboczych do dnia 15 stycznia, 15 kwietnia i 15 lipca, w każdym terminie dla kolejnych 18 miesięcy kalendarzowych, prognozowane wartości mocy osiągalnych i mocy dyspozycyjnych, prognozowane wartości ubytków mocy na remonty planowe oraz prognozowaną moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja jest zdeterminowana, dla każdej doby, do co drugiego wtorku na kolejne 6 tygodni rozpoczynające się od najbliższej soboty, planowane wartości mocy dyspozycyjnych maksymalnych i minimalnych oraz planowaną moc generowaną przez jednostki wytwórcze, których produkcja jest zdeterminowana, dla każdej godziny doby codziennie do godziny 9:00 dla kolejnych 9 dób.

VIII. BEZPIECZEŃSTWO PRACY SYSTEMU ELEKTROENERGE-TYCZNEGO

VIII.1.	STAN ZAGROŻENIA KSE, AWARIA SIECIOWA I AWARIA W SYSTEMIE
VIII.1.1.	Operator systemu przesyłowego, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, na bieżąco kontroluje warunki pracy KSE. W szczególnych przypadkach operator systemu przesyłowego może ogłosić stan zagrożenia KSE.
VIII.1.2.	Stan zagrożenia KSE jest ogłaszany w przypadku stwierdzenia realnego niebezpieczeństwa niestabilności systemu, awaryjnego wydzielenia części sieci przesyłowej lub ograniczenia dostaw energii elektrycznej do odbiorców. W szczególności stan zagrożenia KSE może być spowodowany: brakiem mocy dyspozycyjnej jednostek wytwórczych, pokrywającej zapotrzebowanie energii elektrycznej oraz zapewniającej odpowiedni poziom rezerwy mocy, przy uwzględnieniu salda mocy wymiany międzysystemowej, brakiem dyspozycyjności zdolności przesyłowych, zapewniających dotrzymanie parametrów jakościowo-niezawodnościowych w węzłach odbiorczych lub bezpieczne wyprowadzenie mocy z jednostek wytwórczych, zapewniających zrównoważenie bilansu mocy w KSE, niedyspozycyjnością systemowej infrastruktury technicznej, wymaganej dla sterowania pracą KSE w czasie rzeczywistym.
VIII.1.3.	Poprzez ogłoszenie stanu zagrożenia KSE operator systemu przesyłowego zawiesza realizację (rozliczanie) umów sprzedaży energii elektrycznej zgłoszonych na rynku bilansującym, według normalnych procedur obowiązujących na tym rynku i stosuje procedury awaryjne. Procedury awaryjne stosowane na rynku bilansującym określa Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
VIII.1.4.	Operator systemu przesyłowego może stosować procedury awaryjne rynku bilansującego, o których mowa w p. VIII.1.3 w przypadkach awarii sieciowych i awarii w systemie nie powodujących powstania stanu zagrożenia KSE. Wówczas procedury te dotyczą podmiotów objętych skutkami awarii.
VIII.1.5.	W stanie zagrożenia KSE ogłoszonym przez operatora systemu przesyłowego, JWCD przyłączone do sieci rozdzielczej stosują się do bezpośrednich poleceń operatora systemu przesyłowego. Pozostali wytwórcy oraz odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci rozdzielczej stosują się do poleceń właściwego operatora systemu rozdzielczego. W przypadkach awarii sieciowych i awarii w systemie nie powodujących wystąpienia stanu zagrożenia KSE bezpośrednie polecenia właściwych operatorów realizują podmioty bezpośrednio angażowane w proces usunięcia skutków awarii.
VIII.1.6.	Operator systemu rozdzielczego wraz z operatorem systemu przesyłowego podejmują, zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, niezwłoczne działania zmierzające do likwidacji stanu zagrożenia KSE, awarii sieciowej lub awarii w systemie.

VIII.2.	BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ
VIII.2.1.	Operator systemu rozdzielczego prowadzi ruch sieci rozdzielczej w sposób zapewniający bezpieczeństwo realizacji dostaw energii elektrycznej przesyłanej siecią rozdzielczą.
VIII.2.2.	Operator systemu rozdzielczego dotrzymuje standardowych parametrów energii elektrycznej poprzez zapewnienie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy oraz regulacyjnych usług systemowych, w zakresie wynikającym z umowy zawieranej z operatorem systemu przesyłowego.
VIII.2.3.	Umowa zawierana pomiędzy operatorem systemu przesyłowego i operatorem systemu rozdzielczego, o której mowa w p. VIII.2.2, określa w szczególności: wielkość rezerw mocy i regulacyjnych usług systemowych kontraktowanych przez operatora systemu rozdzielczego, zasady wykorzystywania oraz sterowania rezerwami mocy i regulacyjnymi usługami systemowymi kontraktowanymi przez operatora systemu rozdzielczego, zasady wzajemnych rozliczeń.
VIII.2.4.	W przypadku braku umowy, o której mowa w p. VIII.2.2 odpowiedni poziom oraz struktura rezerw mocy i regulacyjnych usług systemowych są zapewniane zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej przez operatora systemu przesyłowego.

IX. ZASADY POSTĘPOWANIA PRZY WYSTĄPIENIU ZAGROŻEŃ CIĄGŁOŚCI DOSTAW LUB WYSTĄPIENIU AWARII

IX.1.	Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się wg następujących trybów: tryb normalny, tryb awaryjny.
IX.2.	Zagadnienia związane z wprowadzaniem ograniczeń w dostawie energii elektrycznej wg trybu normalnego są regulowane rozporządzeniem Rady Ministrów, o którym mowa w p. II.3.d, natomiast z wprowadzaniem ograniczeń w dostawie energii elektrycznej wg trybu awaryjnego są regulowane w niniejszym rozdziale.
IX.3.	Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się wg trybu normalnego po wyczerpaniu przez operatora systemu przesyłowego i operatorów systemów rozdzielczych wszystkich możliwych środków służących zaspokojeniu potrzeb odbiorców na energię elektryczną oraz przy dołożeniu najwyższej staranności w zakresie zapewnienia maksymalnych dostaw z dostępnych źródeł.
IX.4.	Zgodnie z art. 11 ust. 1 ustawy Prawo energetyczne Rada Ministrów w drodze rozporządzenia może wprowadzić na wniosek Ministra Gospodarki ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na czas określony, na terenie kraju lub jego części, w przypadku możliwości wystąpienia: zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego państwa polegającego na długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo-energetycznym, zagrożenia bezpieczeństwa osób, znacznych strat materialnych.
IX.5.	Operator systemu rozdzielczego współpracuje z operatorem systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, w zakresie niezbędnym dla przygotowania przez operatora systemu przesyłowego zgłoszenia do wniosku Ministra Gospodarki, o którym mowa w p. IX.4.
IX.6.	Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadzane w trybie normalnym dotyczą odbiorców końcowych o mocy zamówionej powyżej 300 kW.
IX.7.	Operator systemu rozdzielczego podejmuje działania niezbędne dla zapewnienia ciągłości dostaw energii elektrycznej i zapobiegania możliwości wystąpienia awarii w sieci, a także ograniczania skutków i czasu trwania takich awarii, przy współpracy z wytwórcami i odbiorcami końcowymi przyłączonymi do sieci rozdzielczej oraz innymi operatorami systemów rozdzielczych, a także z operatorem systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.

IX.8.	W ramach działań, o których mowa w p. IX.7, operator systemu rozdzielczego: opracowuje plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, zgodnie z rozporządzeniem o którym mowa w p. II.3.d, stosuje automatykę SCO i SCA.
IX.9.	Operatorzy systemów rozdzielczych uzgadniają plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej między sobą oraz z operatorem systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IX.10.	Ograniczenia wprowadzane zgodnie z planem wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej określa się w stopniach zasilania od 10 do 20.
IX.11.	Przyporządkowane odbiorcom końcowym, wymienionym w p. IX.6, wielkości dopuszczalnego poboru energii elektrycznej w poszczególnych stopniach zasilania powinno być zawarte w umowie przesyłowej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej.
IX.12.	Operator systemu rozdzielczego realizuje w obszarze swojej sieci ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wynikające z decyzji Rady Ministrów.
IX.13.	Odbiorcy końcowi o mocy zamówionej powyżej 300 kW, przyłączeni do sieci rozdzielczej, przekazują do właściwego operatora systemu rozdzielczego informacje dotyczące minimalnego poboru mocy i minimalnego dobowego poboru energii elektrycznej w przypadku wprowadzania ograniczeń.
IX.14.	Operator systemu rozdzielczego powiadamia odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej o mocy zamówionej powyżej 300 kW o przyjętym planie wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej oraz o jego corocznych aktualizacjach.
IX.15.	Zasady i warunki wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wg trybu awaryjnego są określone przez operatora systemu przesyłowego. Ograniczenia wprowadzane w tym trybie realizuje się jako wyłączenie awaryjne lub katastrofalne oraz samoczynnie za pomocą automatyki SCO i SCA.
IX.16.	Zmiany mocy wyłączanych przez automatykę SCO wraz z udziałem poszczególnych operatorów systemów rozdzielczych określa w stopniach operator systemu przesyłowego i przekazuje operatorowi systemu rozdzielczego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IX.17.	Koordynację działań w zakresie trybu awaryjnego i sposobu wprowadzania ograniczeń prowadzi operator systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
IX.18.	Koordynacja działań sterowniczych w przypadkach wystąpienia zagrożeń ciągłości dostaw spowodowanych stanem zagrożenia KSE, wystąpieniem awarii sieciowej lub awarii w systemie jest przeprowadzana na podstawie procedur ruchowych opracowywanych i uzgadnianych przez operatorów systemów rozdzielczych i operatora systemu przesyłowego.

IX.19.	W czasie odbudowy systemu elektroenergetycznego zakres działań poszczególnych operatorów systemów rozdzielczych określa zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej operator systemu przesyłowego.
IX.20.	Operator systemu rozdzielczego w uzgodnieniu z operatorem systemu przesyłowego opracowuje i na bieżąco aktualizuje procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu rozdzielczego, którego pracą kieruje.
IX.21.	Procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu rozdzielczego obejmują w szczególności: podział kompetencji służb dyspozytorskich, wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach odbudowy zasilania, dane techniczne niezbędne do odbudowy zasilania.
IX.22.	Operator systemu rozdzielczego w uzgodnieniu z operatorem systemu przesyłowego opracowuje i aktualizuje plany likwidacji najbardziej prawdopodobnych awarii sieciowych i awarii w systemie.
IX.23.	Plan likwidacji najbardziej prawdopodobnych awarii sieciowych i awarii w systemie obejmuje w szczególności: podział kompetencji służb dyspozytorskich, awaryjne układy pracy sieci rozdzielczej, plan nastawień zabezpieczeń i automatyk dla awaryjnych układów pracy sieci, wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach likwidacji awarii, tryb i sposób wymiany informacji i poleceń dyspozytorskich.
IX.24.	Jeżeli awaria sieciowa, awaria w systemie oraz stan zagrożenia KSE lub też przewidziana procedura likwidacji awarii lub stanu zagrożenia KSE stanowi zagrożenie dla podmiotów nie objętych awarią lub stanem zagrożenia, operator systemu rozdzielczego udziela tym podmiotom niezbędnych informacji o zagrożeniu i sposobach przeciwdziałania rozszerzaniu się awarii lub stanu zagrożenia.
IX.25.	W procesie likwidacji awarii sieciowej, awarii w systemie i stanu zagrożenia KSE dopuszcza się wprowadzenie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej realizowanych jako wyłączenia awaryjne zgodnie z p. IX.15.
IX.26.	Operatorzy systemów rozdzielczych oraz operator systemu przesyłowego mogą regulować umowami zagadnienie ustalenia odpowiedzialności i konsekwencji za wywołanie stanu szczególnego w sieci kierowanej przez innego operatora.

X. PROCEDURY WPROWADZANIA PRZERW PLANOWYCH
I OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU ENERGII ELEKTRYCZNEJ

X.1.	Procedura przygotowania planu ograniczeń w dostawach energii elektrycznej obejmuje: wystąpienie operatora systemu rozdzielczego do odbiorców końcowych o mocy zamówionej powyżej 300 kW w terminie do 15 maja każdego roku z wnioskiem o określenie minimalnego poboru mocy i minimalnego dobowego poboru energii elektrycznej w przypadku wprowadzania ograniczeń oraz maksymalnego czasu ograniczenia poboru mocy do poziomu minimalnego, przygotowanie przez operatora systemu rozdzielczego w terminie do 30 czerwca każdego roku wstępnego planu ograniczeń w dostawie energii elektrycznej, uzgodnienie planu ograniczeń w dostawie energii elektrycznej z operatorem systemu przesyłowego i operatorami systemów rozdzielczych odpowiadającymi za ruch sieci rozdzielczej na sąsiednich obszarach, w terminie do 10 sierpnia każdego roku, powiadomienie odbiorców końcowych o przyjętej procedurze wprowadzania ograniczeń wg trybu normalnego w terminie do 3 tygodni od dokonania uzgodnień pomiędzy Prezesem URE a operatorem systemu przesyłowego.
X.2.	W przypadku zmiany parametrów, o których mowa w p. X.1.a, odbiorcy końcowi o mocy zamówionej powyżej 300 kW są zobowiązani do ich pisemnej aktualizacji u właściwego operatora systemu rozdzielczego, w terminie 7 dni od zaistniałej zmiany.
X.3.	Powiadomienie odbiorców końcowych o mocy zamówionej powyżej 300 kW o procedurze wprowadzania ograniczeń wg trybu normalnego, o którym mowa w p. X.1.d, obejmuje następujące informacje: sposób powiadomienia odbiorcy końcowego o mocy zamówionej powyżej 300 kW o wprowadzaniu ograniczeń, właściwy organ dyspozytorski uprawniony do przekazania poleceń, wielkości dopuszczalnego poboru mocy w poszczególnych okresach czasu i na poszczególnych stopniach zasilania.
X.4.	W trybie normalnym ograniczania poboru mocy i energii elektrycznej w ciągu najbliższych 12 godzin i przewidywanych następnych 12 godzin, ograniczenia są wprowadzane przez odbiorców końcowych zgodnie z radiowymi komunikatami operatorów systemów rozdzielczych ogłaszanymi w I Programie Polskiego Radia o godz. 7:55 i 19:55.
X.5.	Operator systemu rozdzielczego jest zobowiązany do niezwłocznego poinformowania operatora systemu przesyłowego o zakresie wprowadzanych ograniczeń wg trybu awaryjnego zgodnie z ustalonymi przez operatora systemu przesyłowego procedurami informacyjnymi.

X.6.

O terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej operator systemu rozdzielczego powiadamiania odbiorców, z co najmniej pięciodniowym wyprzedzeniem, w następującej formie: ogłoszeń prasowych, komunikatów radiowych, lub telewizyjnych lub inny sposób zwyczajowo przyjęty na danym terenie - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, indywidualnych zawiadomień pisemnych, telefonicznych lub za pomocą innego środka telekomunikacji - odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV.

X.7.

Dla grup przyłączeniowych II, III i VI dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu roku wyłączeń awaryjnych oraz czas trwania jednorazowych przerw określa umowa sprzedaży energii elektrycznej, natomiast dla grup przyłączeniowych IV i V czasy te określa rozporządzenie Ministra Gospodarki, o którym mowa w p. II.3.h.

XI. ZASADY DOKONYWANIA POMIARÓW

XI.1.	Przedmiotem dokonywanych pomiarów jest rejestracja, archiwizowanie i bieżące monitorowanie: produkcji energii elektrycznej poszczególnych wytwórców (generatorów), poboru energii elektrycznej przez poszczególnych odbiorców, pracy poszczególnych wytwórców i odbiorców biorących udział w regulacji.
XI.2.	Cyklem pomiarowo - rozliczeniowym jest okres nie dłuższy niż: dla podmiotów przyłączonych do sieci 110 kV oraz wytwórców i odbiorców uczestniczących w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej zgodnie z załącznikiem nr 6 - jedna godzina zegarowa, dla podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu niższym od 110 kV i wyższym od 1 kV, za wyjątkiem wytwórców i odbiorców, o których mowa w p. a) - jeden miesiąc w podziale na poziomy napięć i strefy czasowe, dla podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu poniżej 1 kV, za wyjątkiem wytwórców i odbiorców, o których mowa w p. a) i b) - dwanaście miesięcy.
XI.3.	Strefy czasowe, o których mowa w p. XI.2, określa przedsiębiorstwo sieciowe na właściwym dla niego obszarze sieci rozdzielczej.
XI.4.	Obsługę i bieżącą kontrolę podstawowych i rezerwowych układów pomiarowo-rozliczeniowych zainstalowanych w systemie rozdzielczym zapewniają administratorzy pomiarów.

XII. WYMAGANIA ZWIĄZANE Z SYSTEMAMI TELETRANSMISYJNYMI

XII.1	Operator systemu rozdzielczego odpowiada za zabezpieczenie infrastruktury telekomunikacyjnej i informatycznej niezbędnej do właściwego prowadzenia ruchu oraz potrzeb związanych z rozliczaniem energii elektrycznej dla obszaru swojego działania.
XII.2.	Infrastruktura telekomunikacyjna powinna umożliwiać współpracę z operatorami sąsiednich systemów rozdzielczych, operatorem systemu przesyłowego oraz odbiorcami końcowymi zaliczonymi do II grupy przyłączeniowej.
XII.3.	W zakresach, gdzie wymagane jest dostosowanie infrastruktury do potrzeb wymienionych w p. XII.1 zainteresowane strony wzajemnie uzgadniają między sobą zakres i szczegółowe wymagania, wraz z określeniem sposobów sfinansowania niezbędnych działań.
XII.4.	Operator systemu rozdzielczego określa wymagania związane z układami pomiarowo-rozliczeniowymi, w tym z układami transmisji danych, niezbędnymi do realizacji umów przesyłowych odbiorców końcowych posiadających prawo do korzystania z usług przesyłowych i zamierzających skorzystać z tego prawa. Zgodnie z § 24 rozporządzenia, o którym mowa w p. II.3.h istnienie określonych układów pomiarowo-rozliczeniowych jest jednym z warunków zawarcia umowy przesyłowej z operatorem systemu rozdzielczego.
XII.5.	W przypadku nowych odbiorców końcowych przyłączanych do sieci rozdzielczej wymagania związane z układami pomiarowo-rozliczeniowymi, w tym z układami transmisji danych są określone w warunkach przyłączenia, zaś ich realizacja jest uregulowana w umowie o przyłączenie do sieci.

XIII. SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI

Na potrzeby niniejszej Instrukcji przyjęto następujące oznaczenia skrótów i definicje stosowanych pojęć.

XIII.1. OZNACZENIA SKRÓTÓW

ARNE	Automatyczna regulacja napięcia elektrowni
BTHD	Bilans techniczno-handlowy dobowy
BTHM	Bilans techniczno-handlowy miesięczny
BTHR	Bilans techniczno-handlowy roczny
JWCD	Jednostka wytwórcza centralnie dysponowana
KSE	Krajowy system elektroenergetyczny
nN	Niskie napięcie
PKD	Plan koordynacyjny dobowy
PKM	Plan koordynacyjny miesięczny
PKR	Plan koordynacyjny roczny
PWS	Punkt wyjścia z sieci
PZS	Punkt zasilania sieci
SCA	Odciążanie za pomocą sterowania częstotliwością akustyczną
SCO	Samoczynne częstotliwościowe odciążanie
SN	Średnie napięcie
UCTE	Unia Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej
URE	Urząd Regulacji Energetyki
WPKD	Wstępny plan koordynacyjny dobowy

XIII.2. POJĘCIA I DEFINICJE ZACZERPNIĘTE Z AKTÓW PRAWNYCH

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 co najmniej 5 % całkowitej bieżącej produkcji.
Grafik obciążeń	Zbiór danych określających wielkość poboru lub wprowadzenia energii elektrycznej dla zbioru miejsc dostarczania, dla których sporządza się ten zbiór danych, w poszczególnych godzinach.
Grupy przyłączeniowe	Grupy podmiotów przyłączanych do sieci w podziale na: grupa I - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci przesyłowej, grupa II - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej, o napięciu znamionowym 110 kV, oraz podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej, które wymagają dostaw energii elektrycznej o parametrach innych niż standardowe, albo podmioty posiadające własne jednostki wytwórcze współpracujące z siecią, grupa III - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, lecz niższym niż 110 kV, grupa IV - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej większej od 40 kW lub prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze prądowym większym od 63 A, grupa V - podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci rozdzielczej o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV oraz mocy przyłączeniowej nie większej niż 40 kW i prądzie znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego nie większym niż 63 A, grupa VI - podmioty przyłączane do sieci poprzez tymczasowe przyłącze, które będzie zgodnie z umową zastąpione przyłączem docelowym, lub podmioty przyłączone do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż 1 rok.
Jednostka wytwórcza	Wyodrębniony zespół urządzeń należących do przedsiębiorstwa energetycznego, służący do wytwarzania energii elektrycznej i opisany poprzez dane techniczne i handlowe.

Miejsce dostarczania	Punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne zobowiązane jest dostarczać energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie, w umowie przesyłowej albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej.
Miejsce przyłączenia	Punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią.
Moc przyłączeniowa	Moc czynna planowana do pobierania lub wprowadzania do sieci, określona w umowie o przyłączenie, jako wartość maksymalna ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut służąca do zaprojektowania przyłącza.
Moc umowna	Moc czynna pobierana lub wprowadzana do sieci, określona w umowie przesyłowej lub w umowie sprzedaży energii elektrycznej, jako maksymalna ze średnich wartości tej mocy w okresie 15 minut lub w przypadku, gdy urządzenia pomiarowe na to pozwalają - w okresie 1 godziny.
Nielegalny pobór energii elektrycznej	Pobieranie energii elektrycznej bez zawarcia umowy z przedsiębiorstwem lub niezgodnie z umową.
Odbiorca	Każdy, kto otrzymuje lub pobiera energię elektryczną na podstawie umowy z przedsiębiorstwem energetycznym.
Odbiorca końcowy	Odbiorca, który całość kupowanej energii elektrycznej zużywa na potrzeby własne.
Oferta bilansująca	Oferta produkcyjno-cenowa, zwiększenia części przyrostowej lub zmniejszenia części redukcyjnej - produkcji lub poboru energii, dla zbioru miejsc dostarczania, dla których sporządza się grafiki obciążeń, składana operatorowi systemu przesyłowego, zawierająca dane techniczne i handlowe.
Operator systemu przesyłowego	Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na obszarze całego kraju, za pomocą sieci przesyłowej.
Operator systemu rozdzielczego	Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej na określonym w koncesji obszarze kraju, za pomocą sieci rozdzielczej.
Przyłącze	Odcinek sieci służący do połączenia instalacji lub sieci jednego podmiotu z siecią.
Rezerwa mocy	Zdolność jednostek wytwórczych do podjęcia wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej do sieci, nie wykorzystywana w danym okresie.

Rynek bilansujący	Część rynku konkurencyjnego, o którym mowa w art. 49 ustawy Prawo energetyczne, na którym dokonywane są przez operatora systemu przesyłowego rozliczenia usług, zapewniające stałe równoważenie bilansu energii elektrycznej w KSE, ciągłość, niezawodność i jakość dostaw energii elektrycznej, realizowane na podstawie zgłoszonych umów sprzedaży energii elektrycznej i ofert bilansujących na każdą godzinę doby.
Sieć przesyłowa	Sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej o napięciu wyższym niż 110 kV.
Sieć rozdzielcza	Sieć służąca do przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej o napięciu nie wyższym niż 110 kV.
System elektroenergetyczny	Sieci wraz z przyłączonymi do nich instalacjami do wytwarzania lub pobierania energii elektrycznej, współpracujące na zasadach określonych w odrębnych przepisach, zdolne do trwałego utrzymywania określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej oraz spełniania warunków obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi systemami.
Układ pomiarowo-rozliczeniowy	Liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub rozliczeniowo-pomiarowe, a także układy połączeń między nimi, służące bezpośrednio lub pośrednio do pomiarów i rozliczeń.

XIII.3. DODATKOWE POJĘCIA I DEFINICJE

Administrator pomiarów	Jednostka organizacyjna lub podmiot odpowiedzialny za obsługę i kontrolę układów pomiarowo-rozliczeniowych.
Automatyczny układ regulacji napięcia elektrowni (ARNE)	Układ automatycznej regulacji napięcia i mocy biernej w węźle wytwórczym.
Awaria sieciowa	Zdarzenie ruchowe, w wyniku którego następuje wyłączenie z ruchu synchronicznego części KSE, która produkuje lub pobiera z sieci energię elektryczną w ilości nie większej niż 5 % całkowitej bieżącej produkcji.
Generacja wymuszona	Wytwarzanie energii elektrycznej wymuszone jakością i niezawodnością pracy KSE, dotyczy jednostek wytwórczych, w których generacja jest wymuszona technicznymi ograniczeniami działania systemu elektroenergetycznego lub koniecznością zapewnienia odpowiedniej jego niezawodności.

Generacja zdeterminowana	Wytwarzanie energii elektrycznej w źródłach niekonwencjonalnych i odnawialnych oraz wytwarzanie energii elektrycznej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, objęte obowiązkiem zakupu zgodnie z rozporządzeniem Ministra Gospodarki, lub też wytwarzanie energii elektrycznej objętej długoterminowymi umowami sprzedaży energii elektrycznej.
Grafik handlowy	Dane handlowe określające planowaną realizację umowy sprzedaży energii elektrycznej w poszczególnych godzinach.
Jednostka grafikowa	Podstawowy obiekt rynku bilansującego zdefiniowany przez zbiór miejsc dostarczania rynku bilansującego, dla których są wyznaczane łącznie, na potrzeby rynku bilansującego następujące dane handlowe: pozycja kontraktowa, ilość dostarczonej energii elektrycznej, odchylenia od pozycji kontraktowej, należność za odchylenia od pozycji kontraktowej.
Jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD)	Jednostki wytwórcze dysponowane przez operatora systemu przesyłowego. Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej JWCD są: wszystkie jednostki wytwórcze przyłączone do sieci przesyłowej, jednostki wytwórcze kondensacyjne przyłączone do sieci rozdzielczej o mocach osiągalnych większych od 100 MW, inne jednostki wytwórcze niż podane w p. a) i b), przyłączone do sieci rozdzielczej, na podstawie oddzielnych umów zawieranych z właściwym operatorem systemu rozdzielczego i operatorem systemu przesyłowego.
Koordynowanie ruchu sieci 110 kV	Koordynowanie ruchu sieci 110 kV przez operatora systemu przesyłowego polega na: zatwierdzaniu planów i nadzorowaniu pracy określonych jednostek wytwórczych, z uwzględnieniem procesów rynkowych zawierania umów sprzedaży energii elektrycznej, zatwierdzaniu planów i nadzorowaniu pracy określonych elementów sieci 110 kV, wyrażaniu zgody dla operatorów systemów rozdzielczych na wykonywanie czynności regulacyjnych, sterowniczych oraz operacji łączeniowych na określonych urządzeniach wytwórczych i sieciowych przez personel ruchowy podległych mu szczebli, niezależnie od posiadania praw własnościowych do tych urządzeń.
Krajowy system elektroenergetyczny (KSE)	System elektroenergetyczny na terenie kraju.
Miejsce dostarczania rynku bilansującego	Umowny punkt w sieci objętej obszarem działania rynku bilansującego, w którym następuje rozliczanie przepływu energii elektrycznej pomiędzy jednostkami grafikowymi a tą siecią.
Moc dyspozycyjna	Jest to moc osiągalna pomniejszona o ubytki na remonty planowe, ubytki okresowe, eksploatacyjne i losowe.
Moc osiągalna	Potwierdzona testami największa moc trwała jednostki wytwórczej lub wytwórcy, przy znamionowych warunkach pracy, utrzymywana: przez wytwórcę cieplnego w sposób ciągły przez przynajmniej 15 godzin, przez wytwórcę wodnego przepływowego w sposób ciągły przez przynajmniej 5 godzin, , przez wytwórcę szczytowo-pompowego w sposób ciągły przez okres zależny od pojemności zbiornika górnego.
Moc zamówiona	Moc przywołana w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.d odpowiadająca mocy umownej.
Nadzorowanie pracy jednostek wytwórczych oraz sieci rozdzielczych	Nadzorowanie pracy jednostek wytwórczych oraz nadzorowanie pracy sieci rozdzielczej koordynowanej polega na ciągłym obserwowaniu stanu pracy tych jednostek wytwórczych oraz na ciągłym obserwowaniu stanu pracy sieci rozdzielczej koordynowanej z wykorzystaniem systemów czasu rzeczywistego.
Obszar regulacyjny	Sieć elektroenergetyczna wraz z przyłączonymi do niej urządzeniami do wytwarzania lub pobierania energii elektrycznej, współpracujące na zasadach określonych w odrębnych przepisach, zdolne do trwałego utrzymywania określonych parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej oraz spełniania warunków obowiązujących we współpracy z innymi połączonymi systemami elektroenergetycznymi.
Ograniczenia sieciowe	Maksymalne dopuszczalne lub minimalnie niezbędne wytwarzanie mocy w danym węźle, lub w danym obszarze, lub maksymalny dopuszczalny przesył mocy przez dany przekrój sieciowy, w tym dla wymiany międzysystemowej, z uwzglę­dnieniem bieżących warunków eksploatacji KSE.

Operacja ruchowa	Jakakolwiek programowa zmiana: stanu pracy urządzenia, układu połączeń, nastaw regulacyjnych, nastaw sterowniczych.
Operacje łączeniowe	Operacje łączeniowe obejmują w szczególności: załączenie lub wyłączenie: linii, transformatora, dławika, baterii kondensatorów, przełączenie urządzeń na systemach szyn zbiorczych w rozdzielni, przełączenie zasilania potrzeb własnych jednostki wytwórczej z podstawowego na rezerwowe, załączenie lub wyłączenie hydrogeneratorów do/z pracy kompensacyjnej.
Operator handlowy	Podmiot, który jest dysponentem jednostek grafikowych przedsiębiorstwa obrotu. Operator handlowy dysponuje energią elektryczną wprowadzaną lub odbieraną poprzez jednostki grafikowe. Operator handlowy jest odpowiedzialny za tworzenie handlowych grafików pracy jednostek grafikowych przedsiębiorstwa obrotu i przekazywanie ich do odpowiedniego operatora.
Operator handlowo-techniczny	Podmiot, odpowiedzialny za dysponowanie jednostką grafikową uczestnika rynka bilansującego w zakresie handlowym i technicznym. Dysponuje na zasadzie wyłączności zdolnościami wytwórczymi lub zdolnościami przyłączenio­wymi jednostek grafikowych, dysponuje również energią elektryczną dostarczaną lub odbieraną poprzez jednostki grafikowe (bez prawa wyłączności), przekazuje zbilansowane handlowo-techniczne grafiki pracy jednostek grafikowych do operatora systemu przesyłowego lub właściwego operatora systemu rozdzielczego oraz uczestniczy w procesie rozliczeń.
Programy łączeniowe	Procedury i czynności związane z operacjami łączeniowymi, próbami napięciowymi, tworzeniem układów przejściowych oraz włączeniami do systemu elektroenergetycznego nowych obiektów, a także po dłuższym postoju związanym z modernizacją lub przebudową.
Przedsiębiorstwo obrotu	Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą polegającą na handlu energią elektryczną, niezależnie od innych rodzajów prowadzonych działalności.

Przedsiębiorstwo sieciowe	Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej.
Regulacyjne usługi systemowe	Usługi świadczone przez podmioty na rzecz operatora systemu przesyłowego, umożliwiające operatorowi systemu przesyłowego świadczenie usług systemowych, niezbędne do prawidłowego funkcjonowania KSE, zapewniające zachowanie określonych wartości parametrów niezawodnościowych i jakościowych dostaw energii elektrycznej.
Ruch próbny	Nieprzerwana praca urządzeń, instalacji lub sieci, przez okres co najmniej 72 godzin, z parametrami pracy określonymi przez operatora systemu rozdzielczego.
Samoczynne częstotliwościowe odciążanie (SCO)	Samoczynne wyłączanie odbiorców w przypadku obniżenia się częstotliwości do określonej wielkości, spowodowanego deficytem mocy w systemie elektroenergetycznym.
Sieć rozdzielcza koordynowana	Część sieci rozdzielczej 110 kV tworząca wraz z siecią przesyłową sieć zamkniętą, pomniejszona o sekcje 110 kV zredukowane do PWS zgodnie z zasadami określonymi Regulaminie generacji wymuszonej, stanowiącym część szczegółową nr 3 do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej.
Sieć zamknięta	Sieć o napięciu 400, 220 i 110 kV, w której istnieje trwała możliwość dostawy energii elektrycznej do każdego węzła sieciowego co najmniej dwoma niezależnymi drogami zasilania.
Stan szczególny	Stan lub sytuacja w systemie elektroenergetycznym wynikająca z awarii sieciowej, awarii w systemie, stanu zagrożenia KSE lub zaniechania działań, lub działań podjętych przez operatorów lub podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej.
Stan zagrożenia KSE	Warunki pracy, w których istnieje niebezpieczeństwo wystąpienia: niestabilności systemu, podziału sieci przesyłowej lub ograniczenia dostaw energii elektrycznej do odbiorców.
Szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas użytkowania	Przez szkodliwe wpływy atmosferyczne i niszczące działania czynników występujących podczas użytkowania elementów sieci rozdzielczej rozumie się czynniki wpływające negatywnie na stan techniczny urządzeń i obiektów. Do czynników tych zalicza się w szczególności szkody górnicze oraz zanieczyszczenie środowiska powodujące wzmożoną korozję.

Średnie napięcie (SN)	Napięcie wyższe od 1 kV i niższe od 110 kV.
UCTE	Unia Koordynacji Przesyłu Energii Elektrycznej, zrzeszająca operatorów systemów Europy zachodniej i środkowej, których systemy przesyłowe współpracują synchronicznie.
Transakcja sprzedaży energii elektrycznej	Umowa sprzedaży energii elektrycznej obejmująca okres dostaw energii krótszy lub równy jednej dobie z ustaloną ilością energii elektrycznej na każdy podstawowy okres handlowy wynoszący jedną godzinę.
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 znamionowy.
Wymiana międzysystemowa	Wymiana mocy i energii elektrycznej pomiędzy KSE i innymi systemami elektroenergetycznymi.
Wytwórca	Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą w zakresie wytwarzania energii elektrycznej.
Zdarzenie ruchowe	Jakakolwiek zmiana: stanu pracy urządzenia, instalacji lub sieci, układu połączeń, nastaw regulacyjnych, nastaw sterowniczych.

Załącznik nr 1

do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

WYKAZ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH ORAZ ELEMENTÓW SIECI ROZDZIELCZEJ KOORDYNOWANYCH PRZEZ OPERATORA SYSTEMU PRZESYŁOWEGO

Załącznik nr 2

do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

WZÓR KARTY AKTUALIZACJI

Karta aktualizacji nr ......................

1. Data wejścia w życie aktualizacji: ...........................................................................................

2. Imię i nazwisko osoby przeprowadzającej aktualizację: ..........................................................

3. Przyczyna aktualizacji: .............................................................................................................

..................................................................................................................................................

..................................................................................................................................................

..................................................................................................................................................

..................................................................................................................................................

4. Numery punktów podlegających aktualizacji: .........................................................................

..................................................................................................................................................

..................................................................................................................................................

5. Nowe brzmienie punktów Instrukcji:

Nr punktu

Aktualna treść

................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. .................

....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... .......................................................................................................................

Nr punktu

Aktualna treść

................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. ................. .................

....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... ....................................................................................................................... .......................................................................................................................

6. Podpis osoby zatwierdzającej kartę aktualizacji w imieniu operatora systemu rozdzielczego:

.......................................................................

Załącznik nr 3

do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

WZORY WNIOSKÓW O OKREŚLENIE WARUNKÓW PRZYŁĄCZENIA

Załącznik nr 4 do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

ZAKRES POMIARÓW I PRÓB EKSPLOATACYJNYCH URZĄDZEŃ SIECI ELEKTROENERGETYCZNYCH ORAZ TERMINY ICH WYKONANIA

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Terminy wykonania
1	Linie napowietrzne o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV	Pomiar rezystancji uziemień przewodów odgromowych oraz odgromników i iskierników	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu linii do eksploatacji	Po wykonaniu naprawy uziemień
						Pomiar rezystancji uziemień ochronnych słupów lub napięć rażenia
		2	Linie kablowe o napięciu znamionowym 110 kV z izolacją papierowo - olejową		Pomiar rezystancji żył	Zgodna z danymi wytwórcy	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy
					Pomiar rezystancji izolacji	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii większa od 1 000 MΩ
					Próba napięciowa izolacji	Izolacja powinna wytrzymać w czasie 15 min. napięcie wyprostowane o wartości równej 4,5 krotnemu napięciu znamionowemu fazowemu dla kabli 64/110 kV
				Sprawdzenie układu kontroli ciśnienia oleju	Sprawność działania	Nie rzadziej niż co 2 lata
			Pojemność kabla	Zgodna z dokumentacją techniczną	Dla kabli nowych
					95 % wartości określonej w dokumentacji technicznej	Po wykonaniu naprawy
			Próba napięciowa dodatkowej powłoki polwinitowej lub polietylenowej	Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie wyprostowane o wartości 10 kV	Dla kabli nowych, po wykonaniu naprawy oraz nie rzadziej niż co 5 lat
			Pomiar prędkości propagacji fal dla ustalenia nierównomierności impedancji falowej	Zgodna z dokumentacją techniczną	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy
		Linie kablowe o napięciu znamionowym 110 kV z izolacją polietylenową	Pomiar rezystancji żył (roboczych i powrotnych)	Zgodna z danymi wytwórcy	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy
				Pomiar rezystancji izolacji		Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii większa od 1 000 MΩ
				Próba napięciowa izolacji		Izolacja powinna wytrzymać w czasie 15 min. napięcie wyprostowane o wartości równej 3,0 U0, gdzie U0 - napięcie między żyłą a ziemią

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Terminy wykonania
		Próba napięciowa powłoki polwinitowej lub polietylenowej	Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie wyprostowane o wartości 10 kV	Dla kabli nowych, po wykonaniu naprawy oraz nie rzadziej niż co 5 lat
			Pojemność kabla	Zgodna z dokumentacją techniczną	Dla kabli nowych
					95 % wartości określonej w dokumentacji technicznej	Po wykonaniu naprawy
			Pomiar prędkości propagacji fal dla ustalenia nierównomierności impedancji falowej	Zgodna z dokumentacją techniczną	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy
		Linie kablowe z izolacją papierową o napięciu znamionowym 30 do 110 kV	Sprawdzenie ciągłości żył	Brak przerwy w żyłach	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy
			Pomiar rezystancji izolacji	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20 C większa od 50 MΩ
			Próba napięciowa izolacji	Izolacja powinna wytrzymać w czasie 20 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej	Dla kabli nowych
					Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej	Po wykonaniu naprawy
				Pojemność kabla	Zgodna z dokumentacją techniczną	Dla kabli nowych
					95 % wartości określonej w dokumentacji technicznej	Po wykonaniu naprawy
			Próba napięciowa dodatkowej powłoki polwinitowej lub polietylenowej	Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie wyprostowane o wartości 10 kV	Dla kabli nowych, po wykonaniu naprawy oraz nie rzadziej niż co 5 lat
		Linie kablowe z izolacją papierową przesyconą o napięciu znamionowym 1 do 30 kV	Sprawdzenie ciągłości żył	Brak przerwy w żyłach	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy
			Pomiar rezystancji izolacji	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20 C większa od 50 MΩ
			Próba napięciowa izolacji	Izolacja powinna wytrzymać w czasie 20 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej	Dla kabli nowych
					Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej	Po wykonaniu naprawy
		Próba napięciowa dodatkowej powłoki polwinitowej lub polietylenowej	Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie wyprostowane o wartości 5 kV	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Terminy wykonania
	Linie kablowe z izolacją polietylenową o napięciu znamionowym 1 do 30 kV	Sprawdzenie ciągłości żył	Brak przerwy w żyłach	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy
			Pomiar rezystancji izolacji		Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20 C większa od 100 MΩ
			Próba napięciowa izolacji	Izolacja powinna wytrzymać w czasie 20 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej	Dla kabli nowych
					Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej	Po wykonaniu naprawy
					Dla kabli o izolacji z PE 1,5 Un dla przypadków uzasadnionych technicznie
			Próba napięciowa dodatkowej powłoki polwinitowej lub polietylenowej	Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie wyprostowane o wartości 5 kV	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy
		Linie kablowe z izolacją polwinitową o napięciu znamionowym 6 kV	Sprawdzenie ciągłości żył	Brak przerwy w żyłach	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy
			Pomiar rezystancji izolacji	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20 C większa od , gdzie S - przekrój żyły kabla w mm^2	Po wykonaniu naprawy
					Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20 C większa od 40 MΩ	Dla kabli nowych
				Próba napięciowa izolacji	Izolacja powinna wytrzymać w czasie 20 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej
					Izolacja powinna wytrzymać w czasie 10 min. 0,75 wartości napięcia wyprostowanego, wymaganej przy próbie fabrycznej		Po wykonaniu naprawy
					1,5 Un dla przypadków uzasadnionych technicznie
			Próba napięciowa dodatkowej powłoki polwinitowej lub polietylenowej	Powłoka powinna wytrzymać w czasie 1 min. napięcie wyprostowane o wartości 5 kV	Dla kabli nowych i po wykonaniu naprawy

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Terminy wykonania
	Linie kablowe o napięciu niższym niż 1 kV	Sprawdzenie ciągłości żyły	Brak przerwy w żyłach	Dla kabli nowych i po modernizacji
			Pomiar rezystancji	Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20 C nie mniejsza niż: 75 MΩ w kablu o izolacji gumowej 20 MΩ w kablu o izolacji papierowej 100 MΩ w kablu o izolacji polietylenowej 20 MΩ w kablu izolacji polwinitowej	Dla kabli nowych
					Rezystancja izolacji przeliczona na 1 km linii przy temperaturze 20 C nie mniejsza niż , gdzie S - przekrój żyły kabla w mm^2	Po wykonaniu naprawy
3		Wyłączniki i zwierniki o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV	Pomiar rezystancji izolacji głównej wyłącznika	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu do eksploatacji, dla wyłączników małoolejowych rezystancja powinna wynosić co najmniej 50 % wartości rezystancji określonej przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji	Po przeglądzie wewnętrznym wyłącznika z tym, że dla wyłączników o napięciu znamionowym 110 kV nie rzadziej niż co 5 lat
				Pomiar rezystancji głównych torów prądowych wyłącznika		Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
				Pomiar czasów własnych i czasów niejednoczesności otwierania i zamykania wyłącznika		Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
				Badania gazów wyłączników z gazem SF6, jeżeli wymaga tego wytwórca		Wymagania obowiązujące przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
				Próba szczelności wyłącznika powietrznego lub z gazem SF6,, jeżeli wymaga tego wytwórca		Spadek ciśnienia powietrza w wyłączniku powietrznym lub ciśnienie gazu SF6, powinno odpowiadać wymaganiom obowiązującym przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Terminy wykonania
		Pomiar zużycia powietrza wyłącznika powietrznego, jeżeli wymaga tego wytwórca	Zużycie powietrza na przewietrzenie i na cykl łączeniowy, powinno odpowiadać wymaganiom obwiązującym przy przyjmowaniu wyłącznika do eksploatacji
4	Połączenia prądowe w rozdzielniach 110 kV	Zaleca się badanie stanu połączeń prądowych metodą termowizyjną	Obciążenie prądowe badanych połączeń nie powinno być mniejsze od 30 % obciążenia znamionowego, temperatura badanego połączenia nie powinna być wyższa od temperatury określonej w instrukcji eksploatacji	Nie rzadziej niż co 5 lat
5	Przekładniki napięciowe i prądowe olejowe o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV	Pomiar rezystancji izolacji uzwojeń pierwotnych i wtórnych	70 % wartości wymaganej przy przyjmowaniu przekładników do eksploatacji	Nie rzadziej niż co 4 lat chyba, że instrukcja fabryczna przewiduje inaczej
					Badania oleju w przekładnikach olejowych niehermetyzowanych, wyposażonych we wskaźniki poziomu oleju, wykonane w razie uzyskania negatywnych wyników pomiaru rezystancji izolacji	Olej przekładnika o napięciu znamionowym 110 kV lub niższym powinien spełniać wymagania jak dla transformatorów o mocy do 100 MVA
		6	Ograniczniki przepięć w stacjach o napięciu 110 kV	Pomiar rezystancji uziemienia lub rezystancji przejścia do sprawdzonego układu uziomowego	Rezystancja uziemienia nie większa niż 5 Ω, a rezystancja przejścia nie większa niż 0,1 Ω	Nie rzadziej niż co 5 lat
				Sprawdzenie liczników zadziałań ograniczników przepięć, których zadziałania są rejestrowane i analizowane	Licznik powinien zadziałać przy impulsie prądowym z kondensatora	Nie rzadziej niż co 5 lat chyba, że instrukcja fabryczna przewiduje inaczej
		7	Transformatory suche	Pomiar rezystancji izolacji R60	Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora - dla transformatorów nowych i po remoncie lub R60 ≥35 MΩ przy 30 C - dla transformatorσw w eksploatacji	Przed uruchomieniem transformatora, po remoncie oraz po stwierdzeniu nieprawidłowej pracy, nie wymaga się badania transformatora w czasie jego prawidłowej eksploatacji
				Pomiar rezystancji uzwojeń lub pomiar przekładni	Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora - dla transformatorów nowych i po remoncie oraz w eksploatacji

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Terminy wykonania
	Transformatory olejowe o mocy 0,02 - 1,6 MVA oraz dławiki do kompensacji ziemnozwarciowej	Pomiar rezystancji izolacji i wskaźników R60 i R15	Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora - dla transformatorów nowych i po remoncie lub R60 ≥ 35 MΩ przy 30 C - dla transformatorσw w eksploatacji	Przed uruchomieniem transformatora, po remoncie oraz po stwierdzeniu nieprawidłowej pracy, nie wymaga się badania transformatora w czasie jego prawidłowej eksploatacji
					Pomiar rezystancji uzwojeń lub pomiar przekładni	Zgodnie z danymi w karcie prób transformatora - dla transformatorów nowych i po remoncie w eksploatacji
					Badanie oleju (transformator z konserwatorem) w zakresie: - wyglądu - rezystywności - napięcia przebicia	Wygląd klarowny, brak wody wydzielonej i zawartość ciał obcych Rezystywność nie niższa niż 1x10^9 Ω m przy 50 C Napięcie przebicia nie niższe niż 35 kV przy temp. otoczenia
		Transformatory olejowe o mocy większej od 1,6 MVA i mniejszej lub równej 100 MVA oraz napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV	Stopień I Badania podstawowe Zakres badań: oględziny zewnętrzne, analiza chromatograficzna składu gazów rozpuszczonych w oleju badanie oleju w zakresie: wyglądu liczby kwasowej temperatury zapłonu napięcia przebicia rezystywność współczynnik stratności tgδ zawartość wody mierzona metodą K. Fischera	Brak gazów rozpuszczonych w oleju wskazujących na uszkodzenie Wygląd klarowny, brak wody wydzielonej i zawartości stałych ciał obcych Liczba kwasowa nie wyższa niż 0,4mg KOH/g Temperatura zapłonu nie niższa niż 130 C Napięcie przebicia nie mniejsze niż 40 kV przy 20 C Rezystywność nie mniejsza niż 1x10^10 Ωm przy 50 C Współczynnik stratności nie wyższy niż 0,1 przy 50 C i 50 Hz Zawartość wody niższa od 40 ppm	Po pierwszym roku eksploatacji a następnie nie rzadziej niż co 5 lat

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Terminy wykonania
		Stopień II Badania specjalistyczne Zakres badań: pomiar rezystancji uzwojeń pomiar przekładni pomiar prądów magnesujących badanie przełącznika zaczepów analiza chromatograficzna składu gazów rozpuszczonych w oleju	Zgodnie z danymi wytwórcy Zgodnie z danymi wytwórcy Zgodnie z danymi wytwórcy Zgodnie z danymi wytwórcy Brak gazów rozpuszczonych w oleju wskazujących na uszkodzenie	Wykonanie w przypadku uzyskania negatywnych wyników badań zakresu podstawowego
				Stopień III Badania okresowe Zakres badań: pomiar rezystancji izolacji wskaźnika R60 i R15 pomiar rezystancji uzwojeń lub przekładni przegląd i badanie podobciążeniowego przełącznika zaczepów	Rezystancja izolacji w układzie doziemnym R300 ≥ 75 MΩ przy temp. 30 C dla uzwojeρ o napięciu znamionowym do 40 kV, R300 ≥ 100 MΩ przy temp. 30 C dla uzwojeρ o napięciu znamionowym powyżej 50 kV Rezystancja izolacji w układzie między uzwojeniami R300 ≥ 250 MΩ przy temp. 30 C Wskaźnik izolacji R60/R15 R60/R15 ≥ 1,2 w układzie doziemnym R60/R15 ≥ 1,3 w układzie między uzwojeniami, zgodna z danymi wytwórcy	Wykonywane w przypadku uzyskania negatywnych wyników badań z zakresu podstawowego
						-	Co 3 lata lub 15 tys. przełączeń

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Terminy wykonania
8	Obwody wtórne układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, z wyjątkiem układów mikroprocesorowych z samokontrolą	Pomiar rezystancji izolacji obwodów w stacjach i rozdzielniach napowietrznych	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ z tym, że dla każdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie mniejsza niż 10 MΩ	Dokładne terminy określono w Instrukcji eksploatacji układów zabezpieczających, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych, będącej dokumentem związanym z niniejszą Instrukcją.
				Sprawdzenie funkcjonalne	Zgodnie z przyjętym programem działania układu elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej	Raz na rok
			Obwody wtórne układów pomiarowo - ruchowych	Pomiar rezystancji izolacji	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że dla każdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie mniejsza niż 10 MΩ	Nie rzadziej niż co 5 lat
				Sprawdzenie parametrów ruchowych	Dokładność do 2,5 %
			Obwody wtórne układów rejestrujące	Pomiar rezystancji izolacji	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że dla każdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie mniejsza niż 10 MΩ	Dokładne terminy określono w Instrukcji eksploatacji układów zabezpieczających, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych urządzeń elektrycznych, będącej dokumentem związanym z niniejszą Instrukcją
				Sprawdzenie funkcjonalne działania i rejestracji	Zgodnie z przyjętym programem działania układów rejestrujących	Zgodnie z instrukcją producenta uznając poprawne zadziałanie za sprawdzenie funkcjonalne
			Obwody wtórne układów telemechaniki	Pomiar rezystancji izolacji	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że dla każdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie mniejsza niż 10 MΩ	Nie rzadziej niż co 4 lata
				Sprawdzenie wartości nastawionych	Dokładność do 5 % przy zasilaniu napięciem pomocniczym w zakresie 0,8 - 1,1 Unom
				Sprawdzenie funkcjonalne	Zgodnie z przyjętym programem działania układów telemechaniki	Nie rzadziej niż raz na rok uznając poprawne zadziałanie za sprawdzenie funkcjonalne

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Terminy wykonania
	Obwody wtórne układów sterowania	Pomiar rezystancji izolacji w stacjach i rozdzielniach napowietrznych podczas sprawdzania typu “pełne” i “skrócone”	Rezystancja izolacji nie mniejsza niż 1 MΩ, z tym że dla każdego z elementów wchodzących w skład obwodów nie mniejsza niż 10 MΩ	Nie rzadziej niż co 1 rok
				Sprawdzenie funkcjonalne	Zgodnie z przyjętym programem działania układów sterowania i sygnalizacji	Nie rzadziej niż raz na rok uznając poprawne zadziałanie za sprawdzenie funkcjonalne
	9	Ochrona przeciwporażeniowa w elektroenergetycznych rozdzielniach o napięciu znamionowym 110 kV	Pomiar rezystancji uziemienia Pomiar napięcia rażenia Sprawdzenie zagrożenia spowodowanego wynoszeniem z rozdzielni wysokiego potencjału ziemnozwarciowego	Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony przeciwporażeniowej przy wyznaczaniu napięcia rażenia i sprawdzaniu zagrożenia spowodowanego wynoszeniem potencjału dopuszcza się stosowanie metod obliczeniowych	Nie rzadziej niż co 5 lat oraz po zmianie warunków powodujących wzrost prądów uziomowych rozdzielni
		Ochrona przeciwporażeniowa w elektroenergetycznych rozdzielniach o napięciu znamionowym wyższym od 1 kV, a niższym niż 110 kV	Pomiar rezystancji uziemienia	Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony przeciwporażeniowej	Nie rzadziej niż co 5 lat
						Pomiar napięcia rażenia
	10		Linia o napięciu znamionowym do 1 kV	Pomiar napięć i obciążeń	Zgodnie z przepisami w sprawie obciążeń prądem przewodów i kabli	Nie rzadziej niż co 5 lat, w miarę możliwości w czasie największego obciążenia
				Sprawdzenie skuteczności działania środków ochrony przeciwporażeniowej	Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony przeciwporażeniowej	Nie rzadziej niż co 5 lat
				Pomiar rezystancji uziemień roboczych i ochronnych

Lp.	Nazwa urządzenia	Rodzaj pomiarów i prób eksploatacyjnych	Wymagania techniczne	Terminy wykonania
11	Instalacje odbiorcze w budynkach, o napięciu znamionowym do 1 kV	Pomiar napięć i obciążeń	Zgodnie z przepisami w sprawie obciążeń prądem przewodów i kabli	Nie rzadziej niż co 5 lat, w miarę możliwości w okresie największego obciążenia
				Sprawdzenie skuteczności działania środków ochrony przeciwporażeniowej	Zgodnie z przepisami w sprawie ochrony przeciwporażeniowej	Instalacje na otwartym powietrzu albo w pomieszczeniach o wilgotności względnej ok. 100 %, o temperaturze powietrza wyższej od + 35 C lub o wyziewach żrących - nie rzadziej niż raz w roku Instalacje w pomieszczeniach o wilgotności względnej wyższej od 75 % do 100 % zapylonych oraz zaliczonych do kategorii ZLI, ZLII, ZLIII, ZLV zagrożenia ludzi - nie rzadziej niż co 5 lat Instalacje w pozostałych pomieszczeniach - nie rzadziej niż co 5 lat, w przypadku zainstalowania wyłączników różnicowo - prądowych można nie wykonywać pomiarów rezystancji izolacji
				Pomiar rezystancji uziemień roboczych i ochronnych
				Sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporażeniowej
				Pomiar rezystancji izolacji przewodów roboczych instalacji	Odpowiadające wymaganiom przy przyjmowaniu instalacji do eksploatacji	Instalacje w pomieszczeniach o wyziewach wyziewach żrących lub zaliczonych do kategorii ZLI, ZLII, ZLIII, ZLV zagrożenia ludzi - nie rzadziej niż raz w roku Instalacje na otwartym powietrzu lub w pomieszczeniach o wilgotności względnej wyższej od 75 % do 100 % o temperaturze powietrza wyższej od 35 C lub zapylonych - nie rzadziej niż co 5 lat Instalacje w pozostałych pomieszczeniach - nie rzadziej niż co 5 lat

Załącznik nr 5

do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

SZCZEGÓŁOWE WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI ROZDZIELCZEJ

1.	POSTANOWIENIA OGÓLNE
1.1.	Wymagania zawarte w punktach od 1.2 do 6.9 dotyczą jednostek wytwórczych przyłączanych i przyłączonych do sieci rozdzielczej. Dla istniejących jednostek wytwórczych nie spełniających przedmiotowych wymagań technicznych ustala się okres dostosowawczy na ich spełnienie obowiązujący do końca 2005 r.
1.2.	Operator systemu rozdzielczego ustala do sieci o jakim poziomie napięcia znamionowego należy przyłączyć wytwórcę, w zależności od wielkości mocy przyłączeniowej i lokalnych warunków pracy sieci rozdzielczej oraz z uwzględnieniem wyników ekspertyzy wpływu przyłączanych instalacji na KSE. Zakres ekspertyzy wykonywanej i dostarczanej przez wytwórcę wraz z wnioskiem o określenie warunków przyłączenia wymaga uzgodnienia z operatorem systemu rozdzielczego.
1.3.	Przyłączenie jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej realizowane jest za pomocą przyłącza, wyposażonego w urządzenia umożliwiające jej odłączenie oraz stworzenie przerwy izolacyjnej, dostępnego w sposób nieograniczony dla operatora systemu rozdzielczego.
1.4.	Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyżej 150 kVA przyłączane do sieci rozdzielczej powinny być zautomatyzowane i dostosowane do zdalnego sterowania. Operator systemu rozdzielczego decyduje o konieczności wyposażenia łącznika sprzęgającego jednostkę wytwórczą z siecią rozdzielczą w urządzenia umożliwiające zdalne sterowanie.
1.5.	W przypadku generatorów asynchronicznych moc zwarciowa w miejscu przyłączenia do sieci rozdzielczej powinna być przynajmniej 20 razy większa od ich mocy przyłączeniowej.
2.	URZĄDZENIA ŁĄCZENIOWE
2.1.	Jednostki wytwórcze muszą posiadać następujące urządzenia łączeniowe: łącznik dostosowany do wyłączania jednostki wytwórczej, łącznik do odłączania jednostki wytwórczej i stwarzania widocznej przerwy.
2.2.	W przypadku, gdy w układzie sieci jest możliwa praca wyspowa jednostki wytwórczej, musi ona posiadać dodatkowo łącznik dostosowany do jej wyłączania, zabudowany pomiędzy łącznikami, o których mowa w p. 2.1.
2.3.	Operator systemu rozdzielczego koordynuje pracę łącznika, o którym mowa w p. 2.1.b i decyduje o konieczności jego wyposażenia w system zdalnego sterowania.

2.4.	Urządzenia łączeniowe, o których mowa w p. 2.1 i 2.2 muszą posiadać zdolność łączeniową obciążenia dostosowaną do mocy zainstalowanych urządzeń i mocy zwarciowej w miejscu ich zainstalowania. Do tego celu mogą być wykorzystane: wyłącznik mocy, rozłącznik mocy, stycznik z włączonym w szereg (tj. pomiędzy jednostkę wytwórczą a stycznik) zabezpieczeniem zwarciowym.
2.5.	Dopuszcza się stosowanie rozłączników bezpiecznikowych jako łączników do stwarzania widocznej przerwy.
2.6.	Dopuszcza się wyłączanie urządzeń łączeniowych przez zabezpieczenie zintegrowane konstrukcyjnie z danym łącznikiem, bądź przez autonomiczne układy zabezpieczeń.
2.7.	W przypadku zastosowania stycznika jako urządzenia łączeniowego, stycznik ten powinien być tak dobrany, aby jego zdolność łączeniowa w dolnym zakresie działania bezpiecznika była wystarczająca do bezpiecznego wielobiegunowego wyłączenia jednostki wytwórczej. Styki stycznika nie mogą wpadać w drgania na skutek sił elektrodynamicznych występujących przy zwarciu.
2.8.	Urządzenia łączeniowe jednostek wytwórczych współpracujących z falownikami, powinny być zlokalizowane po stronie prądu przemiennego falownika.
2.9.	Impuls wyłączający przesłany od zabezpieczeń do urządzenia łączeniowego musi powodować bezzwłoczne wyłączenie jednostki wytwórczej przez to urządzenie.
2.10.	Przy zastosowaniu bezpieczników topikowych jako zabezpieczeń zwarciowych, urządzenie łączeniowe powinno być zwymiarowane co najmniej według zakresu działania zastosowanego bezpiecznika topikowego.
2.11.	Instalacja służąca do wyprowadzenia mocy z jednostki wytwórczej powinna posiadać wytrzymałość zwarciową dostosowaną do warunków zwarciowych występujących w miejscu przyłączenia do sieci rozdzielczej.
3.	ZABEZPIECZENIA
3.1.	Jednostki wytwórcze powinny być wyposażone w zabezpieczenia podstawowe oraz zabezpieczenia dodatkowe, zgodnie z p. od 3.2 do 3.19.
3.2.	Zabezpieczenia podstawowe jednostek wytwórczych powinny zostać dobrane zgodnie z obowiązującymi przepisami i normami. Zabezpieczenia te powinny działać na urządzenie łączeniowe określone w p. 2.1.a, powodując wyłączenie jednostki wytwórczej z ruchu.

3.3.	Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej do 100 kVA z generatorami asynchronicznymi lub synchronicznymi powinny być wyposażone w zabezpie­czenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia zerowo-nadnapięciowe oraz zabezpieczenia do ochrony przed: obniżeniem napięcia, wzrostem napięcia oraz wzrostem prędkości obrotowej.
3.4.	Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyżej 100 kVA powinny być wyposażone w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia zerowo-nadnapięciowe oraz zabezpieczenia do ochrony przed: obniżeniem napięcia, wzrostem napięcia, obniżeniem częstotliwości oraz wzrostem częstotliwości.
3.5.	Jednostki wytwórcze współpracujące z falownikami powinny być wyposażone w zabezpieczenia dodatkowe, obejmujące zabezpieczenia do ochrony przed: obniżeniem napięcia oraz wzrostem napięcia, jak również w urządzenia pozwalające na kontrolowanie i utrzymywanie zadanych parametrów jakościowych energii elektrycznej.
3.6.	Operator systemu rozdzielczego decyduje o potrzebie wyposażenia jednostek wytwórczych w zabezpieczenie od mocy zwrotnej.
3.7.	Zabezpieczenia dodatkowe powinny powodować otwarcie łącznika sprzęgającego jednostkę wytwórczą z siecią rozdzielczą. W zależności od rodzaju pracy jednostki wytwórczej łącznikiem sprzęgającym jest: łącznik określony w p. 2.1.a, gdy jednostka wytwórcza nie ma możliwości pracy wyspowej, łącznik określony w p. 2.2, gdy jednostka wytwórcza ma możliwość pracy wyspowej.
3.8.	Operator systemu rozdzielczego ustala nastawy oraz zwłokę czasową działania zabezpieczeń dodatkowych, w zależności od miejsca przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej.
3.9.	Zabezpieczenie dodatkowe do ochrony przed obniżeniem lub wzrostem napięcia musi być wykonane trójfazowo. Jednostka wytwórcza przy obniżeniu lub wzroście napięcia w jednym z przewodów fazowych musi być odłączona od sieci trójbiegunowo.
3.10.	Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci nN bez możliwości pracy wyspowej, zabezpieczenia dodatkowe mogą być zawarte w zestawie zabezpieczeń podstawowych generatora. Natomiast dla jednostek wytwórczych z możliwością pracy wyspowej, zabezpieczenia dodatkowe powinny stanowić oddzielny zestaw zabezpieczeń.
3.11.	Dla zabezpieczeń dodatkowych do ochrony przed: wzrostem częstotliwości, obniżeniem częstotliwości oraz obniżeniem napięcia wielkości pomiarowe powinny być pobierane po stronie nN. Natomiast dla zabezpieczeń dodatkowych: zerowo-nadnapięciowych oraz do ochrony przed wzrostem napięcia wielkości pomiarowe powinny być pobierane po stronie SN.

3.12.	Dla generatorów synchronicznych lub asynchronicznych czas działania zabezpieczeń dodatkowych i czas własny łącznika sprzęgającego muszą być tak dobrane, aby wyłączenie generatora nastąpiło podczas zaników napięcia spowodowanych zadziałaniem automatyki SPZ lub SZR.
3.13.	Elektrownie wiatrowe z generatorami asynchronicznymi należy wyposażyć w automatykę bezzwłocznego wyłączania elektrowni po przejściu do pracy na wydzieloną sieć.
3.14.	W przypadku zwarcia w linii, do której przyłączona jest elektrownia wiatrowa automatyka zabezpieczeniowa elektrowni powinna: wyłączać ją w czasie krótszym od czasu działania istniejącego zabezpieczenia linii, załączać elektrownię samoczynnie po czasie 30 s, liczonym od zakończenia udanego cyklu SPZ.
3.15.	W przypadku zwarcia w elektrowni wiatrowej z generatorem asynchronicznym automatyka zabezpieczeniowa powinna wyłączać ją bezzwłocznie lub ze zwłoką czasową uzgodnioną z operatorem systemu rozdzielczego.
3.16.	W przypadku zadziałania SZR w stacji, do której przyłączona jest elektrownia wiatrowa, automatyka zabezpieczeniowa elektrowni powinna: wyłączać ją w czasie krótszym od czasu działania istniejącego zabezpieczenia stacji, załączać elektrownię samoczynnie po czasie 30 s, liczonym od zakończenia cyklu SZR.
3.17.	Operator systemu rozdzielczego ustala rodzaj stosowanych środków ochrony przeciwporażeniowej, w zależności od typu zastosowanych urządzeń, ich mocy osiągalnej oraz charakteru pracy jednostki wytwórczej.
3.18.	Środki ochrony przeciwporażeniowej, zależnie od miejsca występowania zagrożenia powinny powodować wyłączenie elementu jednostki wytwórczej stwarzającego zagrożenie bądź odstawienie z ruchu całej jednostki wytwórczej.
3.19.	Operator systemu rozdzielczego decyduje o potrzebie stosowania zabezpieczeń różnicowoprądowych dla poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych.

4.	KOMPENSACJA MOCY BIERNEJ
4.1.	Współczynnik mocy jednostki wytwórczej nie powinien przekraczać tgφ=0,4.
4.2.	Nie jest wymagane stosowanie urządzeń do kompensacji mocy biernej w przypadku jednostek wytwórczych, których moc osiągalna określona na przewód fazowy nie przekracza 4,6 kVA (5 kWp dla jednostek wytwórczych fotowoltaicznych). W pozostałych jednostkach wytwórczych należy stosować urządzenia do kompensacji mocy biernej. W jednostkach wytwórczych charakteryzujących się pracą ze zmienną mocą, w szczególności w elektrowniach wiatrowych należy stosować układy automatycznej regulacji mocy biernej.
4.3.	Moc kondensatorów w urządzeniach do kompensacji mocy biernej przyjmuje się na poziomie 45 % mocy czynnej generatora.
4.4.	Moc bierną przy generatorach synchronicznych należy regulować przy pomocy wzbudzenia. W jednostkach wytwórczych charakteryzujących się pracą ze zmienną mocą, w szczególności w elektrowniach wiatrowych należy stosować układy automatycznej regulacji wzbudzenia.
4.5.	W przypadku generatorów asynchronicznych układ służący do automatycznego bądź ręcznego załączania kondensatorów do kompensacji mocy biernej powinien być tak skonstruowany, aby nie było możliwe załączenie baterii kondensatorów przed dokonaniem rozruchu generatora. Wyłączenie generatora i baterii kondensatorów następuje równocześnie.
4.6.	Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej poprzez falowniki sieciowzbudne obowiązują warunki dotyczące załączania i odłączania kondensatorów oraz warunki ich doboru takie same, jak przy generatorach asynchronicznych. W jednostkach wytwórczych z falownikami niezależnymi kompensacja mocy biernej nie jest wymagana.
5.	ZAŁĄCZANIE JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH
5.1.	Załączenie jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej jest możliwe tylko, gdy napięcie sieci istnieje we wszystkich trzech fazach i posiada odpowiednie parametry. W przypadku stosowania ochrony przed obniżeniem napięcia powodującej odłączenie jednostki wytwórczej od sieci rozdzielczej, powinna ona mieć zwłokę czasową rzędu kilku minut pomiędzy powrotem napięcia w sieci rozdzielczej a ponownym załączeniem jednostki wytwórczej.
5.2.	Dla generatorów asynchronicznych, których rozruch odbywa się przy wykorzystaniu silnika napędowego, załączenie do sieci rozdzielczej powinno następować przy prędkości obrotowej pomiędzy 95 ÷ 105 % prędkości synchronicznej. Przy zdolnych do pracy wyspowej, samowzbudnych generatorach asynchronicznych należy dotrzymać warunków jak dla załączania generatorów synchronicznych, określonych w p. 5.5.

5.3.	Dla generatorów asynchronicznych, które dokonują rozruchu jako silnik obowiązują warunki jak dla przyłączania silników elektrycznych. Dla generatorów o mocy osiągalnej do 100 kVA przyłączonych do sieci rozdzielczej nN prąd rozruchu nie powinien przekraczać wartości 60 A. Dla pozostałych jednostek wytwórczych prąd rozruchu należy ograniczyć w sposób zapobiegający ujemnemu wpływowi na sieć rozdzielczą.
5.4.	Spadki napięć w sieci rozdzielczej spowodowane rozruchem generatorów asynchronicznych nie mogą przekraczać wartości 10 %.
5.5.	Dla generatorów synchronicznych wymagane jest urządzenie synchronizujące, za pomocą którego można kontrolować dotrzymanie następujących warunków synchronizacji w momencie załączania generatora: różnica napięć - ΔU < ± 10 % Un, różnica częstotliwości - Δf < ± 0,5 Hz, różnica kąta fazowego - Δφ < ± 10°,
5.6.	Operator systemu rozdzielczego może ustalić węższe granice warunków synchronizacji w momencie załączania generatorów synchronicznych niż podane w p. 5.5.
5.7.	Falowniki załącza się tylko, gdy są one bez napięcia po stronie prądu przemiennego. Przy zdolnych do pracy wyspowej jednostkach wytwórczych z falownikami, które nie są przyłączane beznapięciowo, należy dotrzymać warunków jak dla załączania generatorów synchronicznych.
5.8.	Załączanie generatorów do ruchu powinno odbywać się sekwencyjnie, w trybie uzgodnionym z operatorem systemu rozdzielczego.
5.9.	Operator systemu rozdzielczego określa liczbę łączeń generatorów z siecią rozdzielczą w przedziale 2-godzinnym.
6.	CZĘSTOTLIWOŚĆ I NAPIĘCIE
6.1.	Oddziaływanie jednostek wytwórczych na warunki pracy sieci rozdzielczej należy ograniczać w takim stopniu, aby nie zostały przekroczone, w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej, wymagania określone w p. od 6.2 do 6.9.
6.2.	Częstotliwość znamionowa wynosi 50 Hz z dopuszczalnym odchyleniem zawierającym się w przedziale od - 0,5Hz do + 0,2 Hz.
6.3.	Dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej odchylenie napięcia od znamionowego w miejscu przyłączenia do sieci nie może przekraczać, w czasie 15 minut, wartości +5 lub -10 %.
6.4.	Szybkie zmiany napięcia spowodowane pulsacją mocy w elektrowni wiatrowej o częstotliwości rzędu 1 Hz powinny mieć amplitudę nie większą niż 0,7%.

6.5.	Zawartość poszczególnych harmonicznych odniesionych do harmonicznej podstawowej nie może przekraczać odpowiednio: 1,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV i wyższym niż 30 kV, 3,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 30 kV i wyższym niż 1 kV, 5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV.
6.6.	Współczynnik THD odkształcenia napięcia nie może przekraczać odpowiednio: 2,5 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 110 kV i wyższym niż 30 kV, 5,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 30 kV i wyższym niż 1 kV, 8,0 % - dla miejsc przyłączenia w sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV.
6.7.	Dla jednostek wytwórczych współpracujących z falownikami, w których zastosowany jest przekształtnik sześciopołówkowy z wygładzaniem indukcyjnym i nie są stosowane szczególne środki do redukcji wyższych harmonicznych, powinien być spełniony następujący warunek: gdzie: SrA - moc osiągalna jednostki wytwórczej, SkV - moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej, określona jako iloraz kwadratu napięcia znamionowego sieci oraz sumy impedancji linii od transformatora do miejsca przyłączenia i impedancji transformatora.
6.8.	W normalnych warunkach pracy sieci rozdzielczej, w ciągu każdego tygodnia, długookresowa uciążliwość migotania światła spowodowana wahaniami napięcia, przez 95 % czasu powinna spełniać warunek: Pit ≤ 1, gdzie Pit oznacza wskaźnik długookresowego migotania światła.
6.9.	Wymaganie określone w p. 6.8 jest również spełnione w przypadkach, gdy: - dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci SN zasilanych z szyn stacji 110/SN: - dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci nN: gdzie: SrA - moc osiągalna jednostki wytwórczej, SkV - moc zwarciowa w miejscu przyłączenia jednostki wytwórczej do sieci rozdzielczej, N - liczba przekształtników tyrystorowych o jednakowych lub zbliżonych do siebie mocach znamionowych, współpracujących z jednostką wytwórczą, k - współczynnik wynoszący: 1 - dla generatorów synchronicznych, 2 - dla generatorów asynchronicznych, które są załączane przy 95 % ÷ 105 % ich prędkości synchronicznej, Ia/Ir - dla generatorów asynchronicznych, które są wprowadzane na obroty jako silnik, 8 - dla przypadków, gdy nie jest znany prąd rozruchu, Ia - prąd rozruchowy, Ir - znamionowy prąd ciągły.
7.	SŁOWNIK SKRÓTÓW I POJĘĆ
kWp		Jednostka mocy szczytowej baterii słonecznej, która jest oddawana przy określonym promieniowaniu słonecznym.
Pit		Wskaźnik długookresowego migotania światła, obliczany z sekwencji 12 kolejnych wartości Pst, zgodnie ze wzorem: .
Pst		Wskaźnik krótkookresowego migotania światła, mierzony przez 10 minut.
SPZ		Samoczynne ponowne załączanie - automatyka elektroenergetyczna, której działanie polega na samoczynnym podaniu impulsu załączającego wyłącznik liniowy bezzwłocznie lub po upływie odpowiednio dobranego czasu, po przejściu tego wyłącznika w stan otwarcia.
SZR		Samoczynne załączanie rezerwy - automatyka elektroenergetyczna, której działanie polega na samoczynnym przełączeniu odbiorców z zasilania ze źródła podstawowego na zasilanie ze źródła rezerwowego, w przypadku nadmiernego obniżenia się napięcia lub zaniku napięcia.
THD		Współczynnik odkształcenia napięcia harmonicznymi, obliczany zgodnie ze wzorem: .
Uh		Iloraz wartości skutecznych harmonicznej rzędu h i składowej podstawowej napięcia.

Załącznik nr 6

do Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

REGULAMIN BILANSOWANIA I ROZLICZEŃ W SIECI ROZDZIELCZEJ

SPIS TREŚCI ZAŁĄCZNIKA NR 6

A. POSTANOWIENIA WSTĘPNE

A.1. UWARUNKOWANIA FORMALNO-PRAWNE
A.1.1.	Uwarunkowania formalno-prawne Regulaminu bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej (RBSR) wynikają z dokumentów określonych w p. II.3 części głównej IRiESR oraz z umów przesyłowych zawartych przez operatora systemu rozdzielczego z: operatorem systemu przesyłowego, wytwórcami i odbiorcami przyłączonymi do sieci rozdzielczej, przedsiębiorstwami obrotu, innymi operatorami systemów rozdzielczych.
A.1.2.	Podmioty uczestniczące w rynku bilansującym w sposób bezpośredni, zgodnie z p. IV.5a części głównej IRiESR, obowiązują zapisy Regulamin rynku bilansującego (RRB), opracowanego przez operatora systemu przesyłowego.
A.1.3.	RBSR uzupełnia RRB opracowany przez operatora systemu przesyłowego w zakresie umożliwiającym podmiotom przyłączonym do sieci rozdzielczej pośrednie uczestnictwo w rynku bilansującym, zgodnie z p. IV.5.b części głównej IRiESR.
A.1.4.	Zapisy RBSR nie są sprzeczne z regulacjami zawartymi w IRiESP, w tym z regulacjami części ogólnej oraz części szczegółowej nr 1, którą stanowi RRB.
A.1.5.	Zasady bilansowania i rozliczeń zawarte w RBSR wchodzą w życie z datą wejścia w życie IRiESR, określoną na stronie tytułowej.
A.2. ZAKRES PRZEDMIOTOWY
A.2.1.	RBSR określa zasady, procedury i uwarunkowania bilansowania i rozliczeń realizowanych w sieci rozdzielczej przez operatora systemu rozdzielczego z podmiotami bezpośrednio i pośrednio uczestniczącymi w rynku bilansującym, a w szczególności: podmioty i warunki uczestnictwa w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej, zasady kodyfikacji podmiotów, procedury zgłaszania i weryfikacji zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej oraz wymiany informacji w tym zakresie, zasady prowadzenia rozliczeń w sieci rozdzielczej, zasady zabezpieczania finansowego procesu rozliczeniowego, zasady rozstrzygania spraw spornych.

A.2.2.	Obszar objęty bilansowaniem i rozliczeniami określonymi w RBSR obejmuje sieć rozdzielczą danego operatora systemu rozdzielczego, z wyłączeniem miejsc dostarczania podmiotów uczestniczących w rynku bilansującym w sposób bezpośredni. Miejsca dostarczania tych podmiotów wyznaczają granice rynku bilansującego w sieci rozdzielczej.
A.2.3.	RBSR nie określa zasad rozliczeń opłat przesyłowych (ponoszonych na styku sieci przesyłowej i sieci rozdzielczej) wynikających z przepływów energii elektrycznej pomiędzy sieciami rozdzielczymi różnych operatorów systemów rozdzielczych.
A.3. ZAKRES PODMIOTOWY
A.3.1.	Zasady bilansowania i rozliczeń określone w RBSR obowiązują: operatora systemu rozdzielczego, odbiorców przyłączonych do sieci rozdzielczej uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych i korzystających z tego prawa, nie uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym, odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej lub sieci rozdzielczej uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym, zawierających umowy sprzedaży energii elektrycznej z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym, wytwórców przyłączonych do sieci rozdzielczej nie uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym, z wyłączeniem wytwórców określonych w p. A.3.2, wytwórców przyłączonych do sieci przesyłowej lub sieci rozdzielczej, uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym, zawierających umowy sprzedaży energii elektrycznej z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym, przedsiębiorstwa obrotu.
A.3.2.	Zasady bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej określone w RBSR nie obowiązują następujących wytwórców: produkujących energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem o mocy osiągalnej mniejszej niż ................. MW, produkujących energię elektryczną w źródłach wiatrowych o mocy osiągalnej mniejszej niż ................. MW, produkujących energię elektryczną w źródłach odnawialnych i niekonwencjo­nalnych innych niż wiatrowe o mocy osiągalnej mniejszej niż ................. MW.

A.3.3.	Podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej zawierające transakcje na giełdzie prowadzonej przez firmę Giełda Energii SA są zobowiązane do bezpośredniego uczestnictwa w rynku bilansującym. Zapis ten obowiązuje przejściowo, tj. do czasu zmiany godzin przekazywania danych określonych w § 18 ust. 2 rozporządzenia, o którym mowa w p. II.3.h części głównej IRiESR lub zmiany godziny ogłaszania przez Giełdę Energii SA transakcji zawartych na Rynku Dnia Następnego, lub też zmiany godziny zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej do operatora systemu przesyłowego.
A.3.4.	Operator systemu rozdzielczego określi datę zniesienia obowiązku, o którym mowa w p. A.3.3 i ogłosi ją co najmniej z 2 tygodniowym wyprzedzeniem.
A.4. WARUNKI UCZESTNICTWA W PROCESIE BILANSOWANIA I ROZLICZEŃ
A.4.1.	Operator systemu rozdzielczego zapewnia podmiotom przyłączonym do sieci rozdzielczej fizyczną realizację umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez te podmioty. W przypadku podmiotów uprawnionych do korzystania z usług przesyłowych i korzystających z tego prawa zapewnienie fizycznej realizacji umowy sprzedaży energii elektrycznej jest uwarunkowane jej zgłoszeniem do operatora systemu rozdzielczego w formie, trybie i terminie określonym w RBSR.
A.4.2.	Podstawą uczestnictwa podmiotu w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej jest zawarta z operatorem systemu rozdzielczego umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa przesyłowa.
A.4.3.	W zakresie uczestnictwa podmiotu w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa przesyłowa określa: kod identyfikacyjny nadany przez operatora systemu rozdzielczego lub operatora systemu przesyłowego, datę rozpoczęcia uczestnictwa w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej, osoby odpowiedzialne i uprawnione do kontaktu z operatorem systemu rozdzielczego, wykaz miejsc dostarczania, wykaz układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz w razie potrzeby algorytmy wyznaczania ilości energii elektrycznej w poszczególnych miejscach dostarczania, podmioty upoważnione do działania w imieniu i na rzecz innego podmiotu zgodnie z p. A.4.6, o ile takie występują, w tym zakres upoważnienia oraz osoby do kontaktu z operatorem systemu rozdzielczego, warunki finansowe rozliczeń realizowanych zgodnie z RBSR, w tym wysokość i formę zabezpieczenia oraz wykaz kont bankowych, za pośrednictwem których będą realizowane rozliczenia, zobowiązania stron do stosowania w pełnym zakresie postanowień IRiESR.

A.4.4.	Rozliczenia z podmiotami przyłączonymi do sieci rozdzielczej, o których mowa w p. A.3.1, nie posiadającymi w zawartych, przed datą wejścia w życie RBSR, umowach sprzedaży energii elektrycznej lub umowach przesyłowych zapisów, o których mowa w p. A.4.3 są realizowane na zasadach określonych w tych umowach. Operator systemu rozdzielczego oraz wymienione podmioty są zobowiązanie do weryfikacji stosownych umów w możliwie krótkim czasie, nie później jednak niż do końca 2001 r.
A.4.5.	Wszystkie umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy przesyłowe zawierane przez podmioty, o których mowa w p. A.3.1, po dniu wejścia w życie RBSR muszą posiadać zapisy, o których mowa w p. A.4.3.
A.4.6.	Operator systemu rozdzielczego, wytwórcy, odbiorcy oraz przedsiębiorstwa obrotu uczestniczący w procesie bilansowania i rozliczeń zgodnie z RBSR mogą zlecić na podstawie umowy wykonywanie swoich obowiązków określonych w RBSR innym podmiotom. Podmioty te działają w imieniu i na rzecz operatora systemu rozdzielczego, wytwórcy, odbiorcy lub przedsiębiorstwa obrotu.
A.4.7.	W przypadku, gdy wytwórca, odbiorca lub przedsiębiorstwo obrotu zleca innemu podmiotowi realizację swoich funkcji z zakresu objętego RBSR wymaga to wcześniejszego powiadomienia operatora systemu rozdzielczego oraz dokonania zmian w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie przesyłowej zawartej z tym operatorem, lub też podpisanie nowej umowy przesyłowej. Nowa umowa przesyłowa albo aneks do umowy sprzedaży energii elektrycznej lub umowy przesyłowej określa w szczególności zakres umocowania podmiotu oraz datę wejścia w życie zmian objętych aneksem.
A.4.8.	W przypadku, gdy operator systemu rozdzielczego zleca innemu podmiotowi realizację swoich funkcji z zakresu objętego RBSR wymaga to wcześniejszego powiadomienia wszystkich podmiotów uczestniczących w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej oraz dokonania zmian w umowach sprzedaży energii elektrycznej lub umowach przesyłowych zawartych z tymi podmiotami. Aneks do umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów przesyłowych określa w szczególności zakres umocowania podmiotu oraz datę wejścia w życie zmian objętych aneksem.

A.5. ZASADY NADAWANIA KODÓW IDENTYFIKACYJNYCH
A.5.1.	Operator systemu rozdzielczego nadaje kody identyfikacyjne podmiotom uczestniczącym w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej i nie uczestniczącym bezpośrednio w rynku bilansującym. Dla podmiotów uczestniczących w rynku bilansującym bezpośrednio stosowane są kody identyfikacyjne nadane przez operatora systemu przesyłowego zgodnie z RRB.
A.5.2.	Operator systemu rozdzielczego nadaje kody identyfikacyjne wytwórcom i odbiorcom przyłączonym do sieci rozdzielczej przez niego zarządzanej. Kody te zawierają oznaczenie spółki dystrybucyjnej, literę charakteryzującą podmiot oraz czterocyfrowy numer podmiotu i mają następującą postać: dla wytwórców - ...(oznaczenie kodowe spółki dystrybucyjnej)..._W...(numer podmiotu)..., dla odbiorców - ...(oznaczenie kodowe spółki dystrybucyjnej)..._O...(numer podmiotu)....
A.5.3.	Oznaczenia kodowe spółek dystrybucyjnych niezbędne do oznaczeń kodowych podmiotów uczestniczących w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej określa tabl. T.1.
A.5.4.	Przedsiębiorstwo obrotu może zwrócić się do dowolnego operatora systemu rozdzielczego o nadanie mu kodu identyfikacyjnego. Kod przedsiębiorstwa obrotu obejmuje oznaczenie spółki dystrybucyjnej nadającej kod (podane w tabl. T.1), literę charakteryzującą podmiot oraz czterocyfrowy numer podmiotu i ma następującą postać: ...(oznaczenie kodowe spółki dystrybucyjnej)..._P...(numer podmiotu)....
A.5.5.	Przedsiębiorstwo obrotu jest zobowiązane do potwierdzenia operatorowi systemu rozdzielczego faktu rejestracji przed pierwszym zgłoszeniem do niego umowy sprzedaży energii elektrycznej, o ile jest to inny operator niż ten, który nadał przedsiębiorstwu obrotu kod identyfikacyjny.
A.5.6.	W przypadku przedsiębiorstw obrotu zarejestrowanych przez operatora systemu przesyłowego stosowane są nadane temu przedsiębiorstwu kody, przy czym jest wymagane potwierdzenie operatorowi systemu rozdzielczego faktu rejestracji przed pierwszym zgłoszeniem do niego umowy sprzedaży energii elektrycznej.
A.5.7.	Nadanie kodów identyfikacyjnych oraz potwierdzenie faktu rejestracji przedsiębiorstwa obrotu odbywa się poprzez zawarcie umowy przesyłowej pomiędzy podmiotem oraz właściwym operatorem systemu rozdzielczego. Umowa ta zawiera również niezbędne elementy, o których mowa w p. A.4.3.

Tablica T.1

Oznaczenia kodowe spółek dystrybucyjnych

Nazwa spółki dystrybucyjnej	Oznaczenie kodowe
STOEN SA	D01
Zakład Energetyczny Warszawa-Teren SA	D02
Łódzki Zakład Energetyczny SA	D03
Zakład Energetyczny Łódź-Teren SA	D04
Zakład Energetyczny Płock SA	D05
Zakład Energetyczny Białystok SA	D06
Lubelskie Zakłady Energetyczne SA LUBZEL SA	D07
Zamojska Korporacja Energetyczna SA	D08
Rzeszowski Zakład Energetyczny SA	D09
Zakłady Energetyczne Okręgu Radomsko-Kieleckiego SA	D10
Zakład Energetyczny Częstochowa SA	D11
Beskidzka Energetyka SA	D12
Górnośląski Zakład Elektroenergetyczny SA	D13
Będziński Zakład Elektroenergetyczny SA	D14
Zakład Energetyczny Opole SA	D15
Zakład Energetyczny Kraków SA	D16
Zakład Energetyczny Tarnów SA	D17
Energetyka Kaliska SA	D18
Zakład Energetyczny Gorzów SA	D19
Zakład Energetyczny Jelenia Góra SA	D20
Zakład Energetyczny Wrocław SA	D21
Energetyka Poznańska SA	D22
Energetyka Szczecińska SA	D23
Zakład Energetyczny Wałbrzych SA	D24
Zielonogórskie Zakłady Energetyczne SA	D25
Zakład Energetyczny Legnica SA	D26
Elbląskie Zakłady Energetyczne SA	D27
Zakład Energetyczny Toruń SA	D28
Zakład Energetyczny Bydgoszcz SA	D29
Zakład Energetyczny Słupsk SA	D30
ENERGA - Gdańska Kompania Energetyczna SA	D31
Zakład Energetyczny SA w Olsztynie	D32
Zakład Energetyczny Koszalin SA	D33

B. PROCEDURA ZGŁASZANIA UMÓW SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ

B.1. OGÓLNE ZASADY
B.1.1.	Zgłoszenie umów sprzedaży energii elektrycznej do operatora systemu rozdzielczego jest dokonywane w celu zapewnienia ich fizycznej realizacji w sieci rozdzielczej zarządzanej przez danego operatora.
B.1.2.	Zgłoszenie umowy sprzedaży energii elektrycznej jest zestawieniem ilości energii elektrycznej planowanej do wprowadzenia do sieci rozdzielczej lub planowanej do pobrania z sieci rozdzielczej, w miejscach dostarczania danego podmiotu, dla poszczególnych godzin doby, z podaniem podmiotów do których energia ta ma być dostarczona, lub przez które ma być wprowadzona do sieci.
B.1.3.	Zgłoszenia umów sprzedaży energii elektrycznej do operatora systemu rozdzielczego dokonują: odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych i korzystający z tego prawa, nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym, przyłączeni do sieci rozdzielczej 110 kV i SN, odbiorcy przyłączeni do sieci rozdzielczej i uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym w zakresie umów zawartych z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym, wytwórcy przyłączeni do sieci rozdzielczej, określeni w p. A.3.1.d, wytwórcy przyłączeni do sieci przesyłowej lub rozdzielczej i uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym w zakresie umów zawartych z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym, spółki dystrybucyjne.
B.1.4.	Zgłoszenia umów sprzedaży energii elektrycznej dokonują obydwie strony umowy. W przypadku podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej zgłoszenie umowy sprzedaży energii elektrycznej jest przekazywane do operatora systemu rozdzielczego, do którego sieci jest przyłączony podmiot dokonujący zgłoszenia. Natomiast w przypadku wytwórców przyłączonych do sieci przesyłowej oraz spółek dystrybucyjnych, zgłoszenie umowy sprzedaży energii elektrycznej jest przekazywane do operatora systemu rozdzielczego, do sieci którego jest przyłączony podmiot będący stroną umowy z nimi zawartej.
B.1.5.	Nie wymagają zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej zawarte pomiędzy wytwórcą i spółką dystrybucyjną, do której sieci jest przyłączony wytwórca. Wielkość produkcji wytwórcy w poszczególnych godzinach określa spółka dystrybucyjna. Wyjątek od powyższej zasady stanowią wytwórcy, których produkcja energii elektrycznej jest wymuszona czynnikami zewnętrznymi (dotyczy to w szczególności: energii cieplnej, przepływu wody i wiatru) oraz wytwórcy, których umowy sprzedaży energii elektrycznej zawierają w tym zakresie inne ustalenia.
B.1.6.	Spółka dystrybucyjna posiadająca zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej, z odbiorcami lub wytwórcami nie przyłączonymi do jej sieci rozdzielczej, dokonuje zgłoszenia oddzielnie dla każdej umowy i przekazuje to zgłoszenie do operatora systemu rozdzielczego, do sieci którego jest przyłączony podmiot będący stroną umowy z nią zawartej.
B.1.7.	Przedsiębiorstwa obrotu zgłaszają do operatora systemu rozdzielczego umowy sprzedaży energii elektrycznej oddzielnie dla energii kupowanej i sprzedawanej. W każdej godzinie doby, ilość energii elektrycznej kupowanej przez przedsiębiorstwo obrotu musi być równa ilości energii elektrycznej sprzedawanej.
B.1.8.	Przedsiębiorstwa obrotu przekazują identyczne zgłoszenia (kopie), zarówno w zakresie zakupu, jak i sprzedaży, do tych operatorów systemów rozdzielczych, do sieci których przyłączeni są partnerzy handlowi danego przedsiębiorstwa obrotu oraz do odbiorców i wytwórców uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym i będących jednocześnie partnerami handlowymi danego przedsiębiorstwa obrotu.
B.1.9.	W zgłoszeniach umów sprzedaży energii elektrycznej zawieranych przez przedsiębiorstwo obrotu nie dopuszcza się występowania jako partnerów handlowych innych przedsiębiorstw obrotu, z wyłączeniem spółek dystrybucyjnych.
B.1.10.	Wytwórca uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym i przyłączony do sieci przesyłowej zawierający umowy sprzedaży energii elektrycznej z odbiorcami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym, dokonuje zgłoszenia umowy bezpośrednio do operatorów systemów rozdzielczych, do sieci których przyłączeni są odbiorcy.
B.1.11.	Dla celów zgłaszania umów sprzedaży energii elektrycznej oraz rozliczeń dokonywanych zgodnie z RBSR dobę dzieli się na 24 jednogodzinne okresy. Pierwsza godzina doby trwa od godziny 0:01 do godziny 1:00 włącznie, natomiast ostatnia 24 godzina doby trwa od godziny 23:01 do godziny 24:00 włącznie.
B.1.12.	W przypadku zmiany czasu z zimowego na letni doba trwa 23 godziny, natomiast w przypadku zmiany czasu z letniego na zimowy doba trwa 25 godzin.
B.1.13.	Podstawowym sposobem zgłaszania umów sprzedaży energii elektrycznej jest ich przekazanie (w zależności od zapisów umowy przesyłowej): na adresy poczty elektronicznej: .............................................................................. .............................................................................. .............................................................................. .............................................................................. na serwery ftp: .............................................................................. ..............................................................................

B.1.14.	Rezerwowym sposobem zgłaszania umów sprzedaży energii elektrycznej jest ich przekazanie z wykorzystaniem faksu, na numery: ................................................ ................................................ ................................................
B.1.15.	W przypadku zgłoszeń umowy sprzedaży energii elektrycznej przekazywanych do operatora systemu rozdzielczego z wykorzystaniem poczty elektronicznej lub serwerów ftp, zgłoszenie to ma postać pliku (zbioru), zgodnego ze standardem określonym przez operatora systemu rozdzielczego. Operator systemu rozdzielczego udostępnia wzór takiego zgłoszenia zainteresowanym podmiotom.
B.1.16.	Wymiana informacji pomiędzy podmiotami oraz poszczególnymi operatorami systemów rozdzielczych, w zakresie zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej, odbywa się z wykorzystaniem znormalizowanych formularzy, wyszczególnionych w p. B.1.17.
B.1.17.	Wprowadza się trzy rodzaje następujących znormalizowanych formularzy: Zgłoszenie umowy (formularz ZUP lub ZUPO), Przyjęcie zgłoszenia umowy (formularz PZU), Odrzucenie zgłoszenia umowy (formularz OZU),
B.1.18.	Proces przyjmowania przez operatora systemu rozdzielczego zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej na dobę n, w postaci formularzy ZUP i ZUPO kończy się o godz. 9:00 doby n-1.
B.1.19.	Dopuszcza się co najwyżej dwukrotne przekazanie do godz. 9:00 doby n-1 formularza ZUP dotyczącego zgłoszenia umowy zawartej z danym partnerem handlowym lub formularza ZUPO na dobę n. Obowiązujące jest ostatnie przekazane zgłoszenie.
B.1.20.	Przyjęte przez operatorów systemów rozdzielczych umowy sprzedaży energii elektrycznej przekazywane są do innych operatorów systemów rozdzielczych oraz do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej zgodnie z zasadami podanymi w rozdz. B.4 nie później niż do godziny 9:30 doby n-1. Zgłoszenia te są przekazywane w formie określonej w RBSR za pomocą poczty elektronicznej, serwerów ftp lub faksów.

B.2. FORMAT ZGŁOSZEŃ UMÓW SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ
B.2.1.	Zgłoszenie umowy sprzedaży energii elektrycznej odbywa się za pomocą formularza ZUP lub ZUPO. Formularz ZUP jest przeznaczony dla wytwórcy, odbiorcy oraz spółki dystrybucyjnej, natomiast formularz ZUPO dla przedsiębiorstwa obrotu. Wzór formularza ZUP zamieszczono w tabl. T.2, natomiast wzór formularza ZUPO tabl. T.3. Wzory te obowiązują dla formularzy przesyłanych faksem.
B.2.2.	Formularz ZUP obejmuje zgłoszenie pojedynczej umowy sprzedaży energii elektrycznej. W przypadku zawarcia przez podmiot większej liczby umów, dokonuje on zgłoszenia do operatora systemu rozdzielczego każdej umowy oddzielnie.
B.2.3.	Formularz ZUPO jest formularzem zbiorczym dla jednej godziny, obejmującym wszystkie umowy sprzedaży energii elektrycznej zawarte przed przedsiębiorstwo obrotu, z podziałem na części: zakup i sprzedaż. Przedsiębiorstwo obrotu przygotowuje formularz ZUPO dla każdej godziny doby.
B.2.4.	Numer identyfikacyjny formularza ZUP lub ZUPO jest nadawany przez podmiot, przygotowujący dane zgłoszenie. Numer ten musi być niepowtarzalny, jego format jest następujący: (dowolny ciąg maksymalnie 10 cyfr i dużych liter)/(rok)/(kod identyfikacyjny podmiotu).
B.2.5.	Liczba partnerów handlowych w formularzu ZUP oznacza liczbę podmiotów, z którymi podmiot dokonujący zgłoszenia zawarł umowy sprzedaży energii elektrycznej.
B.2.6.	Określenia typu zgłoszenia w formularzu ZUP następuje poprzez skreślenie jednego ze słów ZAKUP lub SPRZEDAŻ. Podmioty sprzedające energię elektryczną skreślają słowo ZAKUP, zaś podmioty kupujące energię elektryczną - słowo SPRZEDAŻ.
B.2.7.	Okres ważności zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej jest określany w formularzu ZUP i ZUPO poprzez podanie początku i końca okresu jego ważności i musi obejmować co najmniej jedną dobę. Jeśli daty określające początek i koniec okresu ważności zgłoszenia są takie same, lub nie zostanie podana jedna z dat, to zgłoszenie obowiązuje dla jednej doby, określonej podaną datą.
B.2.8.	W przypadku, gdy daty określające początek i koniec okresu ważności zgłoszenia są różne, to operator systemu rozdzielczego przyjmuje to zgłoszenie jako obowiązujące we wszystkich dobach pomiędzy podanymi datami.
B.2.9.	Ilości energii elektrycznej w formularzu ZUP i ZUPO są podawane w kWh, z dokładnością do 1 kWh.

B.3. WERYFIKACJA ZGŁOSZEŃ UMÓW SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ
B.3.1.	Operator systemu rozdzielczego potwierdza przyjęcie poprawnego zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej, przekazując wytwórcy, odbiorcy lub spółce dystrybucyjnej formularz PZU. Wzór formularza PZU zamieszczono w tabl. T.4.
B.3.2.	Potwierdzenie przyjęcia poprawnego zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej jest przekazywane oddzielnie dla każdego nadesłanego przez wytwórcę, odbiorcę lub spółkę dystrybucyjną formularza ZUP. Operator systemu rozdzielczego nie potwierdza przyjęcia formularzy ZUPO.
B.3.3.	Operator systemu rozdzielczego dokonuje weryfikacji przekazanych przez podmioty formularzy ZUP i ZUPO. Weryfikacja polega na sprawdzeniu zgłoszenia pod względem: zgodności kodu identyfikacyjnego podmiotu, którego dotyczy zgłoszenie z jego pełną nazwą, zgodności danych osoby przekazującej zgłoszenie z danymi znajdującymi się na liście osób upoważnionych do przekazywania zgłoszeń, poprawności kodów partnerów handlowych, liczby partnerów handlowych, typu zgłoszenia, okresu ważności zgłoszenia, poprawności danych handlowych.
B.3.4.	Odbiorca może dokonać zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej jedynie w zakresie poboru energii, natomiast wytwórca w zakresie dostarczania energii elektrycznej. Spółka dystrybucyjna może dokonać zgłoszenia umowy zarówno w zakresie poboru, jak i dostarczania energii elektrycznej. Natomiast przedsiębiorstwo obrotu zobowiązane jest dokonać zgłoszenia umowy zarówno w zakresie poboru, jak i dostarczania energii elektrycznej.
B.3.5.	Jeżeli przekazany formularz ZUP będzie zawierał błędy, to operator systemu rozdzielczego odrzuca takie zgłoszenia, zawiadamiając o tym wytwórcę, odbiorcę lub spółkę dystrybucyjną poprzez przekazanie formularza OZU. Wzór tego formularza zamieszczono w tabl. T.5.
B.3.6.	Jeżeli przekazany przez przedsiębiorstwo obrotu formularz ZUPO będzie zawierał błędy (z wyjątkiem przypadku, o którym mowa w p. B.3.13), to podmiot który takie zgłoszenie otrzyma nie przyjmuje go. Zgłoszenie takie traktowane jest tak samo jak zgłoszenie nie przekazane.
B.3.7.	Operator systemu rozdzielczego potwierdza przyjęcie lub odrzuca formularz ZUP dla doby n do godz. 9:15 doby n-1.

B.3.8.	Jeżeli operator systemu rozdzielczego otrzymał formularz ZUP i dokonał jego potwierdzenia lub odrzucenia na formularzach PZU lub OZU po godzinie, o której mowa w p. B.3.7, to zgłoszenie takie traktuje się jako potwierdzone.
B.3.9.	Ilości energii elektrycznej dla danej godziny doby podane w formularzach ZUP lub ZUPO muszą być takie same dla obu partnerów handlowych. Jeżeli ilości energii dla danej godziny doby podane w tych formularzach będą różne to przyjmuje się następującą hierarchię zgłoszeń, rozpoczynającą się od zgłoszenia najważniejszego: zgłoszenie przedsiębiorstwa obrotu, zgłoszenie wytwórcy, zgłoszenie spółki dystrybucyjnej w zakresie sprzedaży energii elektrycznej partnerom handlowym, zgłoszenie odbiorcy lub spółki dystrybucyjnej w zakresie poboru energii elektrycznej od partnerów handlowych.
B.3.10.	Wytwórca dostarczać będzie energię elektryczną odbiorcy lub spółce dystrybucyjnej zgodnie z przygotowanym przez siebie zgłoszeniem ZUP, chyba że wytwórca ten nie przekaże do godz. 9:00 wymaganych formularzy ZUP, albo jeśli przekaże formularz ZUP zawierający błędy, które spowodują jego odrzucenie i nie zostanie do godz. 9:00 dostarczony poprawiony formularz, albo wytwórca dwukrotnie dostarczył formularz ZUP zawierający błędy - wtedy przyjmuje się w PKD, iż wytwórca ten nie będzie dostarczać energii elektrycznej. W takim przypadku operator systemu rozdzielczego, do sieci którego przyłączony jest ten wytwórca samodzielnie przygotowuje formularz ZUP dla tego wytwórcy w którym dla każdej godziny doby n przyjmuje ilości dostarczanej energii równe 0 kWh. Formularz ten traktowany jest przez operatora systemu rozdzielczego tak jak potwierdzone zgłoszenie nadesłane przez tego wytwórcę.
B.3.11.	Przyjmuje się, iż odbiorca lub spółka dystrybucyjna pobierać będzie energię elektryczną zgodnie ze zgłoszeniem dotyczącym dostaw energii partnera handlowego tego odbiorcy lub spółki dystrybucyjnej, przekazanym bezpośrednio przez tego partnera handlowego, operatora systemu rozdzielczego, do sieci którego przyłączony jest partner handlowy lub przedsiębiorstwo obrotu, chyba że: zgłoszenie takie (formularz ZUP lub jego kopia albo formularz ZUPO) nie zostanie przekazane do operatora systemu rozdzielczego tego odbiorcy i jednocześnie odbiorca ten przekaże formularz ZUP, który zostanie przyjęty - wtedy przyjmuje się w PKD, iż odbiorca ten pobierać będzie energię elektryczną zgodnie z przyjętym formularzem ZUP odbiorcy, zgłoszenie takie (formularz ZUP lub jego kopia albo formularz ZUPO) nie zostanie przekazane do operatora systemu rozdzielczego tego odbiorcy i jednocześnie odbiorca ten nie przekaże do godz. 9:00 wymaganych formularzy ZUP, albo jeśli przekaże formularz ZUP zawierający błędy, które spowodują jego odrzucenie i nie zostanie do godz. 9:00 dostarczony poprawiony formularz, albo odbiorca dwukrotnie dostarczył formularz ZUP zawierający błędy - wtedy przyjmuje się w PKD, iż odbiorca ten nie będzie pobierać energii elektrycznej, zgłoszenie takie (formularz ZUP lub jego kopia albo formularz ZUPO) nie zostanie przekazane do odbiorcy bezpośrednio uczestniczącego w rynku bilansującym i przyłączonego do sieci przesyłowej lub do spółki dystrybucyjnej - wtedy odbiorca ten lub spółka dystrybucyjna samodzielnie określa ilości energii jakie będzie pobierać w każdej godzinie doby n.
B.3.12.	Przyjmuje się, iż wytwórca lub spółka dystrybucyjna dostarczać będzie energię elektryczną zgodnie ze zgłoszeniem dotyczącym poboru energii przekazanym przez przedsiębiorstwo obrotu - partnera handlowego tego wytwórcy lub spółki dystrybucyjnej, chyba że: zgłoszenie takie (formularz ZUPO) nie zostanie przekazane do operatora systemu rozdzielczego tego wytwórcy i jednocześnie wytwórca ten przekaże formularz ZUP, który zostanie przyjęty - wtedy przyjmuje się w PKD, iż wytwórca ten dostarczać będzie energię elektryczną zgodnie z przyjętym formularzem ZUP tego wytwórcy, zgłoszenie takie (formularz ZUPO) nie zostanie przekazane do operatora systemu rozdzielczego tego wytwórcy i jednocześnie wytwórca ten nie przekaże do godz. 9:00 wymaganych formularzy ZUP, albo jeśli przekaże formularz ZUP zawierający błędy, które spowodują jego odrzucenie i nie zostanie do godz. 9:00 dostarczony poprawiony formularz, albo wytwórca dwukrotnie dostarczył formularz ZUP zawierający błędy - wtedy przyjmuje się w PKD, iż wytwórca ten nie będzie dostarczać energii elektrycznej, zgłoszenie takie (formularz ZUPO) nie zostanie przekazane do wytwórcy bezpośrednio uczestniczącego w rynku bilansującym i przyłączonego do sieci przesyłowej lub spółki dystrybucyjnej - wtedy wytwórca ten lub spółka dystrybucyjna samodzielnie określa ilości energii jakie będzie dostarczać w każdej godzinie doby n.
B.3.13.	Jeżeli sumaryczne ilości energii dla danej godziny doby podane przez przedsiębiorstwo obrotu w formularzu ZUPO dla zakupu i sprzedaży nie będą sobie równe, to przyjmuje się jako obowiązującą sumę wielkości dostaw podaną w zgłoszeniu dla zakupu energii elektrycznej. W takim przypadku ilości energii elektrycznej dostarczanej wszystkim odbiorcom ulegają zmianie, proporcjonalnie do różnicy pomiędzy sumaryczną energią kupowaną i sprzedawaną przez dane przedsiębiorstwo obrotu. Korekty wielkości dostaw są wykonywane z dokładnością do 1 kWh.

B.4. WYMIANA INFORMACJI O ZGŁOSZENIACH UMÓW SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ
B.4.1.	Wymiana informacji o zgłoszeniach umów sprzedaży energii elektrycznej jest prowadzona pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych oraz pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych a podmiotami uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym, zawierającymi umowy sprzedaży energii elektrycznej z podmiotami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym.
B.4.2.	Jeżeli wytwórca nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym zawrze umowy sprzedaży energii elektrycznej z odbiorcami (w tym również bezpośrednio uczestniczącymi w rynku bilansującym) przyłączonymi do sieci rozdzielczej innych operatorów, to operator systemu rozdzielczego, do sieci którego przyłączony jest tenże wytwórca przekazuje do operatorów systemów rozdzielczych, do sieci których przyłączeni są odbiorcy - partnerzy handlowi wytwórcy, kopie potwierdzonych lub traktowanych jak potwierdzone formularzy ZUP tego wytwórcy.
B.4.3.	Jeżeli wytwórca nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym zawrze umowy sprzedaży energii elektrycznej z odbiorcami uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym i przyłączonymi do sieci przesyłowej, to operator systemu rozdzielczego, do sieci którego przyłączony jest tenże wytwórca przekazuje bezpośrednio do tych odbiorców kopie potwierdzonych lub traktowanych jak potwierdzone formularzy ZUP tego wytwórcy.
B.4.4.	Jeżeli wytwórca uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym i przyłączony do sieci rozdzielczej posiada umowy sprzedaży energii elektrycznej z odbiorcami nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym i przyłączonymi do sieci rozdzielczej innych operatorów, to operator systemu rozdzielczego, do sieci którego przyłączony jest tenże wytwórca przekazuje do operatorów systemów rozdzielczych, do sieci których przyłączeni są odbiorcy - partnerzy handlowi wytwórcy, kopie potwierdzonych lub traktowanych jak potwierdzone formularzy ZUP tego wytwórcy.
B.4.5.	Jeżeli wytwórca nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym posiada umowy sprzedaży energii elektrycznej z innymi spółkami dystrybucyjnymi, to operator systemu rozdzielczego, do sieci którego przyłączony jest tenże wytwórca przekazuje do operatorów systemów rozdzielczych działających na terenie spółek dystrybucyjnych - partnerów handlowych wytwórcy, potwierdzone lub traktowane jak potwierdzone formularze ZUP tego wytwórcy.

Tablica T.1

Wzór formularza ZUP

FORMULARZ ZUP
Nr identyfikacyjny formularza: ....................................../......................./..............................					Kod zgłaszającego:
Pełna nazwa zgłaszającego:
Dane osoby dokonującej zgłoszenia:
Kod partnera handlowego:					Liczba partnerów handlowych:
Typ zgłoszenia: ZAKUP^(*^) SPRZEDAŻ^(*^)		Początek okresu ważności:			Koniec okresu ważności:
Godz. doby	Energia [kWh]		Godz. doby	Energia [kWh]
1			14
2			15
3			16
4			17
5			18
6			19
7			20
8			21
9			22
10			23
11			24
12			25
13

(*)-niepotrzebne skreślić

Tablica T.2

Wzór formularza ZUPO

FORMULARZ ZUPO
Nr identyfikacyjny formularza: ....................................../......................./..............................				Kod zgłaszającego:
Pełna nazwa zgłaszającego:
Dane osoby dokonującej zgłoszenia:
Godzina doby:		Początek okresu ważności:		Koniec okresu ważności
ZAKUP			SPRZEDAŻ
Kod partnera	Energia [kWh]		Kod partnera		Energia [kWh]
Suma energii:			Suma energii:

Tablica T.3

Wzór formularza PZU

FORMULARZ PZU
Kod operatora:	Data wysłania dokumentu:
Dane osoby przyjmującej zgłoszenie:
Dotyczy zgłoszenia nr:	Kod podmiotu dokonującego zgłoszenia:
Dane podmiotu dokonującego zgłoszenia:

Tablica T.4

Wzór formularza OZU

FORMULARZ OZU
Kod operatora:	Data wysłania dokumentu:
Dane osoby odrzucającej zgłoszenie:
Dotyczy zgłoszenia nr:	Kod podmiotu dokonującego zgłoszenia:
Dane podmiotu dokonującego zgłoszenia:
Powód odrzucenia zgłoszenia:

C. ZASADY REALIZACJI ROZLICZEŃ W SIECI ROZDZIELCZEJ

C.1. RODZAJE ROZLICZEŃ
C.1.1.	W sieci rozdzielczej prowadzone są wg zasad określonych w RBSR następujące rodzaje rozliczeń: rozliczenia korygujące, rozliczenia odchyleń, rozliczenia tranzytów.
C.1.2.	Rozliczenia korygujące są prowadzone pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych, wytwórcami i odbiorcami uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym oraz przedsiębiorstwami obrotu i wynikają z przyjętego modelu rozliczeń na rynku bilansującym, funkcjonującym zgodnie z RRB.
C.1.3.	Istotą rozliczeń korygujących jest rozliczenie między podmiotami nienależnie otrzymanych lub poniesionych odpowiednio przychodów lub kosztów, wynikających z obowiązujących zasad rozliczania handlowych i technicznych przepływów energii elektrycznej.
C.1.4.	Rozliczenia odchyleń dotyczą rozliczeń wartościowych i ilościowych zakupu lub sprzedaży energii elektrycznej od/do operatora systemu rozdzielczego. Podstawą rozliczeń jest energia elektryczna wyznaczona jako różnica pomiędzy energią elektryczną rzeczywiście pobraną lub wyprodukowaną przez podmiot, a energią elektryczną określoną dla tego podmiotu w planie koordynacyjnym dobowym (PKD), sporządzonym przez operatora systemu rozdzielczego.
C.1.5.	Rozliczenia tranzytów dotyczą rozliczeń wartościowych i ilościowych przepływów energii elektrycznej liniami 110 kV pomiędzy sieciami rozdzielczymi różnych operatorów systemów rozdzielczych. Przepływy energii elektrycznej liniami o napięciu niższym niż 110 kV są rozliczane na zasadach określonych w umowach sprzedaży energii elektrycznej.
C.2. OKRESY ROZLICZENIOWE
C.2.1.	Okresem, dla którego są określane wielkości energii elektrycznej niezbędne dla wartościowych i ilościowych rozliczeń: korygujących, odchyleń i tranzytów jest 1 godzina zegarowa.
C.2.2.	Podstawowym okresem rozliczeniowym w sieci rozdzielczej jest dekada. W każdym miesiącu występują trzy dekady, określone w następujący sposób: dekada I - obejmuje pierwszych 10 dób każdego miesiąca, dekada II - obejmuje doby od 11 do 20 każdego miesiąca, dekada III - obejmuje doby od 21 do ostatniej doby każdego miesiąca.

C.2.3.	Dla okresu każdej dekady wykonywane są rozliczenia wartościowe i ilościowe, zamieszczane w raportach dobowych i dekadowych, będące podstawą wystawienia faktur przez spółkę dystrybucyjną, odbiorcę, wytwórcę lub przedsiębiorstwo obrotu.
C.3. UKŁADY POMIAROWO-ROZLICZENIOWE
C.3.1.	Umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa przesyłowa określają układy pomiarowo-rozliczeniowe służące do pomiaru wytwarzanej, pobieranej lub przesyłanej energii elektrycznej, będącej podstawą rozliczeń odchyleń oraz tranzytów. Układy te muszą spełniać wymagania określone w części głównej IRiESR.
C.3.2.	Do określenia ilości energii elektrycznej wytwarzanej, pobieranej lub przesyłanej wykorzystuje się w pierwszej kolejności podstawowe układy pomiarowo-rozliczeniowe. W przypadku ich awarii lub wadliwego działania w następnej kolejności wykorzystywane są rezerwowe układy pomiarowo-rozliczeniowe.
C.3.3.	W przypadku awarii lub wadliwego działania układów pomiarowo-rozliczeniowych podanych w p. C.3.2 ilość energii elektrycznej wytwarzanej, pobieranej lub przesyłanej określa się w każdej godzinie doby w następujący sposób: na podstawie współczynników korekcji właściwych dla stwierdzonej nieprawidłowości lub awarii (o ile jest możliwe ich określenie), jako średnią arytmetyczną ilości energii elektrycznej w odpowiedniej godzinie i dniu, czterech ostatnich dekad, w przypadku, gdy podmiot nie uczestniczył w procesie rozliczeń przez okres czterech ostatnich dekad, ilość energii wyznacza się jako średnią arytmetyczną ilości energii elektrycznej w odpowiedniej godzinie i dniu dekad, w których podmiot uczestniczył, w przypadku, gdy podmiot nie uczestniczył w procesie rozliczeń przez okres pełnej dekady, ilość energii jest uzgadniana pomiędzy operatorem systemu rozdzielczego i podmiotem.

C.4. ROZLICZENIA KORYGUJĄCE
C.4.1.	Podmiotami dokonującymi wzajemnych rozliczeń korygujących są: spółki dystrybucyjne, wytwórcy uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym, odbiorcy uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym, przedsiębiorstwa obrotu.
C.4.2.	Dla zachowania przejrzystości opisu wprowadza się w tabl. T.6 i T.7 następujące oznaczenia podmiotów: W_URB - wytwórca uczestniczący w rynku bilansującym bezpośrednio, W_NURB - wytwórca nie uczestniczący w rynku bilansującym bezpośrednio, O_URB - odbiorca uczestniczący w rynku bilansującym bezpośrednio, O_NURB - odbiorca nie uczestniczący w rynku bilansującym bezpośrednio, PO_URB - przedsiębiorstwo obrotu uczestniczące w rynku bilansującym bezpośrednio, PO_NURB - przedsiębiorstwo obrotu nie uczestniczące w rynku bilansującym bezpośrednio, SD1, SD2 - spółka dystrybucyjna oznaczona odpowiednio 1 lub 2.
C.4.3.	W celu maksymalnego ograniczenia rozliczeń korygujących prowadzonych w sieci rozdzielczej wprowadza się określony w p. C.4.4 sposób zgłoszeń na rynku bilansującym umów sprzedaży energii elektrycznej, zawieranych przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej i nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym.
C.4.4.	Zgłoszenia na rynku bilansującym umów zawieranych przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej i nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym, o których mowa w p. C.4.3, są dokonywane przez: spółki dystrybucyjne, wytwórców i odbiorców uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym, przedsiębiorstwa obrotu uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym.
C.4.5.	Sposób zgłoszeń na rynku bilansującym umów sprzedaży energii elektrycznej, zawieranych przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej i nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym określono w tabl. T.6. Zasady te nie dotyczą umów sprzedaży energii elektrycznej zawieranych przez przedsiębiorstwo obrotu nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym.

C.4.6.	W przypadku, gdyby z jakichkolwiek przyczyn nie było możliwe dokonanie zgłoszenia na rynku bilansującym umów sprzedaży energii elektrycznej, zawieranych przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej i nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym zgodnie z tabl. T.6, to konieczne jest dokonanie rozliczeń korygujących pomiędzy podmiotami określonymi w tabl. T.7.
C.4.7.	Opłatę korygującą w godz. h wynikającą z umów zawartych pomiędzy podmiotami wyszczególnionymi w tabl. T.7, z wyłączeniem umów zawartych z przedsiębior­stwami obrotu określa się zależnością: (1) gdzie:  - energia w godz. h przyjęta w PKD dla stron umowy sprzedaży energii elektrycznej, określonych w tabl. T.7, CROh - cena rozliczeniowa odchylenia w godz. h obowiązująca na rynku bilansującym.
C.4.8.	Wszelkie umowy zawierane przez przedsiębiorstwo obrotu nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym powodują konieczność dokonania rozliczeń korygujących. Stronami tych rozliczeń są operatorzy systemów rozdzielczych, wytwórcy i odbiorcy uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym. Przyczyną realizacji rozliczeń korygujących jest brak możliwości zgłoszenia tych umów na rynku bilansującym.
C.3.9.	W przypadku umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez przedsiębiorstwo obrotu nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym z wytwórcą, odbiorcą lub spółką dystrybucyjną opłatę korygującą określa się zgodnie z ogólną zależnością: (2) gdzie:  - energia kupowana od przedsiębiorstwa obrotu w godz. h przez spółkę dystrybucyjną lub odbiorcę uczestniczącego w rynku bilansującym bezpośrednio, przyjęta w PKD, - energia kupowana od przedsiębiorstwem obrotu w godz. h przez odbiorcę przyłączonego do sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej, nie uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, przyjęta w PKD,  - energia sprzedawana przedsiębiorstwu obrotu w godz. h przez wytwórcę przyłączonego do sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej, nie uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, przyjęta w PKD,  - energia sprzedawana przedsiębiorstwu obrotu w godz. h przez spółkę dystrybucyjną lub wytwórcę uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, przyjęta w PKD.

C.4.10.	Dla danej dekady opłatę korygującą określa się zależnością: (3) gdzie L oznacza liczbę godzin doby, a N liczbę dni dekady.
C.4.11.	W rozliczeniach podmiotów (spółek dystrybucyjnych, wytwórców i odbiorców uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym) z przedsiębiorstwem obrotu nie uczestniczącym bezpośrednio w rynku bilansującym, gdy: O^K>0 to przedsiębiorstwo obrotu płaci opłatę korygującą podmiotowi, O^K<0 to podmiot płaci opłatę korygującą przedsiębiorstwu obrotu, O^K=0 to nie są realizowane rozliczenia korygujące.
C.3.12.	Ogólna procedura rozliczeń korygujących jest następująca: po zawarciu umów sprzedaży energii elektrycznej podmioty dokonują ich zgłoszenia do operatora systemu rozdzielczego, zgodnie z zasadami podanymi w rozdz. B, operator systemu rozdzielczego zgodnie z tabl. T.6 zgłasza umowy sprzedaży energii elektrycznej operatorowi systemu przesyłowego wg procedur określonych w RRB oraz opracowuje PKD, w którym określa dla odbiorców i wytwórców przyłączonych do sieci rozdzielczej i nie uczestniczących bezpośrednio w rynku bilansującym odpowiednio pobór lub produkcję energii elektrycznej dla każdej godziny doby, jeśli zgłoszenie umów na rynku bilansującym okazało się nie być możliwe lub umowy zostały zawarte przez przedsiębiorstwo obrotu nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym to operator systemu rozdzielczego określa opłaty korygujące, które poniesie lub otrzyma zgodnie z tabl. T.7, po zakończeniu każdej dekady operator systemu rozdzielczego sumuje godzinowo określone opłaty korygujące i wystawia lub otrzymuje fakturę związaną z tymi rozliczeniami.
C.3.13.	Wytwórcy i odbiorcy uczestniczący w rynku bilansującym bezpośrednio zawierający umowy sprzedaży energii elektrycznej z przedsiębiorstwami obrotu nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym dokonują rozliczeń korygujących miedzy sobą, zgodnie z zależnością (2), bez udziału operatora systemu rozdzielczego. Odpowiedni zapis tej treści powinien być umieszczony w umowie sprzedaży energii elektrycznej zawieranej pomiędzy powyższymi podmiotami.
C.3.14.	W przypadku rozszerzania obszaru rynku bilansującego o podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej 110 kV, zarówno zgłoszenia umów pomiędzy podmiotami zgodne z tabl. T.6 oraz rozliczenia korygujące zgodne z tabl. T.7 będą dotyczyły umów sprzedaży energii elektrycznej zawieranych przez podmioty przyłączone do sieci 110 kV nie objęte rozszerzeniem obszaru rynku bilansującego oraz podmioty przyłączone do sieci SN i nN.

Tablica T.6

Wykaz zgłoszeń na rynku bilansującym umów sprzedaży energii elektrycznej, zawieranych przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej i nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym

L.p.	Strony umowy sprzedaży energii elektrycznej		Podmioty dokonujące zgłoszenia na rynku bilansującym
		Sprzedający	Kupujący	Sprzedający	Kupujący
1.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	Brak zgłoszenia	Brak zgłoszenia
2.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD2	SD1 zgłasza sprzedaż energii SD2	SD2 zgłasza zakup energii od SD1
3.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	SD1	Brak zgłoszenia	Brak zgłoszenia
4.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	SD2	SD1 zgłasza sprzedaż energii SD2	SD2 zgłasza zakup energii od SD1
5.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_URB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	SD1 zgłasza sprzedaż energii O_URB	O_URB zgłasza zakup energii od SD1
6.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_URB przyłączony do sieci rozdzielczej SD2	SD1 zgłasza sprzedaż energii O_URB	O_URB zgłasza zakup energii od SD1
7.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_URB przyłączony do sieci przesyłowej	SD1 zgłasza sprzedaż energii O_URB	O_URB zgłasza zakup energii od SD1
8.	W_URB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	W_URB zgłasza sprzedaż energii SD1	SD1 zgłasza zakup energii od W_URB
9.	W_URB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD2	W_URB zgłasza sprzedaż energii SD2	SD2 zgłasza zakup energii od W_URB
10.	W_URB przyłączony do sieci przesyłowej	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	W_URB zgłasza sprzedaż energii SD1	SD1 zgłasza zakup energii od W_URB
11.	SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	Brak zgłoszenia	Brak zgłoszenia
12.	SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD2	SD1 zgłasza sprzedaż energii SD2	SD2 zgłasza zakup energii od SD1
13.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	PO_URB	SD1 zgłasza sprzedaż energii PO_URB	PO_URB zgłasza zakup energii od SD1

L.p.	Strony umowy sprzedaży energii elektrycznej		Podmioty dokonujące zgłoszenia na rynku bilansującym
		Sprzedający	Kupujący	Sprzedający	Kupujący
14.	PO_URB	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	PO_URB zgłasza sprzedaż energii SD1	SD1 zgłasza zakup energii od PO_URB
15.	W_URB	PO_NURB	Brak zgłoszeń, rozliczenia korygujące, zgodnie z zależnością (2), podmiotami uczestniczącymi w rozliczeniach są SD1, O_URB, W_URB
16.	W_NURB	PO_NURB
17.	SD1	PO_NURB
18.	PO_NURB	O_URB
19.	PO_NURB	O_NURB
20.	PO_NURB	SD1

Tablica T.7

Wykaz podmiotów dokonujących rozliczeń korygujących w przypadku braku możliwości zgłoszeń podanych w tabl. T.6

L.p.	Strony umowy sprzedaży energii elektrycznej		Podmioty dokonujące rozliczeń korygujących
		Sprzedający	Kupujący	Płacący	Otrzymujący
1.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	Brak rozliczenia	Brak rozliczenia
2.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD2	SD1	SD2
3.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	SD1	Brak rozliczenia	Brak rozliczenia
4.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	SD2	SD1	SD2
5.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_URB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	SD1	O_URB
6.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_URB przyłączony do sieci rozdzielczej SD2	SD1	O_URB
7.	W_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_URB przyłączony do sieci przesyłowej	SD1	O_URB
8.	W_URB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	W_URB	SD1
9.	W_URB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD2	W_URB	SD2
10.	W_URB przyłączony do sieci przesyłowej	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	W_URB	SD1
11.	SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	Brak rozliczenia	Brak rozliczenia
12.	SD1	O_NURB przyłączony do sieci rozdzielczej SD2	SD1	SD2
13.	SD1	O_URB przyłączony do sieci rozdzielczej SD1	SD1	O_URB
14.	SD1	O_URB przyłączony do sieci rozdzielczej SD2	SD1	O_URB
15.	SD1	O_URB przyłączony do sieci przesyłowej	SD1	O_URB
16.	W_NURB	PO_URB	Do czasu wprowadzenia możliwości zgłoszeń zgodnych z tabl. T.6 kontrakty takie są niedopuszczalne
17.	SD1	PO_URB
18.	PO_URB	O_NURB
20.	W_URB	PO_NURB			Rozliczenia korygujące, zgodnie z zależnością (2), podmiotami uczestniczącymi w rozliczeniach są SD1, O_URB, W_URB
21.	W_NURB	PO_NURB
22.	SD1	PO_NURB
23.	PO_NURB	O_URB
24.	PO_NURB	O_NURB
25.	PO_NURB	SD1

C.5. ROZLICZENIA ODCHYLEŃ
C.5.1.	Odchylenie danego podmiotu definiuje się jako różnicę pomiędzy rzeczywistym poborem lub produkcją energii elektrycznej (odpowiednio w przypadku odbiorców i wytwórców), a energią elektryczną przyjętą dla tego podmiotu w PKD. Odchylenie jest określane dla każdej godziny doby.
C.5.2.	Operator systemu rozdzielczego dokonuje rozliczenia odchyleń z podmiotami przyłączonymi do sieci rozdzielczej, za której prowadzenie ruchu odpowiada, nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym. Podmioty te muszą posiadać zapis w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub w umowie przesyłowej o uczestniczeniu w procesie rozliczania odchyleń.
C.5.3.	Rozliczenia odchyleń są prowadzone z wytwórcami i odbiorcami energii elektrycznej, natomiast nie są prowadzone z przedsiębiorstwami obrotu.
C.5.4.	Wprowadza się odmienne zasady rozliczania odchyleń dla następujących umów sprzedaży energii elektrycznej: umowy zawarte przez podmioty zgodnie z zasadą swobodnego wyboru dostawcy, nazywane dalej umowami swobodnymi, umowy zawarte, z wytwórcami produkującymi energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem, w związku z obowiązkiem zakupu wprowadzonym aktem prawnym, a którym mowa w p. II.3.j części głównej IRiESR, zwane dalej umowami obowiązkowymi.
C.5.5.	Przyjmuje się następujące zasady płatności za energię elektryczną, dokonywanych niezależnie od rozliczenia odchyleń: dla umów swobodnych - strony umowy realizują rozliczenia za energię elektryczną w ilości przyjętej w PKD wg cen ustalonych w umowie, dla umów obowiązkowych - operator systemu rozdzielczego płaci wytwórcom za całą wyprodukowaną energię elektryczną wg cen ustalonych w taryfach tych wytwórców.
C.5.6.	Operator systemu rozdzielczego dokonuje rozliczenia odchyleń w sieci rozdzielczej w każdej godzinie doby: dla umów swobodnych - po cenie rozliczeniowej odchylenia obowiązującej na rynku bilansującym CROh, przy czym występują płatności podmiotu na rzecz operatora systemu rozdzielczego i vice versa, dla umów obowiązkowych - zgodnie z zależnością (7), przy czym występują jedynie płatności wytwórcy na rzecz operatora systemu rozdzielczego.
C.5.7.	Wielkość odchylenia Eh w godz. h, dla umów swobodnych i obowiązkowych, określa się w następujący sposób: dla odbiorców wg zależności (4) dla wytwórców wg zależności (5) gdzie:  - energia pobrana przez odbiorcę lub wyprodukowana przez wytwórcę w godz. h,  - energia w godz. h przyjęta dla odbiorcy lub wytwórcy w PKD.
C.5.8.	W przypadku odbiorcy, gdy w danej godz. h: > to odbiorca ponosi opłatę za odchylenie na rzecz spółki dystrybucyjnej, = to nie występują rozliczenia za odchylenie, < to spółka dystrybucyjna ponosi opłatę za odchylenie na rzecz odbiorcy.
C.5.9.	W przypadku wytwórcy posiadającego zawartą umowę swobodną, gdy w danej godz. h: > to spółka dystrybucyjna ponosi opłatę za odchylenie na rzecz wytwórcy, = to nie występują rozliczenia za odchylenie, < to wytwórca ponosi opłatę za odchylenie na rzecz spółki dystrybucyjnej.
C.5.10.	Dla odbiorców i zawartych z wytwórcami umów swobodnych, opłatę za odchylenie w każdej dekadzie określa się zależnością: (6) gdzie L oznacza liczbę godzin doby, a N liczbę dni dekady.
C.5.11.	Dla wytwórców, z którymi zawarto umowy obowiązkowe, opłatę wytwórcy na rzecz spółki dystrybucyjnej, za odchylenie w każdej dekadzie określa się zależnością: (7) gdzie l oznacza liczbę godzin doby, a n liczbę dni dekady, natomiast COR oznacza roczną cenę energii elektrycznej ustaloną zgodnie z zasadami określonymi w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.i.

C.5.12.	W przypadku, gdy w danej dekadzie: O^O > 0 to wytwórca lub odbiorca ponosi opłatę za odchylenie na rzecz spółki dystrybucyjnej, O^O = 0 to nie występują rozliczenia za odchylenia O^O < 0 to spółka dystrybucyjna ponosi opłatę za odchylenie na rzecz odbiorcy lub wytwórcy.
C.5.13.	Rzeczywista ilość energii elektrycznej w godz. h jest wyznaczana z dokładnością do 1 kWh, na podstawie pomiarów przepływów energii elektrycznej w miejscach jej dostarczania oraz w razie potrzeby z wykorzystaniem algorytmów wyznaczania ilości energii elektrycznej w poszczególnych miejscach dostarczania.
C.6. ROZLICZENIA TRANZYTÓW
C.6.1.	Rozliczenia tranzytów energii elektrycznej liniami 110 kV łączącymi sieci rozdzielcze różnych operatorów systemów rozdzielczych są realizowane dla połączeń sieciowych nie objętych obszarem rynku bilansującego.
C.6.2.	Rozliczenia tranzytów są realizowane pomiędzy spółkami dystrybucyjnymi na podstawie godzinowych przepływów energii elektrycznej wg ceny rozliczeniowej odchylenia obowiązującej na rynku bilansującym.
C.6.3.	W każdej dekadzie opłata wynikająca z tranzytów energii elektrycznej jest określana zgodnie z zależnością: (8) gdzie: E^T - energia elektryczna eksportowana z danej spółki dystrybucyjnej, L - liczba godzin doby, N - liczba dni dekady.
C.6.4.	Pomiar energii elektrycznej przepływającej liniami 110 kV łączącymi sieci rozdzielcze różnych operatorów systemów rozdzielczych dla ustalenia opłaty tranzytowej jest realizowany przez urządzenia pomiarowo-rozliczeniowe spółki dystrybucyjnej eksportującej energię elektryczną.
C.6.5.	Operatorzy systemów rozdzielczych przekazują sobie wzajemnie godzinowe dane pomiarowe, niezbędne do określenia opłaty tranzytowej. Dane te są przekazywane z wykorzystaniem serwerów FTP, w formacie uzgodnionym przez operatorów systemów rozdzielczych.
C.6.6.	Operatorzy systemów rozdzielczych uzgadniają między sobą zasady wzajemnego rozliczania opłat przesyłowych ponoszonych przez nich na styku sieci przesyłowej i sieci rozdzielczej.

C.7. SPECJALNE ZASADY ROZLICZEŃ
C.7.1.	Specjalne zasady rozliczeń w sieci rozdzielczej wprowadza się w okresach zawieszenia przez operatora systemu przesyłowego funkcjonowania rynku bilansującego zgodnie z zasadami określonymi w RRB. W takim przypadku nie są realizowane w sieci rozdzielczej rozliczenia korygujące oraz rozliczenia odchyleń, są natomiast realizowane rozliczenia tranzytów.
C.7.2.	W okresie zawieszenia funkcjonowania rynku bilansującego wytwórcy i odbiorcy objęci RBSR dokonują rozliczeń za rzeczywiście wyprodukowaną lub pobraną energię elektryczną wg cen ustalonych w umowach sprzedaży energii elektrycznej.
C.7.3.	Rozliczenia tranzytów energii elektrycznej liniami 110 kV łączącymi sieci rozdzielcze różnych operatorów systemów rozdzielczych są realizowane, w okresie zawieszenia funkcjonowania rynku bilansującego, po cenie zakupu energii elektrycznej z rynku bilansującego, ustalanej zgodnie z RRB.
C.7.4.	Rozliczenia przepływów energii elektrycznej w sieci rozdzielczej przy stosowaniu specjalnych zasad rozliczeń są wykonywane dla okresu każdej godziny doby.
C.7.5.	Rozliczenia finansowe są realizowane dla okresów poszczególnych dekad. Jeżeli stan zawieszenia funkcjonowania rynku bilansującego trwał krócej niż 1 pełną dekadę, to rozliczenia za ten okres są uwzględniane na fakturze obejmującej rozliczenia tranzytów z danej dekady.
C.8. RAPORTY ROZLICZENIOWE
C.8.1.	Operator systemu rozdzielczego sporządza dobowe i dekadowe raporty rozliczeniowe - korygujący, odchyleń i tranzytów. Raporty te są podstawą wartościowych i ilościowych rozliczeń korygujących, odchyleń i tranzytów, realizowanych pomiędzy podmiotami i operatorem systemu rozdzielczego. Raport dobowy i dekadowy jest opracowywany oddzielnie dla każdego podmiotu.
C.8.2.	Raporty dobowe i dekadowe korygujące są sporządzane dla rozliczeń korygujących z przedsiębiorstwami obrotu i innymi podmiotami, raporty dobowe i dekadowe odchyleń są sporządzane dla rozliczeń odchyleń realizowanych w wytwórcami i odbiorcami przyłączonymi do sieci rozdzielczej i nie uczestniczącymi bezpośrednio w rynku bilansującym. Natomiast raporty dobowe i dekadowe tranzytów są sporządzane dla rozliczeń tranzytów energii elektrycznej pomiędzy sieciami rozdzielczymi różnych spółek dystrybucyjnych.
C.8.3.	Raport dobowy korygujący dla rozliczeń z przedsiębiorstwem obrotu określa dla każdej doby: ilość energii elektrycznej kupowanej od przedsiębiorstwa obrotu w godz. h przez spółkę dystrybucyjną, przyjętą w PKD, ilość energii elektrycznej kupowanej od przedsiębiorstwa obrotu w godz. h przez odbiorcę przyłączonego do sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej i nie uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, przyjętą w PKD, ilość energii elektrycznej sprzedawanej przedsiębiorstwu obrotu w godz. h przez wytwórcę przyłączonego do sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej i nie uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, przyjętą w PKD, ilość energii elektrycznej sprzedawanej przedsiębiorstwu obrotu w godz. h przez spółkę dystrybucyjną, przyjętą w PKD, cenę rozliczeniową odchylenia obowiązującą w godz. h na rynku bilansującym, należność w godz. h, wynikającą z rozliczeń korygujących (ujemny znak oznacza płatność na rzecz przedsiębiorstwa obrotu), sumaryczną w danej dobie ilość energii elektrycznej korygującej ( ) oddzielnie ze znakiem „-” i „+”, sumaryczne w danej dobie zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę energii korygującej (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.4.	Raport dobowy korygujący dla rozliczeń z innymi podmiotami niż przedsiębiorstwo obrotu określa dla każdej doby: ilość energii przyjętą w PKD dla stron umowy sprzedaży energii elektrycznej, cenę rozliczeniową odchylenia obowiązującą w godz. h na rynku bilansującym, należność w godz. h, wynikającą z rozliczeń korygujących, sumaryczną w danej dobie ilość energii elektrycznej korygującej oddzielnie ze znakiem „-” i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę energii korygującej (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.5.	Raport dobowy odchyleń określa dla każdego podmiotu przyłączonego do sieci rozdzielczej i nie uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym: ilość energii elektrycznej przyjętą w PKD dla poszczególnych godzin doby, ilość energii elektrycznej wyprodukowanej lub pobranej z sieci, w poszczególnych godzinach doby, cenę rozliczeniową odchylenia obowiązującą w godz. h na rynku bilansującym, cenę energii elektrycznej ustaloną w umowie obowiązkowej (o ile raport dotyczy podmiotu, z którym zawarto umowę obowiązkową), należność w godz. h, wynikającą z rozliczenia odchylenia (ujemny znak oznacza płatność spółki dystrybucyjnej na rzecz podmiotu), sumaryczną w danej dobie energię odchylenia oddzielnie ze znakiem „-” i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę energii odchylenia (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.6.	Raport dobowy tranzytów określa dla każdej sąsiedniej spółki dystrybucyjnej oddzielnie: ilość energii elektrycznej eksportowanej liniami 110 kV w godz. h, ilość energii elektrycznej importowanej liniami 110 kV w godz. h, cenę rozliczeniową odchylenia obowiązującą w godz. h na rynku bilansującym, należność w godz. h, wynikającą z rozliczenia tranzytu (ujemny znak oznacza płatność spółki dystrybucyjnej sporządzającej raport na rzecz sąsiedniej spółki dystrybucyjnej), sumaryczną w danej dobie energię tranzytowaną oddzielnie ze znakiem „-” i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę energii tranzytowanej (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.7.	Operator systemu rozdzielczego opracowuje i udostępnia każdemu podmiotowi raport dobowy korygujący, odchyleń lub tranzytów nie później niż w ciągu 2 dni od zakończenia doby, której dotyczy raport.
C.8.8.	Raport dekadowy korygujący zawiera zestawienie wartości określonych w p. C.8.3.g lub C.8.4.d, zgodnych z raportami dobowymi, dla wszystkich dób tworzących daną dekadę oraz sumaryczną za okres dekady energię korygującą - oddzielnie ze znakiem „-” i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę korygującą (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.9.	Raport dekadowy odchyleń zawiera zestawienie wartości określonych w p. C.8.5.f, zgodnych z raportami dobowymi, dla wszystkich dób tworzących daną dekadę oraz sumaryczną za okres dekady energię odchylenia - oddzielnie ze znakiem „-” i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę odchylenia (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.10.	Raport dekadowy tranzytów zawiera zestawienie wartości określonych w p. C.8.6.e, zgodnych z raportami dobowymi, dla wszystkich dób tworzących daną dekadę oraz sumaryczną za okres dekady energię tranzytowaną - oddzielnie ze znakiem „-” i „+”, sumaryczne zobowiązanie i należność oraz przeciętną cenę tranzytu (oddzielnie dla zobowiązania i należności).
C.8.11.	Operator systemu rozdzielczego opracowuje i udostępnia każdemu podmiotowi raport dekadowy nie później niż w ciągu 2 dni od zakończenia dekady, której dotyczy raport.
C.8.12.	Operator systemu rozdzielczego przekazuje podmiotom raporty dobowe i dekadowe za pomocą: poczty elektronicznej, serwera ftp lub innych ustalonych form transmisji danych.
C.8.13.	Podmioty otrzymujące raporty dobowe i dekadowe (korygujący, odchyleń lub tranzytów) zgłaszają operatorowi systemu rozdzielczego wszystkie stwierdzone nieprawidłowości, bezpośrednio po ich stwierdzeniu, nie później jednak niż 4 dni od zakończenia dekady, której dotyczy raport dobowy lub dekadowy. Operator systemu rozdzielczego uwzględnia zaistniałe nieprawidłowości, tak by możliwe było terminowe wystawienie i przesłanie faktur, o których mowa w rozdz. C.9. Po 4-tym dniu od zakończenia danej dekady wszelkie nieprawidłowości w rozlicze­niach są realizowane poprzez korektę faktur.
C.8.14.	Dla sporządzenia raportów dobowych odchyleń operator systemu rozdzielczego pozyskuje dane pomiarowe z układów pomiarowo-rozliczeniowych podmiotu w sposób określony w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie przesyłowej zawartej z tym podmiotem.

C.9. FAKTUROWANIE
C.9.1.	Proces fakturowania związany z rozliczeniami w sieci rozdzielczej jest prowadzony zgodnie z ustawą z dnia 8 stycznia 1993 r. o podatku od towarów i usług oraz o podatku akcyzowym (z późniejszymi zmianami) oraz rozporządzeniami wykonawczymi do tej ustawy.
C.9.2.	W związku z rozliczeniami w sieci rozdzielczej wystawiane są faktury dekadowe, oddzielnie dla rozliczeń korygujących, odchyleń i tranzytów.
C.9.3.	Faktury dla rozliczeń korygujących, odchyleń i tranzytów są wystawiane przez operatora systemu rozdzielczego, wytwórcę lub odbiorcę, zgodnie z sumarycznymi należnościami i zobowiązaniami za okres dekady, określonymi w odpowiednich raportach dekadowych.
C.9.4.	Przedmiotem faktur jest sprzedaż lub zakup energii korygującej, energii bilansującej (odchylenia) lub energii tranzytowanej siecią rozdzielczą.
C.9.5.	Faktury dekadowe są wystawiane i wysłane przez operatora systemu rozdzielczego lub inny podmiot nie później niż do 7 dnia po zakończeniu każdej dekady. Faktury korygujące (wystawiane w przypadku zaistnienia potrzeby zmiany faktury dekadowej) mogą być natomiast wystawiane i wysłane przez operatora systemu rozdzielczego lub inny podmiot po zakończeniu każdego miesiąca, lecz nie później niż do 20 dnia miesiąca.
C.9.6.	Termin płatności faktur dekadowych z tytułu rozliczeń w sieci rozdzielczej ustala się na 25 dzień po zakończeniu każdej dekady, jednak nie wcześniej niż 7 dni po otrzymaniu oryginału faktury VAT. Natomiast terminem płatności faktury korygującej jest ostatni dzień miesiąca, w którym dokonano korekty, jednak nie wcześniej niż 7 dni po otrzymaniu oryginału faktury VAT.
C.9.7.	W przypadkach nie dokonania przez podmiot płatności wynikających z faktur za odchylenia, w terminach zgodnych z p. C.9.6, operator systemu rozdzielczego korzysta z zabezpieczeń finansowych na zasadach określonych w rozdz. D.
C.9.8.	Faktury zmieniające (korygujące) zrealizowane rozliczenia dekadowe, o których mowa w p. C.9.5, mogą dotyczyć dowolnej dekady z okresu poprzednich 12 miesięcy.

D. ZABEZPIECZANIA FINANSOWE PROCESU ROZLICZEŃ

D.1. POSTANOWIENIA WSTĘPNE
D.1.1.	W celu zapewnienia płynności finansowej rozliczeń z operatorem systemu rozdzielczego podmioty uczestniczące w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej zobowiązuje się do złożenia zabezpieczenia finansowego w formie i wysokości określonej w niniejszym RBSR.
D.1.2.	Operator systemu rozdzielczego jest zobowiązany do wykorzystywania złożonych przez podmioty zabezpieczeń wyłącznie do prowadzenia rozliczeń odchyleń, określonych w rozdziale C.5.
D.1.3.	Do złożenia zabezpieczenia finansowego zobowiązuje się wytwórców i odbiorców energii elektrycznej biorących udział w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej. Przedsiębiorstwa obrotu energią elektryczną nie są zobowiązane do przedkładania zabezpieczenia finansowego.
D.1.4.	Pierwszy okres obowiązywania zabezpieczenia finansowego obejmuje 12 kolejnych dekad. Kolejne okresy obowiązywania zabezpieczenia obejmują okres kolejnych 9 dekad.
D.1.5.	Pierwszy okres obowiązywania zabezpieczenia rozpoczyna się w dniu wejścia w życie umowy przesyłowej zawartej przez podmiot z operatorem systemu rozdzielczego. Dekadę, w której umowa przesyłowa zawarta przez podmiot z operatorem systemu rozdzielczego wchodzi w życie uważa się za pierwszą dekadę okresu obowiązywania zabezpieczenia finansowego.
D.1.6.	W przypadku, gdy ostatni okres obowiązywania zabezpieczenia wykracza poza termin obowiązywania umowy przesyłowej zawartej pomiędzy podmiotem a operatorem systemu rozdzielczego okres obowiązywania zabezpieczenia ulega skróceniu do dnia wygaśnięcia umowy. Wysokość zabezpieczenia finansowego jest ustalana proporcjonalnie do czasu trwania ostatniego okresu obowiązywania zabezpieczenia.
D.2. USTALANIE WYSOKOŚCI ZABEZPIECZENIA FINANSOWEGO
D.2.1.	Wysokość wymaganego zabezpieczenia finansowego ustala się indywidualnie dla każdego podmiotu i na każdy okres obowiązywania zabezpieczenia finansowego
D.2.2.	Wysokość wymaganego zabezpieczenia finansowego Z1 dla pierwszego okresu obowiązywania zabezpieczenia ustala się na podstawie ilości energii elektrycznej planowanej do dostarczenia lub odebrania przez podmiot w okresie dekady i określa zgodnie z następującą zależnością:
			(9)

		gdzie:
				a	−	współczynnik ustalany pomiędzy podmiotem a operatorem systemu rozdzielczego, jednak nie większy niż 0,2 i zawarty w umowie przesyłowej zawartej pomiędzy nimi,
					−	ilość energii elektrycznej planowana do dostarczenia lub odebrania przez podmiot w dekadzie i,
					−	cena zastępcza ustalana wg zasad określonych w p. D.2.3 dla określenia wysokości zabezpieczenia finansowego, w pierwszym okresie jego obowiązywania.
D.2.3.	Cena zastępcza, o której mowa w p. D.2.2 jest ustalana według następujących zasad: jeżeli pierwszy okres obowiązywania zabezpieczenia finansowego dla podmiotu rozpoczął się w ciągu trwania pierwszej dekady funkcjonowania rynku bilansującego, cena zastępcza wynosi 100 zł/MWh, jeżeli pierwszy okres obowiązywania zabezpieczenia finansowego dla podmiotu rozpoczął się pomiędzy drugą a dwunastą dekadą funkcjonowania rynku bilansującego włącznie, ceną zastępczą ustala się jako średnią ceną rozliczeniową odchylenia na rynku bilansującym za okres zakończonych dekad, jeżeli pierwszy okres obowiązywania zabezpieczenia finansowego dla podmiotu rozpoczął się po dwunastej dekadzie funkcjonowania rynku bilansującego, ceną zastępczą ustala się jako średnią ceną rozliczeniową odchylenia na rynku bilansującym za okres 9 ostatnich zakończonych i rozliczonych dekad.
D.2.4.	Wysokość wymaganego zabezpieczenia finansowego dla drugiego i kolejnych okresów obowiązywania zabezpieczenia Zk ustala się jako dwukrotną średnią arytmetyczną z opłat za odchylenie podmiotu w ostatnich dziewięciu rozliczonych dekadach, przypadających przed datą rozpoczęcia okresu obowiązywania zabezpieczenia:
						(10)
		gdzie opłata za odchylenie podmiotu od pozycji przyjętej w PKD w dekadzie i.
D.2.5.	Jeżeli wysokość zabezpieczenia finansowego skalkulowanego według p. D.2.4 jest niższa niż .......................... zł lub jeśli w okresie kalkulacji operator systemu rozdzielczego poniósł opłaty za odchylenie na rzecz podmiotu, wysokość zabezpieczenia finansowego ustala się według zasad określonych w p. D.2.2.
D.2.6.	Operator systemu rozdzielczego zawiadamia podmiot pismem poleconym o wysokości wymaganego zabezpieczenia finansowego na 5 dni roboczych przed datą rozpoczęcia okresu obowiązywania zabezpieczenia.

D.2.7.	Zawiadomienie podmiotu o wysokości wymaganego zabezpieczenia finansowego zawiera: oznaczenie podmiotu, wysokość zabezpieczenia finansowego, w przypadku gdy podmiotowi przysługuje prawo do obniżenia wysokości zabezpieczenia wymaga się podania wysokości zabezpieczenia finansowego przed i po obniżeniu, zastosowany sposób kalkulacji wysokości zabezpieczenia finansowego wraz z podaniem wysokości zastosowanego obniżenia.
D.2.8.	Operator systemu rozdzielczego dokonuje obniżenia wymaganego zabezpieczenia finansowego dla podmiotu, w przypadku terminowej realizacji przez podmiot płatności z tytułu rozliczeń odchyleń. Obniżenie wysokości wymaganego zabezpieczenia finansowego wynosi:
		10%	−	po upływie dwóch kolejnych okresów obowiązywania zabezpieczenia finansowego,
		25%	−	po upływie czterech kolejnych okresów obowiązywania zabezpieczenia finansowego,
		50%	−	po upływie sześciu kolejnych okresów obowiązywania zabezpieczenia finansowego.
D.2.9.	O wykorzystaniu prawa do obniżenia wysokości zabezpieczenia finansowego decyduje podmiot. Podmiot ten poinformuje operatora systemu rozdzielczego o swojej decyzji na 3 dni robocze przed datą rozpoczęcia okresu obowiązywania zabezpieczenia w zawiadomieniu, o którym mowa w p. D.3.4.
D.2.10.	Obniżenie wysokości wymaganego zabezpieczenia finansowego przestaje obowiązywać dla kolejnych okresów obowiązywania zabezpieczenia, począwszy od pierwszego rozpoczynającego się po dacie wystąpienia nieterminowej płatności.
D.3. FORMY ZABEZPIECZEŃ FINANSOWYCH ORAZ ZASADY ICH WYKORZYSTANIA
D.3.1.	Dopuszcza się następujące formy zabezpieczeń finansowych rozliczeń odchyleń w sieci rozdzielczej: nieodwołalną i bezwarunkową gwarancję bankową, depozyt na koncie bankowym wskazanym przez operatora systemu rozdzielczego.
D.3.2.	Forma złożonego przez podmioty zabezpieczenia finansowego nie ma wpływu na ustalenie wysokości zabezpieczenia.

D.3.3.	Na dany okres obowiązywania zabezpieczenia podmiot może wybrać tylko jedną formę zabezpieczenia finansowego spośród dopuszczonych w p. D.3.1. Podmiot powiadamia pisemnie operatora systemu rozdzielczego o wybranej formie zabezpieczenia finansowego na 3 dni robocze przed datą rozpoczęcia okresu obowiązywania zabezpieczenia. Zawiadomienie przesyłane jest na adres operatora systemu rozdzielczego listem poleconym.
D.3.4.	Zawiadomienie o wysokości i formie zabezpieczenia finansowego zawiera: oznaczenie podmiotu składającego zabezpieczenie finansowe, wysokość zabezpieczenia finansowego, formę zabezpieczenia finansowego, okres obowiązywania zabezpieczenia finansowego, nazwę banku wraz z siedzibą.
D.3.5.	Podmiot nie może zmienić formy zabezpieczenia finansowego w trakcie trwania okresu obowiązywania zabezpieczenia finansowego.
D.3.6.	Listę banków, których gwarancje bankowe będą akceptowane jako forma zabezpieczenia finansowego oraz nazwę banku wyznaczonego do przechowania depozytu, siedzibę tego banku i numer konta bankowego przeznaczonego do przechowywania depozytu określa załącznik do umowy przesyłowej zawartej przez podmiot z operatorem systemu rozdzielczego.
D.3.9.	W przypadku wystąpienia nieterminowej płatności w trakcie trwania okresu obowiązywania zabezpieczenia, operator systemu rozdzielczego wykorzystuje zabezpieczenie finansowe i zawiadamia o tym podmiot. Operator systemu rozdzielczego przesyła na adres podmiotu, listem poleconym, zawiadomienie o wykorzystaniu zabezpieczenia w ciągu 3 dni roboczych od daty wykorzystania zabezpieczenia.
D.3.10.	Zawiadomienie o wykorzystaniu zabezpieczenia finansowego zawiera: oznaczenie podmiotu, datę wykorzystania zabezpieczenia finansowego przez operatora systemu rozdzielczego, wysokość środków pieniężnych pobranych przez operatora systemu rozdzielczego z zabezpieczenia finansowego.
D.3.11.	Zawiadomienie podmiotu o wykorzystaniu zabezpieczenia finansowego stanowi jednocześnie wezwanie podmiotu do wznowienia gwarancji bankowej lub uzupełnienia środków pieniężnych stanowiących depozyt. Podmiot zobowiązany jest do wznowienia gwarancji bankowej lub uzupełnienia środków pieniężnych stanowiących depozyt do wartości określonej według p. D.2.2 lub D.2.4, z uwzględnieniem obniżenia określonego w p. D.2.8, w ciągu 5 dni roboczych od daty otrzymania zawiadomienia od operatora systemu rozdzielczego.

D.3.12.	Jeżeli ustanowione zabezpieczenie finansowe nie pozwala na uregulowanie całości należności z tytułu rozliczeń odchyleń podmiotu, operator systemu rozdzielczego występuje o powołanie Komisji Rozjemczej według zasad określonych w rozdz. E. Należność nie uregulowaną powiększa się o karne odsetki.
D.4. PRZEDKŁADANIE I ZWALNIANIE ZABEZPIECZEŃ FINANSOWYCH
D.4.1.		Gwarancję bankową oraz potwierdzenie wpłaty depozytu sporządza się według wzoru opracowanego przez operatora systemu rozdzielczego. Operator systemu rozdzielczego określa wzór gwarancji bankowej oraz wzór potwierdzenia wpłaty depozytu.
D.4.2.		Wzór gwarancji bankowej oraz wzór potwierdzenia wpłaty depozytu sporządzone przez operatora systemu rozdzielczego zawierają w szczególności: oznaczenie podmiotu przedkładającego zabezpieczenie finansowe, okres obowiązywania przedłożonego przez podmiot zabezpieczenia finansowego, wysokość zabezpieczenia finansowego, nazwę i siedzibę banku udzielającego gwarancji bankowej lub wyznaczonego do przechowywania depozytu.
D.4.3.		Gwarancję bankową lub potwierdzenia wpłaty depozytu sporządza się w trzech jednobrzmiących egzemplarzach, z podpisami upoważnionych przedstawicieli podmiotu i banku udzielającego gwarancji lub wyznaczonego do przechowywania depozytu. Podmiot jest zobowiązany do przekazania jednego egzemplarza gwarancji bankowej lub potwierdzenia wpłaty depozytu operatorowi systemu rozdzielczego.
D.4.4.		Za przedłożenie zabezpieczenia finansowego uważa się: dla zabezpieczenia w formie gwarancji bankowej - przesłanie faksem gwarancji bankowej najpóźniej do godziny 13:00 w dniu poprzedzającym dzień rozpoczęcia danego okresu obowiązywania zabezpieczenia finansowego oraz dostarczenie oryginału gwarancji bankowej w ciągu 5 dni roboczych od rozpoczęcia danego okresu obowiązywania zabezpieczenia, na adres operatora systemu rozdzielczego. Wymaga się przesłania oryginału gwarancji bankowej listem poleconym, dla zabezpieczenia w formie depozytu bankowego - przesłanie faksem potwierdzenia wpłaty depozytu na wskazane przez operatora systemu rozdzielczego konto bankowe najpóźniej do godziny 13:00 w dniu poprzedzającym dzień rozpoczęcia okresu obowiązywania zabezpieczenia finansowego oraz dostarczenie oryginału potwierdzenia wpłaty depozytu w ciągu 5 dni roboczych od rozpoczęcia danego okresu obowiązywania zabezpieczenia, na adres operatora systemu rozdzielczego. Wymaga się przesłania oryginału potwierdzenia wpłaty depozytu listem poleconym.

D.4.5.	Podmiot zobowiązywany jest do przechowywania egzemplarza gwarancji bankowej lub potwierdzenia wpłaty depozytu przez okres co najmniej 12 miesięcy od daty zakończenia okresu obowiązywania zabezpieczenia, którego dotyczyła gwarancja lub depozyt.
D.4.6.	W przypadku wykorzystania przez podmiot prawa do obniżenia wysokości zabezpieczenia finansowego następuje: dla zabezpieczenia w formie gwarancji bankowej - przedstawienie przez podmiot nowej gwarancji bankowej w terminie przewidzianym w p. D.4.4 i zwolnienie przez operatora systemu rozdzielczego dotychczasowej gwarancji, dla zabezpieczenia w formie depozytu: zwrot z depozytu środków pieniężnych, o które zostało obniżone zabezpieczenie finansowe. Zwolnienie gwarancji bankowej oraz zwrot środków pieniężnych z depozytu następuje po uregulowaniu przez podmiot wszystkich płatności za dekady okresu obowiązywania zabezpieczenia poprzedzającego okres, w którym nastąpiło obniżenie wysokości zabezpieczenia.
D.4.7.	Jeżeli podmiot nie przedłoży terminowo zabezpieczenia finansowego na dany okres obowiązywania zabezpieczenia bądź nie dokona wznowienia gwarancji bankowej lub nie uzupełni środków pieniężnych stanowiących depozyt zgodnie z zasadami określonymi w p. D.3.11, operator systemu rozdzielczego nie będzie przyjmować zgłoszeń umów sprzedaży energii elektrycznej od tego podmiotu.
D.4.8.	Po rozwiązaniu umowy przesyłowej zawartej przez podmiot z operatorem systemu rozdzielczego lub jej wygaśnięciu operator systemu rozdzielczego zwalnia zabezpieczenie finansowe, pod warunkiem iż wszelkie zobowiązania podmiotu z tytułu rozliczeń odchyleń zostały uregulowane.

E. ROZSTRZYGANIE SPRAW SPORNYCH

E.1.	Do sporu pomiędzy operatorem systemu rozdzielczego a podmiotem przyłączonym do sieci rozdzielczej lub przedsiębiorstwem obrotu, lub też pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych, zwanymi dalej stronami sporu, dochodzi w wyniku stwierdzenia rozbieżności między nimi, powstałych z odmiennej interpretacji zapisów niniejszego RBSR.
E.2.	Strony sporu zobowiązują się do rozstrzygania kwestii spornych poprzez podjęcie kolejno następujących działań: skierowanie sporu do rozstrzygnięcie przez właściwego operatora systemu rozdzielczego, skierowanie sporu do rozstrzygnięcie przez Komisję Rozjemczą, skierowanie sporu do rozstrzygnięcia przez właściwy sąd powszechny.
E.3.	W przypadku sporów pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych rozstrzygnięcia sporu dokonuje się z pominięciem działania, o którym mowa w p. E.2.a. W przypadku innych sporów pominięcie działania, o którym mowa w p. E.2.a jest możliwe za obopólną zgodą stron sporu.
E.4.	Skierowanie przez podmiot, sporu do rozstrzygnięcie przez operatora systemu rozdzielczego powinno nastąpić w formie pisemnej i zostać przesłane listem poleconym na adres operatora systemu rozdzielczego, do którego sieci przyłączony jest dany podmiot. Przedsiębiorstwa obrotu zgłaszają spór do rozstrzygnięcia do operatora systemu rozdzielczego właściwego ze względu na istotę sporu.
E.5.	Skierowanie przez podmiot sporu do rozstrzygnięcie przez operatora systemu rozdzielczego powinno zawierać dane adresowe podmiotu zgłaszającego spór, datę zaistnienia sporu, dokładny opis okoliczności stanowiących podstawę zgłoszenia sporu oraz propozycję rozstrzygnięcia sporu.
E.6.	Operator systemu rozdzielczego rozstrzyga zgłoszony do niego spór w terminie nie dłuższym niż 15 dni roboczych od daty otrzymania zgłoszenia. Rozstrzygnięcie sporu wraz z uzasadnieniem jest przesyłane listem poleconym do podmiotu, który zgłosił spór do rozstrzygnięcia, nie później jednak niż 2 dni robocze od daty podjęcia decyzji rozstrzygającej spór.
E.7.	Jeżeli rozstrzygnięcie sporu zaproponowane przez operatora systemu rozdzielczego zgodnie z p. E.6, w całości lub w części nie jest satysfakcjonujące dla podmiotu będącego stroną sporu, to podmiot ten ma prawo wystąpić pisemnie do operatora systemu rozdzielczego z wnioskiem o powołanie Komisji Rozjemczej.
E.8.	Operator systemu rozdzielczego powołuje Komisję Rozjemczą z własnej inicjatywy, w przypadku gdy podmiot uczestniczący w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej narusza postanowienia RBSR lub na wniosek, o którym mowa w E.7. Operator systemu rozdzielczego o zamiarze powołania Komisji Rozjemczej z własnej inicjatywy powiadamia pisemnie podmiot, którego dotyczy spór.

E.9.	Komisja Rozjemcza powoływana jest do wydania decyzji rozstrzygającej pojedynczy spór.
E.10.	Koszty funkcjonowania Komisji Rozjemczej ponoszą strony sporu w równych częściach.
E.11.	Komisję Rozjemczą powołuje operator systemu rozdzielczego w ciągu 15 dni roboczych od daty wystąpienia podmiotu z wnioskiem o jej powołanie lub od daty zawiadomienia podmiotu o zamiarze jej powołania. W przypadku nie powołania Komisji Rozjemczej w podanym terminie, spór zostaje skierowany do rozstrzygnięcia przez właściwy sąd powszechny.
E.12.	Komisja Rozjemcza składa się z trzech osób. Każda z stron sporu powołuje do składu Komisji Rozjemczej po jednym przedstawicielu. Powołani przez strony sporu członkowie Komisji Rozjemczej wskazują niezależną osobę, która będzie pełniła funkcję Przewodniczącego Komisji Rozjemczej.
E.13.	W posiedzeniach Komisji Rozjemczej mają obowiązek uczestniczyć wszyscy członkowie Komisji. Daty posiedzeń i porządek obrad Komisji Rozjemczej ustala Przewodniczący Komisji w porozumieniu z jej członkami i powiadamia ich pismem poleconym o terminie posiedzenia, co najmniej 2 dni robocze wcześniej.
E.14.	Zawiadomienie członków Komisji Rozjemczej o posiedzeniu określa: dzień, godzinę, miejsce posiedzenia oraz porządek obrad Komisji.
E.15.	Posiedzenie Komisji Rozjemczej uznaje się za nie odbyte, w przypadku niestawienia się na posiedzenie Komisji chociaż jednego z jej członków.
E.16.	Posiedzenie Komisji Rozjemczej prowadzi Przewodniczący Komisji i jest on zobowiązany do: przedstawiania porządku obrad, formułowania ustaleń i decyzji, zarządzania głosowania, sporządzania i przechowywania protokołów z posiedzeń.
E.17.	W posiedzeniach Komisji Rozjemczej mogą uczestniczyć niezależni eksperci powoływani do wydania opinii na temat istoty sporu. Eksperci przedstawiają Komisji pisemne opinie na podstawie dostarczonych im dokumentów i udzielonych wyjaśnień.
E.18.	Przewodniczący Komisji Rozjemczej oraz powoływani przez Komisję niezależni eksperci otrzymują wynagrodzenia ustalone przez strony sporu. Pozostali członkowie Komisji Rozjemczej nie otrzymują wynagrodzenia za pracę w Komisji.
E.19.	Każda ze stron sporu w terminie 5 dni roboczych od daty powołania Komisji Rozjemczej zobowiązana jest do pisemnego przedłożenia Komisji swojego stanowiska w sprawie spornej wraz z dokumentami uzasadniającymi.
E.20.	Komisja Rozjemcza może wezwać strony sporu do złożenia na piśmie dodatkowych wyjaśnień. Termin złożenia wyjaśnień dodatkowych ustala Komisja Rozjemcza.

E.21.	Informacje uzyskane przez członków Komisji Rozjemczej oraz niezależnych ekspertów dotyczące kwestii spornych nie mogą być ujawniane osobom trzecim, bez uzyskania zgody stron sporu.
E.22.	Komisja Rozjemcza rozstrzyga spór w terminie nie przekraczającym 60 dni roboczych od daty powołania Komisji. W przypadku braku rozstrzygnięcia sporu w tym terminie, spór zostaje skierowany do rozstrzygnięcia przez właściwy sąd powszechny.
E.23.	Decyzje Komisji Rozjemczej zapadają większością głosów członków Komisji. Głosowania są przeprowadzane w sposób jawny. Powoływani przez Komisję niezależni eksperci nie mają prawa uczestniczenia w głosowaniach.
E.24.	Decyzja dotycząca rozstrzygnięcia sporu jest przekazywana przez Komisję Rozjemczą pismem poleconym każdej ze stron sporu i zawiera: miejsce i datę wydania decyzji, oznaczenie stron sporu, skład Komisji Rozjemczej oraz imiona i nazwiska powołanych przez Komisję niezależnych ekspertów, rozstrzygnięcie sporu wraz z uzasadnieniem, podpisy wszystkich członków Komisji Rozjemczej z zaznaczeniem głosu sprzeciwu.
E.25.	Po rozstrzygnięciu sporu przez Komisję Rozjemczą jej Przewodniczący przekazuje komplet dokumentów Komisji następującym podmiotom: oryginał - podmiotowi, na którego niekorzyść został rozstrzygnięty spór, kopię - podmiotowi, na którego korzyść został rozstrzygnięty spór.
E.26.	Komplet dokumentów Komisji Rozjemczej, o którym mowa w p. E.25 obejmuje: decyzję powołania Komisji, stanowiska stron sporu wraz z dokumentami uzasadniającymi i wyjaśnieniami dodatkowymi, opinie niezależnych ekspertów, zaproszenia na posiedzenia oraz protokoły z posiedzeń.
E.27.	Decyzja Komisji Rozjemczej nie stanowi ostatecznego rozstrzygnięcia kwestii spornych. Po wydaniu decyzji przez Komisję Rozjemczą każdej ze stron sporu przysługuje prawo do skierowania sporu do właściwego sądu powszechnego.
E.28.	Sądem właściwym do rozstrzygania kwestii spornych jest sąd wskazany w umowie o świadczenie usług przesyłowych zawartej przez podmiot z operatorem systemu rozdzielczego. W przypadku sporów pomiędzy operatorami systemów rozdzielczych właściwym do rozstrzygnięcia kwestii spornych jest sąd powszechny dla obszaru działania operatora, który zainicjował proces rozstrzygania sporu.
E.29.	Strony sporu są zobowiązane do przesyłania dokumentów w sprawie kwestii spornych w sposób zapewniający ich terminowe doręczenie.

F. SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI

Na potrzeby RBSR przyjęto następujące dodatkowe, w stosunku do podanych w części głównej, oznaczenia skrótów i definicje stosowanych pojęć.

E.1. OZNACZENIA SKRÓTÓW

a	Współczynnik ustalany pomiędzy podmiotem a operatorem systemu rozdzielczego do celów kalkulacji wysokości zabezpieczenia finansowego dla pierwszego okresu obowiązywania zabezpieczenia.
CROh	Cena rozliczeniowa odchylenia obowiązująca na rynku bilansującym w godz. h.
CROi,h	Cena rozliczeniowa odchylenia obowiązująca na rynku bilansującym w godz. h dekady i.
COR	Cena energii elektrycznej ustalona zgodnie z zasadami określonymi w rozporządzeniu Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz zasad rozliczeń w obrocie energią elektryczną.
CZ	Cena zastępcza do celów kalkulacji wysokości zabezpieczenia finansowego.
	Energia elektryczna kupowana w godz. h przez odbiorcę przyłączonego do sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej, objęta umową sprzedaży zawartą przez odbiorcę z przedsiębiorstwem obrotu.
	Energia elektryczna planowana do dostarczenia przez wytwórcę lub do odebrania przez odbiorcę w dekadzie i.
	Energia elektryczna w godz. h przyjęta w PKD dla odbiorcy lub wytwórcy.
	Energia elektryczna w godz. h pobrana przez odbiorcę lub wyprodukowana przez wytwórcę.
	Energia elektryczna sprzedawana w godz. h przez spółkę dystrybucyjną przedsiębiorstwu obrotu.
	Energia elektryczna w godzinie h dekady i eksportowana przez jedną spółkę dystrybucyjną do drugiej. pomniejszona o energię elektryczną importowaną.
	Energia elektryczna sprzedawana w godz. h przez wytwórcę przyłączonego do sieci rozdzielczej spółki dystrybucyjnej, objęta umową sprzedaży zawartą przez wytwórcę z przedsiębiorstwem obrotu.
	Energia kupowana w godz. h przez spółkę dystrybucyjną lub odbiorcę uczestniczącego bezpośrednio w rynku bilansującym, objęta umową sprzedaży zawartą przez spółkę dystrybucyjną lub odbiorcę z przedsiębiorstwem obrotu.
IRiESR	Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej.
L	Liczba godzin doby.
N	Liczba dni dekady.
nN	Niskie napięcie.
	Opłata korygująca za dekadę.
	Opłata korygująca w godz. h.
	Opłata korygująca w godz. h dekady i.
	Opłata za odchylenie obliczona za dekadę.
	Opłata za odchylenie w godz. h.
	Opłata za odchylenie podmiotu w dekadzie i.
	Opłata za tranzyty energii elektrycznej liniami 110 kV obliczona za dekadę.
OZU	Odrzucenie zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej.
O_NURB	Odbiorca nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym.
O_URB	Odbiorca uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym.
PKD	Plan koordynacyjny dobowy.
PZU	Przyjęcie zgłoszenia umowy sprzedaży energii elektrycznej.
PO_NURB	Przedsiębiorstwo obrotu nie uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym.
PO_URB	Przedsiębiorstwo obrotu uczestniczące bezpośrednio w rynku bilansującym.
RBSR	Regulamin bilansowania w sieci rozdzielczej.
RRB	Regulamin rynku bilansującego.
SD	Spółka dystrybucyjna.
SN	Średnie napięcie.
W_NURB	Wytwórca nie uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym.
W_URB	Wytwórca uczestniczący bezpośrednio w rynku bilansującym.
	Wysokość zabezpieczenia finansowego dla pierwszego okresu obowiązywania zabezpieczenia.
	Wysokość zabezpieczenia finansowego dla kolejnego okresu obowiązywania zabezpieczenia.
ZUP	Zgłoszenie umowy sprzedaży energii elektrycznej przez odbiorcę, wytwórcę lub spółkę dystrybucyjną.
ZUPO	Zgłoszenie umowy sprzedaży energii elektrycznej przez przedsiębiorstwo obrotu.
ΔEh	Odchylenie podmiotu w godz. h.
ΔEi,h	Odchylenie podmiotu w godz. h dekady i.

E.2. DEFINICJE

Umowa obowiązkowa	Umowa sprzedaży energii elektrycznej zawarta przez spółkę dystrybucyjną z wytwórcą produkującym energię elektryczną w skojarzeniu z ciepłem, w związku z obowiązkiem zakupu wprowadzonym rozporządzeniem Ministra Gospodarki.
Umowa swobodna	Umowa sprzedaży energii elektrycznej zawarta z wytwórcą zgodnie z zasadami swobodnego wyboru dostawcy energii elektrycznej.
Odchylenie	W przypadku odbiorcy - różnica pomiędzy rzeczywistym poborem energii elektrycznej a energią elektryczną przyjętą dla odbiorcy w PKD. W przypadku wytwórcy - różnica pomiędzy energią elektryczną przyjętą w PKD a rzeczywistą produkcją energii elektrycznej.

KARTY AKTUALIZACJI

Każda spółka dystrybucyjna wpisuje samodzielnie obowiązujące dokumenty związane z IRiESR, ponadto dopuszcza się stworzenie załącznika zawierającego listę tych dokumentów.

(Nazwa spółki dystrybucyjnej) Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

156

(Nazwa spółki dystrybucyjnej) Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

Podpisy osób zatwierdzających - 5 -

niniejszą Instrukcję

(Nazwa spółki dystrybucyjnej) Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

Podpisy osób zatwierdzających - 89 -

niniejszą Instrukcję

(Nazwa spółki dystrybucyjnej) Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

Podpisy osób zatwierdzających - 99 -

niniejszą Instrukcję

(Nazwa spółki dystrybucyjnej) Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

Podpisy osób zatwierdzających - 90 -

niniejszą Instrukcję

(Nazwa spółki dystrybucyjnej) Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

Podpisy osób zatwierdzających - 141 -

niniejszą Instrukcję

(Nazwa spółki dystrybucyjnej) Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej

Podpisy osób zatwierdzających - 100 -

niniejszą Instrukcję

---