instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej - Tauron Dystrybucja

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI 

SIECI ROZDZIELCZEJ 

Data wejścia w życie niniejszej Instrukcji: 

Jednostka organizacyjna odpowiedzialna 

za aktualizację: 

Członek Zarządu 

ds. Dystrybucji 

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

Kraków, 24.03.2005 

24.03.2005 r. 

Departament Dystrybucji 

Prezes Zarządu 

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

ENION S.A. Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej 

Niniejsza Instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej została 

zatwierdzona i wprowadzona do stosowania Uchwałą Zarządu ENION S.A. 

Postanowienia instrukcji obowiązują z datą wpisaną na stronie tytułowej 

niniejszej Instrukcji. Z tą samą datą przestaje obowiązywać Instrukcja Ruchu 

i Eksploatacji Sieci Rozdzielczej ENION S.A. obowiązująca od 1.07.2004 r. 

-2-


SPIS TREŚCI 

I. WPROWADZENIE ......................................................................................................... 6 

II. POSTANOWIENIA OGÓLNE ....................................................................................... 8 

III. STANDARDY TECHNICZNE PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ .............................. 13 

IV. WSPÓŁPRACA OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO Z INNYMI 

OPERATORAMI........................................................................................................... 18 

V. PRZYŁĄCZANIE DO SIECI ROZDZIELCZEJ URZĄDZEŃ, INSTALACJI 

I INNYCH SIECI........................................................................................................... 23 

V.1. ZASADY PRZYŁĄCZANIA........................................................................................ 23 

V.2. ZASADY WZAJEMNEGO POŁĄCZENIA SIECI ROZDZIELCZEJ RÓŻNYCH 

PRZEDSIĘBIORSTW SIECIOWYCH ......................................................................... 28 

V.3. ZASADY ODŁĄCZANIA ............................................................................................ 30 

V.4. WYMAGANIA TECHNICZNE DLA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI 

ODBIORCÓW ............................................................................................................... 31 

V.5. WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH.................. 32 

V.6. WYMAGANIA TECHNICZNE DLA UKŁADÓW I SYSTEMÓW POMIAROWO- 

ROZLICZENIOWYCH ................................................................................................. 33 

V.6.1. WYMAGANIA OGÓLNE..................................................................................................... 33 

V.6.2. UKŁADY POMIAROWO-ROZLICZENIOWE I KONTROLNE - KATEGORIA A1......................... 35 

V.6.3. UKŁADY POMIAROWO-ROZLICZENIOWE I KONTROLNE - KATEGORIA A2......................... 36 

V.6.4. UKŁADY POMIAROWO-ROZLICZENIOWE I KONTROLNE - KATEGORIA B ........................... 36 

V.6.5 UKŁADY POMIAROWO-ROZLICZENIOWE I KONTROLNE - KATEGORIA C ........................... 37 

V.7. DANE PRZEKAZYWANE DO OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO 

PRZEZ PODMIOTY PRZYŁĄCZONE I PRZYŁĄCZANE DO SIECI 

ROZDZIELCZEJ ........................................................................................................... 37 

V.7.1. ZAKRES DANYCH............................................................................................................. 37 

V.7.2. DANE OPISUJĄCE STAN ISTNIEJĄCY ................................................................................. 38 

V.7.3. DANE PROGNOZOWANE DLA PERSPEKTYWY OKREŚLONEJ PRZEZ OPERATORA SYSTEMU 

DYSTRYBUCYJNEGO ........................................................................................................ 40 

VI. EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI............................................. 42 

VI.1. ZASADY I STANDARDY TECHNICZNE EKSPLOATACJI.................................... 42 

VI.1.1. PRZEPISY OGÓLNE........................................................................................................... 42 

VI.1.2. PRZYJMOWANIE URZĄDZEŃ I INSTALACJI DO EKSPLOATACJI........................................... 43 

VI.1.3. WPROWADZENIE URZĄDZEŃ DO RUCHU .......................................................................... 43 

VI.1.4. PRZEKAZANIE URZĄDZEŃ DO REMONTU LUB WYCOFYWANIE Z EKSPLOATACJI ............... 44 

VI.1.5. UZGADNIANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH Z OPERATOREM SYSTEMU PRZESYŁOWEGO 

I OPERATORAMI SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH............................................................ 44 

-3-


VI.1.6. DOKUMENTACJA TECHNICZNA I PRAWNA........................................................................ 44 

VI.1.7. REZERWA URZĄDZEŃ I CZĘŚCI ZAPASOWYCH.................................................................. 46 

VI.1.8. WYMIANA INFORMACJI EKSPLOATACYJNYCH ................................................................. 46 

VI.1.9. OCHRONA ŚRODOWISKA NATURALNEGO......................................................................... 47 

VI.1.10. OCHRONA PRZECIWPOŻAROWA................................................................................. 47 

VI.1.11. PLANOWANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH ................................................................. 51 

VI.1.12. WARUNKI BEZPIECZNEGO WYKONYWANIA PRAC ...................................................... 48 

VI.2 ZASADY DOKONYWANIA OGLĘDZIN, PRZEGLĄDÓW, OCENY STANU 

TECHNICZNEGO ORAZ KONSERWACJI I REMONTÓW..................................... 50 

VI.2.1. OGLĘDZINY ELEKTROENERGETYCZNEJ SIECI ROZDZIELCZEJ I LINII 220 KV RELACJI 

KLIKOWA-SYNTEZA I KLIKOWA-PCV ............................................................................ 50 

VI.2.2. PRZEGLĄDY ELEKTROENERGETYCZNEJ SIECI ROZDZIELCZEJ I LINII 220 KV RELACJI 

KLIKOWA-SYNTEZA I KLIKOWA-PCV ............................................................................ 53 

VI.2.3. OCENA STANU TECHNICZNEGO SIECI ............................................................................... 54 

VI.2.4. REMONTY........................................................................................................................ 54 

VII. PROWADZENIE RUCHU SIECI ROZDZIECZEJ...................................................... 55 

VII.1. OBOWIĄZKI OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO ........................... 55 

VII.2. STRUKTURA I PODZIAŁ KOMPETENCJI SŁUŻB DYSPOZYTORSKICH 

OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO ................................................... 56 

VII.3. PLANOWANIE TECHNICZNYCH MOŻLIWOŚCI POKRYCIA 

ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ ELEKTRYCZNĄ............................. 58 

VII.4. PROGNOZOWANIE ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ 

ELEKTRYCZNĄ ORAZ PLANY WYMIANY MIĘDZYSYSTEMOWEJ ................ 63 

VII.5. PROGRAMY PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ .......................................................... 63 

VII.6. PLANY WYŁĄCZEŃ ELEMENTÓW SIECI ROZDZIELCZEJ ................................ 64 

VII.7. PROGRAMY ŁĄCZENIOWE...................................................................................... 66 

VII.8. ZASADY DYSPONOWANIA MOCĄ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH 

PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI ROZDZIELCZEJ...................................................... 67 

VII.9. ZGŁASZANIE OPERATOROWI SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO UMÓW 

SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ................................................................. 68 

VII.10. DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ PODMIOTY OPERATOROWI SYSTEMU 

DYSTRYBUCYJNEGO ................................................................................................ 69 

VIII. BEZPIECZEŃSTWO PRACY SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO .......... 72 

VIII.1. STAN ZAGROŻENIA KSE, AWARIA SIECIOWA I AWARIA W SYSTEMIE ...... 72 

VIII.2. BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ.............................................. 73 

IX. ZASADY POSTĘPOWANIA PRZY WYSTĄPIENIU ZAGROŻEŃ CIĄGŁOŚCI 

DOSTAW LUB WYSTĄPIENIU AWARII.................................................................. 74 

X. PROCEDURY WPROWADZANIA PRZERW PLANOWYCH I OGRANICZEŃ 

W DOSTARCZANIU ENERGII ELEKTRYCZNEJ.................................................... 77 

-4-


XI. ZASADY DOKONYWANIA POMIARÓW ................................................................ 79 

XII. WYMAGANIA ZWIĄZANE Z SYSTEMAMI TELETRANSMISYJNYMI.............. 80 

XIII. SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI................................................................................... 81 

XIII.1. OZNACZENIA SKRÓTÓW ......................................................................................... 81 

XIII.2. POJĘCIA I DEFINICJE ZACZERPNIĘTE Z AKTÓW PRAWNYCH ....................... 82 

XIII.3. DODATKOWE POJĘCIA I DEFINICJE...................................................................... 84 

ZAŁĄCZNIK NR 1: WYKAZ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH ORAZ ELEMENTÓW 

SIECI ROZDZIELCZEJ KOORDYNOWANYCH PRZEZ 

OPERATORA SYSTEMU PRZESYŁOWEGO. 

ZAŁĄCZNIK NR 2: WZÓR KARTY AKTUALIZACJII. 

ZAŁĄCZNIK NR 3: SZCZEGÓŁOWE WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK 

WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZANYCH DO SIECI 

ROZDZIELCZEJ. 

ZAŁĄCZNIK NR 4: REGULAMIN BILANSOWANIA I ROZLICZEŃ W SIECI 

ROZDZIELCZEJ. 

KARTY AKTUALIZACJI 

-5-


I. WPROWADZENIE 

ENION S.A. działa na obszarze 25538 km 2 , na terenie województw: małopolskiego, 

śląskiego, podkarpackiego, opolskiego, łódzkiego, świętokrzyskiego i dostarcza energię 

elektryczną do około 2300 tys. klientów. 

ENION S.A. realizuje swoją działalność podstawową w zakresie dystrybucji energii 

elektrycznej oraz w zakresie obsługi klientów poprzez oddziały w Będzinie, Bielsku-Białej, 

Częstochowie, Krakowie i Tarnowie. 

Usytuowanie Koncernu ENION S.A. w sektorze energetycznym Polski pokazano na rys. 1. 

Na rys. 2 pokazano obszar działania Spółki. 

ENEA 

ENERGIA 

PRO 

GZE 

Rys.1. 

-6- 

ENERGA 

ZEŁ 

S.A. 

ZEŁ–T 

S.A. 

ENION 

STOEN 

GRUPA L-6


Rys.2. 

-7-


II. POSTANOWIENIA OGÓLNE 

II.1. ENION S.A. jako operator systemu dystrybucyjnego wprowadza niniejszą 

Instrukcję ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej, zwaną 

w dalszej części IRiESR, na podstawie §29.1. Rozporządzenia Ministra 

Gospodarki i Pracy z dnia 20 grudnia 2004r. w sprawie szczegółowych warunków 

przyłączenia podmiotów do sieci elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych 

sieci., Dz. U. Nr 2, poz. 6 z 2005 r. 

II.2. ENION S.A. jako operator systemu dystrybucyjnego prowadzi ruch i eksploatację 

sieci rozdzielczej zgodnie z IRiESR. 

II.3. Niniejsza IRiESR uwzględnia wymagania zawarte w następujących aktach 

prawnych: 

a) Ustawa z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne, tekst jednolity Dz. U. 

Nr 153, poz. 1504 z 2003 r. z późniejszymi zmianami, 

b) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 

28 kwietnia 2003 r. W sprawie szczegółowych zasad stwierdzania posiadania 

kwalifikacji przez osoby zajmujące się eksploatacją urządzeń, instalacji i sieci, 

Dz. U. Nr 89, poz. 828, 

c) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 

12 lutego 2003 r. w sprawie zapasów paliw w przedsiębiorstwach 

energetycznych, Dz. U. Nr 39, poz. 338, 

d) Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 11 marca 2003 r. w sprawie 

szczegółowych zasad i trybu wprowadzania ograniczeń w sprzedaży paliw 

stałych lub ciekłych oraz w dostarczaniu i poborze paliw gazowych, energii 

elektrycznej lub ciepła, Dz. U. Nr 59, poz. 518, 

e) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 

20 stycznia 2003 r. w sprawie harmonogramu uzyskiwania przez odbiorców 

prawa do korzystania z usług przesyłowych, Dz. U. Nr 17, poz.158, 

f) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 17 września 1999 r. w sprawie 

bezpieczeństwa i higieny pracy przy urządzeniach i instalacjach 

energetycznych, Dz. U. Nr 80, poz. 912, 

g) Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 11 sierpnia 2000 r. w sprawie 

przeprowadzania kontroli przez przedsiębiorstwa energetyczne, Dz. U. Nr 75, 

poz.866, 

h) Rozporządzenie Ministra Gospodarki i Pracy z dnia 20 grudnia 2004 r. 

w sprawie szczegółowych warunków przyłączenia podmiotów do sieci 

elektroenergetycznych, ruchu i eksploatacji tych sieci., Dz. U. Nr 2, poz. 6 

z 2005 r. 

i) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 

23 kwietnia 2004 r. w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji 

taryf oraz rozliczeń w obrocie energią elektryczną, Dz. U. Nr 105, poz. 1114, 

j) Rozporządzenie Ministra Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej z dnia 

30 maja 2003 w sprawie szczegółowego zakresu obowiązku zakupu energii 

elektrycznej i ciepła z odnawialnych źródeł energii oraz energii elektrycznej 

-8-


wytwarzanej w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła, Dz. U. Nr 104, poz. 971. 

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, ponadto są 

zgodne z warunkami określonymi w udzielonej ENION S. A. przez Prezesa URE 

Koncesji na przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej 

nr PEE/10/2717/U/3/98/JŻ z dnia 16 listopada 1998 r. 

II.5. Przedmiotem IRiESR są procedury i zasady wykonywania czynności związanych 

z ruchem sieciowym i eksploatacją sieci rozdzielczej, obejmujące: 

a) standardy techniczne pracy sieci rozdzielczej, 

b) współpracę z innymi operatorami i podmiotami przyłączonymi do sieci 

rozdzielczej, 

c) przyłączanie podmiotów do sieci rozdzielczej, 

d) eksploatację urządzeń, sieci i instalacji, 

e) prowadzenie ruchu sieci rozdzielczej, 

f) postępowanie w przypadku zagrożeń ciągłości dostaw energii elektrycznej, 

g) procedury wprowadzania przerw i ograniczeń w dostarczaniu energii 

elektrycznej, 

h) 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 prowadzenia ruchu 

linii 220 kV relacji Klikowa-PCV i Klikowa-Synteza, stacji i rozdzielni 

elektroenergetycznych linii napowietrznych i kablowych 110 kV, SN i nN, 

niezależnie od praw własności. Szczegółowe zasady prowadzenia ruchu 

i eksploatacji sieci rozdzielczej zostały zawarte w instrukcjach stanowiskowych 

oraz instrukcjach eksploatacji sieci, instalacji, grup urządzeń lub poszczególnych 

urządzeń . 

II.7. Postanowienia IRiESR obowiązują następujące podmioty: 

a) operatorów systemów dystrybucyjnych, 

b) wytwórców przyłączonych do sieci rozdzielczej, 

c) odbiorców przyłączonych do sieci rozdzielczej, operatorów handlowotechnicznych 

dysponujących jednostkami grafikowymi znajdującymi się 

w sieci rozdzielczej zarządzanej przez ENION S.A., 

d) operatorów handlowych prowadzących towarowy obrót energią elektryczną 

wprowadzaną lub pobieraną z sieci rozdzielczej zarządzanej przez 

ENION S.A., 

e) giełdy energii, 

f) przedsiębiorstwa obrotu, 

g) podmioty przyłączane do sieci rozdzielczej. 

-9-


II.8. Dokumentami związanymi z IRiESR są w szczególności: 

a) przyjęta do stosowania przez operatora systemu przesyłowego Instrukcja 

ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej, 

b) przyjęte do stosowania przez operatora systemu dystrybucyjnego: 

- instrukcje eksploatacji obiektów i urządzeń, 

- instrukcje ruchowe, stanowiskowe, ramowe, szczegółowe oraz 

technologiczne, 

- instrukcje organizacji bezpiecznej pracy. 

II.9. Operator systemu dystrybucyjnego 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: 

a) utrzymania we właściwym stanie technicznym sieci oraz jej połączeń z innymi 

sieciami, 

b) opracowywania i uzgadniania planów wprowadzania ograniczeń 

w dostarczaniu energii elektrycznej, 

c) zapewniania ciągłości, niezawodności i efektywności funkcjonowania sieci, 

d) 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 dystrybucyjnego należy: 

a) prowadzenie ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej w sposób zapewniający 

bezpieczną pracę krajowego systemu elektroenergetycznego (KSE) oraz 

równe traktowanie stron, 

b) dotrzymywanie parametrów i warunków umożliwiających dostarczanie 

energii elektrycznej o jakości wymaganej w odrębnych przepisach, 

c) zapewnienie funkcjonowania połączeń z innymi systemami 

elektroenergetycznymi, w zakresie wynikającym z umowy zawartej 

z operatorem systemu przesyłowego, 

d) prognozowanie zapotrzebowania na moc i energię elektryczną dla obszaru 

swojego działania, 

e) sporządzanie i udostępnianie 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, 

f) sporządzanie i udostępnianie dobowych planów pracy jednostek wytwórczych 

przyłączonych do sieci rozdzielczej, 

g) 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, 

h) sterowanie przepływami energii elektrycznej w sieci rozdzielczej, 

z uwzględnieniem wymiany z innymi połączonymi sieciami, 

-10-


i) zapewnianie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy oraz usług 

systemowych, w celu dotrzymania standardowych parametrów energii 

elektrycznej, w zakresie wynikającym z umowy zawartej z operatorem 

systemu przesyłowego, 

j) wprowadzanie, na zasadach określonych w odrębnych przepisach, ograniczeń 

w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, 

k) likwidowanie awarii lub zagrożeń dla bezpiecznej pracy sieci rozdzielczej, 

l) zbieranie i udostępnianie zagregowanych danych oraz informacji niezbędnych 

dla prowadzenia ruchu sieciowego i bezpieczeństwa energetycznego kraju, 

m) określanie, rejestrowanie i udostępnianie parametrów dotyczących pracy 

systemów rozdzielczych, wynikających z wymagań jego prawidłowej pracy 

i mających istotne znaczenie dla prowadzenia handlu energią elektryczną, 

n) 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. 

II.17. Operatorzy systemów dystrybucyjnych 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 

-11-


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 

dystrybucyjnego 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 ENION S.A. 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 dystrybucyjnego. 

II.22. IRiESR przestaje obowiązywać podmioty z datą jednoczesnego spełnienia 

następujących dwóch warunków: 

a) odłączenie podmiotu od sieci rozdzielczej, 

b) rozwiązanie umowy przesyłowej lub umowy sprzedaży energii elektrycznej. 

II.23. Operator systemu dystrybucyjnego udostępnia do wglądu IRiESR każdemu 

podmiotowi. Udostępnienie IRiESR do wglądu jest bezpłatne, natomiast 

przekazanie egzemplarza IRiESR zainteresowanym podmiotom odbywa się po 

kosztach powielenia. 

II.24. W zależności od potrzeb operator systemu dystrybucyjnego 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. 

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 dystrybucyjnego powiadamia o aktualizacji IRiESR te 

podmioty, których wzajemne relacje z operatorem systemu dystrybucyjnego 

ulegają zmianie w wyniku aktualizacji IRiESR lub którym została przekazana za 

potwierdzeniem. Karty aktualizacji operator systemu dystrybucyjnego udostępnia 

bezpłatnie zainteresowanym podmiotom do wglądu lub przekazuje po kosztach 

powielenia. 

II.27. Operator systemu dystrybucyjnego 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 

dystrybucyjnego podana na stronie tytułowej. 

-12-


III. STANDARDY TECHNICZNE PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ 

III.1. Wyróżnia się następujące dane znamionowe sieci ENION S.A.: 

a) napięcia znamionowe wynoszące: 220, 110, 30, 20, 15, 6 oraz 0,4 kV, 

b) częstotliwość znamionowa wynosząca 50 Hz. 

III.2. Regulacja częstotliwości w KSE jest prowadzona przez operatora systemu 

przesyłowego. 

III.3. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II, rozporządzenie o 

którym mowa w p.II.3.h), określa następujące parametry techniczne energii 

elektrycznej dla sieci, funkcjonującej bez zakłóceń: 

1) wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund w miejscach 

przyłączenia, powinna być zawarta w przedziale: 

a) 50 Hz ± 1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 95 % tygodnia, 

b) 50 Hz + 4 %/-6 % (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 % tygodnia; 

2) w każdym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości 

skutecznych napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale 

odchyleń: 

±10 % napięcia znamionowego dla sieci o napięciu znamionowym 110 kV i 

220 kV, 

3) przez 95 % czasu każdego tygodnia wskaźnik długookresowego migotania 

światła Plt spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być 

większy od 0,8; 

4) w ciągu każdego tygodnia 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości 

skutecznych: 

a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego, 

powinno mieścić się w przedziale od 0 % do 1 % wartości składowej 

kolejności zgodnej, 

b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego, powinno być mniejsze lub 

równe wartościom określonym w poniższej tabeli: 

-13-


Harmoniczne nieparzyste Harmoniczne parzyste 

niebędące krotnością 3 będące krotnością 3 Rząd Wartość 

Rząd Wartość Rząd Wartość harmonicznej względna 

harmoniczne względna harmonicznej względna (h) napięcia 

j (h) napięcia (h) napięcia w 

w procentach 

w procentach 

procentach 

składowej 

składowej 

składowej 

podstawowej 

podstawowej 

podstawowej 

(uh) 

(uh) 

(uh) 

1 2 3 4 5 6 

5 

2% 

3 

2% 

2 1,5% 

7 

2% 

9 

1% 

4 

1% 

11 1,5% 15 0,5% >4 0,5% 

13 1,5% >21 0,5% 

17 

1% 

19 

1% 

23 0,7% 

25 0,7% 

>25 

25 

0 , 2 + 0, 

5 

h 

5) współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego THD, 

uwzględniający wyższe harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub 

równy 3 %; 

6) warunkiem utrzymania dolnych parametrów napięcia zasilającego w granicach 

określonych w p. 1-5, jest pobieranie przez odbiorcę mocy nie większej od 

mocy umownej, przy współczynniku tgϕ nie większym niż 0,4. 

III.4. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych I i II, podane w p.III.3. 

parametry techniczne energii elektrycznej dostarczanej z sieci mogą być 

zastąpione w całości lub w części innymi parametrami technicznymi tej energii 

określonymi przez strony w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub umowie 

przesyłowej. 

III.5. Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych III-V, rozporządzenie o 

którym mowa w p.II.3.h), określa następujące parametry techniczne energii 

elektrycznej: 

1) wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund, powinna być 

zawarta w przedziale: 

a) 50 Hz ± 1 % (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 95 % tygodnia, 

b) 50 Hz + 4 %/ -6% (od 47 Hz do 52 Hz) przez 100 % tygodnia; 

2) w każdym tygodniu 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości 

skutecznych napięcia zasilającego powinno, wyłączając przerwy w zasilaniu, 

mieścić się w przedziale odchyleń ± 10 % napięcia znamionowego; 

3) przez 95 % czasu każdego tygodnia wskaźnik długookresowego migotania 

światła Plt spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być 

większy od 1; 

-14-


4) w ciągu każdego tygodnia 95 % ze zbioru 10-minutowych średnich wartości 

skutecznych: 

a) składowej symetrycznej kolejności przeciwnej napięcia zasilającego, powinno 

mieścić się w przedziale od 0 % do 2 % wartości składowej kolejności 

zgodnej, 

b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego, powinno być mniejsze lub 

równe wartościom określonym w poniższej tabeli: 

Harmoniczne nieparzyste Harmoniczne parzyste 

niebędące krotnością 3 będące krotnością 3 Rząd Wartość 

Rząd Wartość Rząd Wartość harmonicznej względna 

harmoniczne względna harmonicznej względna (h) napięcia w 

j (h) napięcia w (h) napięcia w 

procentach 

procentach 

procentach 

składowej 

składowej 

składowej 

podstawowej 

podstawowej 

podstawowej 

(uh) 

(uh) 

(uh) 

1 2 3 4 5 6 

5 

6% 

3 

5% 

2 

2% 

7 

5% 

9 

1,5% 

4 

1% 

11 3,5% 15 0,5% >4 0,5% 

13 

3% >15 0,5% 

17 

2% 

19 1,5% 

23 1,5% 

25 1,5% 

5) współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego THD, 

uwzględniający wyższe harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub 

równy 8 %; 

6) warunkiem utrzymania parametrów napięcia zasilającego w granicach 

określonych w p 1-5 jest pobieranie przez odbiorcę mocy nie większej od 

mocy umownej, przy współczynniku tgϕ nie większym niż 0,4. 

III.5. Napięcie znamionowe sieci niskiego napięcia musi odpowiadać wartości 

230/400 V 

III.6. Dla grupy przyłączeniowej VI parametry techniczne energii elektrycznej 

dostarczanej z sieci określa umowa sprzedaży energii elektrycznej lub umowa 

przesyłowa. 

III.7. Do dnia 31 grudnia 2008 r., rozporządzenie o którym mowa w p.II.3.h), 

dopuszcza, aby wartość napięcia znamionowego sieci niskiego napięcia mieściła 

się w przedziale 230/400 V +6 %/-10 %, a od dnia 1 stycznia 2009 r. w przedziale 

230/400 V ±10 %. 

-15-


III.8. W ustalonym stanie pracy sieci rozdzielczej powinny być spełnione następujące 

warunki techniczne: 

a) obciążenia prądowe poszczególnych elementów sieci powinny być niższe od 

dopuszczalnych długotrwale, 

b) napięcia w poszczególnych węzłach sieci powinny mieścić się w granicach 

dopuszczalnych, zgodnie z p. III.3.i p.III.5., 

c) moce (prądy) zwarciowe nie powinny przekraczać mocy (prądów) 

wyłączalnych zainstalowanych wyłączników – jeśli wyłączają one prądy 

zwarciowe, z uwzględnieniem zapisów p.III.13., 

d) 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÷20 %, 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.9. Warunki techniczne o których mowa w p. III.8., w zakresie JWCD, 

koordynowanych jednostek wytwórczych oraz sieci rozdzielczej koordynowanej 

są uzgadniane z operatorem systemu przesyłowego. 

III.10. 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.11. Spełnienie wymagań określonych w p. III.10. jest możliwe, gdy spełnione są 

następujące zależności: 

X0 

1 ≤ ≤ 3 oraz 

X 

R 

X 

1 

0 

1 

≤ 1, 

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.12. Warunki pracy punktu neutralnego transformatorów 110/SN i SN/nN określa 

właściwy operator systemu dystrybucyjnego. Operator systemu przesyłowego 

koordynuje pracę punktów neutralnych transformatorów 110/SN. 

III.13.. Dopuszcza się okresowo w sieci rozdzielczej pracę wyłączników z przekroczoną 

mocą wyłączalną, po wyrażeniu zgody na taką pracę przez operatora systemu 

dystrybucyjnego, który ponosi odpowiedzialność za ewentualne skutki 

wynikające z pracy tych urządzeń. 

III.14. 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.15. Wymagany czas rezerwowego zasilania potrzeb własnych dla stacji 

elektroenergetycznych ustala operator systemu dystrybucyjnego. Dla sieci 

rozdzielczej koordynowanej wymagane jest uzgodnienie z operatorem systemu 

przesyłowego, uwzględniające uzasadnione kryteria i warunki technicznego 

-16-


doboru czasu rezerwowego zasilania potrzeb własnych stacji. 

III.16. Nastawienia automatyk i zabezpieczeń urządzeń i instalacji podmiotów 

przyłączonych do sieci rozdzielczej muszą być skoordynowane z nastawieniami 

automatyk i zabezpieczeń sieci rozdzielczej. 

III.17. Linie o napięciu 110 kV wyposaża się w następujące układy elektroenergetycznej 

automatyki zabezpieczeniowej: 

a) jedno zabezpieczenie podstawowe, 

b) zabezpieczenia reagujące na zwarcia z ziemią, o innej zasadzie działania niż 

zabezpieczenia podstawowe, 

c) urządzenia automatyki 3 fazowego SPZ dla linii napowietrznych lub 

napowietrzno-kablowych. 

III.18. Linie blokowe na napięciu 110 kV powinny być wyposażone w następujące 

układy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej: 

a) dwa zabezpieczenia podstawowe umożliwiające wyłączenia 3 fazowe, 

b) zabezpieczenie reagujące na zwarcia z ziemią w linii blokowej i sieci 

zewnętrznej, 

c) elementy układów APKO, jeśli są wymagane, 

d) układ bezwarunkowego wyłączenia wyłącznika blokowego od sygnału 

przesłanego z nastawni blokowej. 

Wszystkie zabezpieczenia linii blokowej powinny działać na 3 fazowe wyłączenie 

wyłącznika blokowego. 

III.19. 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.20. Operator systemu dystrybucyjnego 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. 

-17-


IV. WSPÓŁPRACA OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO 

Z INNYMI OPERATORAMI 

IV.1. Operator systemu dystrybucyjnego współpracuje z następującymi krajowymi 

operatorami: 

a) operatorem systemu przesyłowego, 

b) operatorami systemów dystrybucyjnych, 

c) operatorami handlowo-technicznymi, 

d) operatorami handlowymi. 

IV.2. Zasady i zakres współpracy operatora systemu dystrybucyjnego z operatorem 

systemu przesyłowego określa oprócz IRiESR również Instrukcja ruchu 

i eksploatacji sieci przesyłowej. 

IV.3. Szczegółowe zasady współpracy pomiędzy sąsiednimi operatorami systemów 

dystrybucyjnych są określone w rozdz. V. i VII. 

IV.4. Operatorzy handlowo-techniczni oraz operatorzy handlowi pełnią funkcję 

operatorów rynku. Współpraca operatora systemu dystrybucyjnego 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: 

a) podmiot uprawniony do korzystania z usług przesyłowych staje się 

uczestnikiem rynku bilansującego po podpisaniu umowy 

przesyłowej z operatorem systemu przesyłowego oraz właściwym operatorem 

systemu dystrybucyjnego (uczestnictwo bezpośrednie). Zasady 

funkcjonowania takiego podmiotu określa Regulamin rynku bilansującego 

stanowiący część szczegółową Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci 

przesyłowej, 

b) podmiot uprawniony do korzystania z usług przesyłowych uczestniczy w 

rynku bilansującym w sposób pośredni poprzez operatora systemu 

dystrybucyjnego, po podpisaniu umowy przesyłowej jedynie z właściwym 

operatorem systemu dystrybucyjnego. Podmiot dokonuje zgłoszeń danych 

technicznych i handlowych wyłącznie do operatora systemu dystrybucyjnego, 

natomiast zasady rozliczeń reguluje umowa przesyłowa, uwzględniająca 

zapisy Regulaminu bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej, 

stanowiącego Załącznik nr 4 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. 

-18-


IV.7. Operator systemu dystrybucyjnego ustala, którzy wytwórcy i odbiorcy 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 

dystrybucyjnego grafików handlowych, a także zasady rozliczania odchyleń od 

tych grafików określa Regulamin bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej, 

stanowiący Załącznik nr 4. 

IV.8. Wytwórcy i odbiorcy 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 dystrybucyjnego grafikuje umowy sprzedaży energii 

elektrycznej jednostek wytwórczych i odbiorców przyłączonych do sieci 

rozdzielczej nie uczestniczących w rynku bilansującym (bezpośrednio lub 

pośrednio) na podstawie: 

a) danych otrzymanych od odbiorców zamawiających moc umowną powyżej 

5 MW, 

b) samodzielnie sporządzanych grafików dla pozostałych podmiotów. 

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 odpowiedzialny za przygotowywanie grafików 

handlowych pracy jednostek grafikowych i przekazywanie ich do właściwego 

operatora. 

IV.13. Każda jednostka grafikowa może mieć tylko jednego operatora handlowotechnicznego 

lub operatora handlowego, natomiast każdy operator handlowotechniczny 

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 właściwymi operatorami systemu 

dystrybucyjnego, jeżeli ich działalność dotyczy jednostek grafikowych 

przyłączonych do sieci rozdzielczej, oraz z operatorem systemu przesyłowego 

w przypadku, o którym mowa w p.IV.5.a). 

-19-


IV.16. W skład jednostki grafikowej: 

1) wytwórcy może wejść więcej niż jedna jednostka wytwórcza jeżeli jednostki 

te są: 

a) zlokalizowane na terenie tej samej elektrowni lub elektrociepłowni, 

b) przyłączone do sieci rozdzielczej w tej samej stacji i do tej samej sekcji 

sieci 110 kV, 

2) odbiorcy może wejść więcej niż jedno miejsce dostarczania tylko w 

przypadku, gdy są miejscami dostarczania energii elektrycznej dla jednego 

podmiotu gospodarczego. 

W przypadku pracy jednostek wytwórczych w różnym reżimie technologicznym 

(np. energia skojarzona z wytwarzaniem ciepła, energia odnawialna) układy 

pomiarowo-rozliczeniowe muszą umożliwiać pomiar energii oddzielnie dla 

każdego reżimu pracy. 

Dla jednostek grafikowych utworzonych przed wejściem w życie niniejszej 

instrukcji obowiązują wymagania i zasady ustalone przed wejściem jej w życie, 

lecz nie dłużej niż do 1.07.2005 r. 

IV.17. Uzgodnienia pomiędzy operatorem systemu dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego, podmiot może pełnić funkcję 

operatora handlowo-technicznego lub operatora handlowego po wystąpieniu do 

operatora systemu dystrybucyjnego 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: 

a) dane podmiotu pełniącego funkcję operatora handlowo-technicznego, 

b) imienną listę osób wraz z danymi teleadresowymi przeznaczonych do 

bezpośredniego kontaktu z operatorem systemu dystrybucyjnego, 

c) wykaz jednostek grafikowych i miejsc dostarczania, 

d) 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: 

a) dane podmiotu pełniącego funkcję operatora handlowego, 

b) imienną listę osób wraz z danymi teleadresowymi przeznaczonych do 

bezpośredniego kontaktu z operatorem systemu dystrybucyjnego, 

c) wykaz jednostek grafikowych dysponowanych przez operatora handlowego, 

d) inne dane określone w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. 

-20-


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., w Załączniku nr 4 

oraz w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej. 

IV.22. Operator systemu dystrybucyjnego prowadzi i na bieżąco aktualizuje rejestr 

podmiotów działających w imieniu i na rzecz wytwórców i odbiorców 

przyłączonych do sieci rozdzielczej, przedsiębiorstw obrotu (w tym operatorów 

handlowo-technicznych i handlowych). 

IV.23. Procedura rozpoczęcia świadczenia usług przesyłania przez operatora systemu 

dystrybucyjnego obejmuje: 

a) wystąpienie podmiotu do operatora systemu dystrybucyjnego z wnioskiem 

o zawarcie umowy przesyłowej, 

b) określenie przez operatora systemu dystrybucyjnego możliwości i warunków 

świadczenia usług przesyłowych i ich spełnienie przez podmiot, 

c) uzgadnianie i podpisanie umowy przesyłowej, 

d) rozpoczęcie świadczenia usług. 

IV.24. Wniosek o zawarcie umowy przesyłowej powinien zawierać w szczególności: 

a) dane identyfikacyjne podmiotu, 

b) planowane moce umowne, 

c) planowane ilości przesyłanej energii elektrycznej, 

d) termin rozpoczęcia i zakończenia świadczenia usług przesyłowych, 

e) wymagane parametry jakości energii i niezawodności dostaw, 

f) miejsca dostawy lub odbioru energii elektrycznej, 

g) warunki rezerwowej sprzedaży lub dostarczania energii elektrycznej, 

h) określenie podmiotu pełniącego funkcję operatora rynku, 

i) warunki eksploatacyjno-ruchowe, odmienne niż określono w IRiESR, 

j) zobowiązanie do przestrzegania IRiESR, w tym zobowiązanie do 

dostosowania swoich systemów teleinformatycznych do wymagań 

określonych przez operatora systemu dystrybucyjnego. 

IV.25. Operator systemu dystrybucyjnego określa możliwości i warunki świadczenia 

usług przesyłania w terminie zależnym od zakresu niezbędnych do wykonania 

analiz, lecz nie dłuższym niż 1 miesiąc od daty złożenia przez podmiot wniosku. 

W przypadku braku możliwości świadczenia usług przesyłania na warunkach 

określonych przez podmiot we wniosku, operator systemu dystrybucyjnego 

określa techniczne i ekonomiczne warunki umożliwiające spełnienie wymagań 

podmiotu składającego wniosek, o ile takie są możliwe. 

IV.26. Operatorzy systemów dystrybucyjnego i przesyłowego planują rozwój sieci 

zamkniętej zgodnie z rozporządzeniem o którym mowa w p. II.3.f), w sposób 

zapewniający ciągłość i niezawodność dostarczania energii elektrycznej. 

-21-


IV.27. Operator systemu dystrybucyjnego przekazuje operatorowi systemu przesyłowego 

dane (o których mowa w p. V.7.4.3) do opracowania prognoz zapotrzebowania 

krajowego na energię elektryczną. 

Prognozy te operator systemu przesyłowego wykorzystuje do: 

a) kreowania scenariuszy polityki energetycznej państwa w zakresie 

elektroenergetyki, 

b) opracowania planów rozwoju w zakresie zaspokajania przyszłego 

zapotrzebowania krajowego na energię elektryczną z uwzględnieniem założeń 

polityki energetycznej państwa. 

IV.28. Operator systemu dystrybucyjnego opracowuje Program rozwoju sieci 110 kV. 

IV.29. Operator systemu dystrybucyjnego przekazuje do operatora systemu 

przesyłowego dane standardowe opisujące sieci rozdzielcze i przyłączone do nich 

podmioty w stanie normalnym, w minionym szczycie jesienno-zimowym i w 

stanie normalnym, w minionej dolinie letniej obejmujące: 

a) schematy, plany i konfigurację sieci o napięciu 110 kV, 

b) dane o stacjach o napięciu 110 kV (zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji 

Sieci Przesyłowej), 

c) dane o liniach o napięciu 110 kV(zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji 

Sieci Przesyłowej), 

d) rodzaje źródeł wytwórczych przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV, 

schematy ich układów elektrycznych wraz z danymi jednostek wytwórczych 

(zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej), 

e) planowane przedsięwzięcia inwestycyjne na elementach sieci koordynowanej 

mające wpływ na pracę sieci zamkniętej, w tym na zmianę jej parametrów 

oraz wykaz jej wyposażenia, szczególnie w układy EAZ wraz z towarzyszącą 

infrastrukturą telekomunikacyjną. 

-22-


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: 

a) złożenie przez podmiot w przedsiębiorstwie sieciowym wniosku 

o określenie warunków przyłączenia, 

b) wydanie przez przedsiębiorstwo sieciowe warunków przyłączenia, 

c) zawarcie umowy o przyłączenie, 

d) realizację umowy o przyłączenie, 

e) przyłączenie do sieci rozdzielczej zgodnie z obowiązującymi zasadami. 

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. Do wniosku, o którym mowa w p. V.1.3. należy załączyć: 

a) dokument potwierdzający tytuł prawny wnioskodawcy do korzystania z 

obiektu, w którym używane będą przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci, 

a w przypadku nieposiadania tego dokumentu w dniu składania wniosku 

oświadczenie o jego złożeniu przed podpisaniem umowy o przyłączenie; 

b) plan zabudowy lub szkic sytuacyjny określający usytuowanie obiektu, w 

którym będą używane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci, względem 

istniejącej sieci oraz sąsiednich obiektów; 

c) ekspertyzę wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci na system 

elektroenergetyczny, z wyłączeniem jednostek wytwórczych o mocy nie 

większej niż 5 MW, wykonaną w zakresie i na warunkach uzgodnionych z 

operatorem, na którego obszarze działania nastąpi przyłączenie, jeżeli wniosek 

składają podmioty zaliczane do I grupy przyłączeniowej albo podmioty 

zaliczane do II grupy przyłączeniowej. 

V.1.6. Warunki przyłączenia w zależności od danych zawartych we wniosku, o którym 

mowa w p. V.1.2.a), zawierają w szczególności: 

a) miejsce przyłączenia, rozumiane jako punkt w sieci, w którym przyłącze łączy 

się z siecią, 

b) miejsce dostarczania energii elektrycznej, 

c) moc przyłączeniową, 

-23-


d) rodzaj połączenia z siecią instalacji lub innych sieci określonych we wniosku, 

e) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem, 

f) obowiązujący zakres wymagań wynikających z IRiESR, 

g) graniczne parametry techniczne przyłączanych urządzeń, instalacji i sieci oraz 

dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych energii 

elektrycznej w rozumieniu przepisów prawa telekomunikacyjnego 

dotyczących kompatybilności elektromagnetycznej, 

h) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego, 

i) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego 

j) rodzaj i usytuowanie zabezpieczenia głównego, dane znamionowe oraz inne 

niezbędne wymagania w zakresie automatyki zabezpieczeniowej 

i systemowej, 

k) wartości w miejscu dostarczania energii elektrycznej: 

• prądów zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączania, 

• prądu zwarcia doziemnego, 

l) wymagany stopień skompensowania mocy biernej, 

m) wymagania w zakresie dostosowania przyłączonych urządzeń, instalacji lub 

sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego, 

n) wymagania w zakresie zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami 

elektrycznymi, powodowanymi przez instalacje lub sieci wnioskodawcy, 

o) wymagania w zakresie wyposażenia urządzeń, instalacji lub sieci, 

niezbędnego do współpracy z siecią, do której urządzenia, instalacje lub sieci 

są przyłączane, 

p) możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od 

standardowych, 

q) dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu ochrony 

od porażeń i ochrony przeciwprzepięciowej, w instalacji lub sieci 

przyłączanego podmiotu. 

V.1.7. Przedsiębiorstwo sieciowe określa warunki przyłączenia w następujących 

terminach: 

a) 14 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę 

zaliczonego do IV, V lub VI grupy przyłączeniowej, 

b) 30 dni od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę 

zaliczonego do III grupy przyłączeniowej, 

c) 3 miesięcy od dnia złożenia kompletnego wniosku przez wnioskodawcę 

zaliczonego do I lub II grupy przyłączeniowej. 

V.1.8. Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich określenia. 

V.1.9. Wraz z określonymi przez przedsiębiorstwo sieciowe warunkami przyłączenia 

wnioskodawca otrzymuje projekt umowy o przyłączenie. 

-24-


V.1.10. 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.1.11. Przedsiębiorstwo sieciowe wydające warunki przyłączenia jest odpowiedzialne za 

dokonanie uzgodnień pomiędzy przedsiębiorstwami sieciowymi, o których mowa 

w p. V.1.10. 

V.1.12. 

V.1.13. 

V.1.14. 

Operator systemu dystrybucyjnego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego 

warunki przyłączenia wydawane podmiotom ubiegającym się o przyłączenie do 

sieci rozdzielczej koordynowanej w przypadku: 

a) połączeń międzysystemowych, 

b) połączeń sieciowych pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych, 

c) wytwórców, 

d) odbiorców o mocy przyłączeniowej nie mniejszej niż 10 MW. 

Uzgodnienie, o którym mowa w p. V.1.12. obejmuje: 

a) uzgodnienie zakresu ekspertyzy niezbędnej do określenia przez operatora 

systemu dystrybucyjnego warunków przyłączenia, 

b) uzgodnienie technicznych ustaleń zawartych w warunkach przyłączenia. 

Uzgodnienie, o którym mowa w p. V.1.12. jest realizowane po przekazaniu przez 

operatora systemu dystrybucyjnego do operatora systemu przesyłowego, 

warunków przyłączenia wraz z dokumentami: 

a) kopią wniosku podmiotu do operatora systemu dystrybucyjnego o określenie 

warunków przyłączenia, 

b) ekspertyzą wpływu przyłączanych instalacji lub sieci na KSE. 

V.1.15. Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia realizacji prac 

projektowych i budowlano-montażowych na zasadach określonych w tej umowie. 

V.1.16. Umowa o przyłączenie podmiotów do sieci rozdzielczej określa w szczególności: 

a) strony zawierające umowę, 

b) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia, 

c) termin realizacji przyłączenia, 

d) wysokość opłaty za przyłączenie, obliczoną zgodnie z taryfą obowiązującą 

w dniu podpisania umowy oraz sposób jej regulowania, 

e) zakres oraz sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji 

warunków przyłączenia oraz tryb przyłączania do sieci, 

f) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony oraz kontroli 

dotrzymywania wymagań określonych w warunkach przyłączenia, 

g) terminy przeprowadzania prób i odbiorów częściowych oraz prób końcowych 

i ostatecznego odbioru przyłącza i przyłączanych instalacji, 

-25-


h) miejsce rozgraniczenia własności sieci i instalacji między przedsiębiorstwem 

zajmującym się przesyłaniem i dystrybucją energii elektrycznej 

a przyłączanym podmiotem, 

i) planowane ilości energii elektrycznej pobieranej , albo dostarczanej oraz 

przewidywany termin zawarcia umowy sprzedaży energii elektrycznej lub 

umowy przesyłowej, 

j) warunki udostępniania, przez przyłączany podmiot, nieruchomości w celu 

budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej dla realizacji przyłączenia, 

k) termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków 

umowy i jej wypowiedzenia, 

l) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym za 

opóźnienie terminu realizacji przyłączenia. 

V.1.17. Operator systemu dystrybucyjnego ma prawo do kontroli, czy przyłączone do 

sieci rozdzielczej urządzenia, instalacje i sieci spełniają wymagania zawarte 

w warunkach przyłączenia. 

V.1.18. Szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, o których mowa w p. V.1.17. 

reguluje Rozporządzenie Ministra Gospodarki podane w p. II.3.g). 

V.1.19. 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 


V.1.20. Warunek, o którym mowa w p. V.1.19. nie dotyczy sieci rozdzielczej tworzącej 

oddzielny obszar regulacyjny. 

V.1.21. Szczegółowe warunki techniczne jakie powinny spełniać przyłączane do sieci 

rozdzielczej urządzenia, instalacje i inne sieci określają rozdz. V.4., V.5. i V.6. 

V.1.22. 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.1.23. 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 rozdz. V.7. Dane od podmiotów 

przyłączonych do sieci rozdzielczej są uaktualniane na wniosek przedsiębiorstwa 

sieciowego. 

V.1.24. 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. 

-26-


V.1.25. 

V.1.26. 

V.1.27. 

Rejestracja mocy zainstalowanej i osiągalnej jednostki wytwórczej w centralnym 

rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się zgodnie z następującą procedurą: 

a) wytwórca przeprowadza ruch próbny, na warunkach uzgodnionych 

z operatorem systemu dystrybucyjnego, przez czas nie krótszy niż 72 godziny, 

polegający na nieprzerwanej pracy z pełną mocą, określoną przez producenta 

jako moc osiągalna, 

b) 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 dystrybucyjnego, co najmniej na 7 dni przed datą przekazania 

urządzenia do eksploatacji, 

c) operator systemu przesyłowego w terminie 7 dni, pisemnie potwierdza datę 

dokonania wpisu mocy zainstalowanej i osiągalnej nowej jednostki 

wytwórczej w centralnym rejestrze, 

d) wytwórca przekazuje do operatora systemu dystrybucyjnego w terminie 7 dni 

kopię potwierdzenia wpisu do rejestru otrzymanego od operatora systemu 

przesyłowego, o którym mowa w p. c). 

Zmiana mocy zainstalowanej jednostki wytwórczej będącej w centralnym 

rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się na pisemny wniosek wytwórcy. 

Zmiana mocy osiągalnej jednostki wytwórczej przyłączonej do sieci rozdzielczej 

będącej w centralnym rejestrze jednostek wytwórczych odbywa się zgodnie 

z następującą procedurą: 

a) wytwórca przeprowadza ruch próbny, na warunkach uzgodnionych 

z operatorem systemu dystrybucyjnego, przez czas nie krótszy niż 72 godziny, 

polegający na nieprzerwanej pracy z pełną mocą, określoną przez producenta 

jako moc osiągalna, 

b) 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 

dystrybucyjnego, 

c) operator systemu przesyłowego w terminie 7 dni, pisemnie potwierdza datę 

dokonania wpisu mocy zainstalowanej i osiągalnej nowej jednostki 

wytwórczej w centralnym rejestrze, 

d) wytwórca przekazuje do operatora systemu dystrybucyjnego w terminie 7 dni 

kopię potwierdzenia zmiany w rejestrze otrzymanego od operatora systemu 

przesyłowego, o którym mowa w p. c). 

-27-


V.2. ZASADY WZAJEMNEGO POŁĄCZENIA SIECI ROZDZIELCZEJ 

RÓŻNYCH PRZEDSIĘBIORSTW SIECIOWYCH 

V.2.1. Zasady wzajemnego połączenia 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 połączenia sieci różnych 

przedsiębiorstw sieciowych powinna określać w szczególności: 

a) strony zawierające umowę, 

b) przedmiot umowy, w tym warunki połączenia, 

c) termin realizacji połączenia, 

d) wysokość kosztów połączenia i zasady rozliczeń, 

e) zakres i sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji warunków 

połączenia, 

f) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony, 

g) terminy przeprowadzania prób, odbiorów częściowych, prób końcowych 

i ostatecznego odbioru połączenia, 

h) miejsce rozgraniczenia praw własności łączonych sieci, 

i) wykaz osób lub komórek organizacyjnych upoważnionych przez strony do 

koordynacji prac wynikających z umowy, 

j) zasady i tryb przeprowadzania kontroli dotrzymania warunków umowy, 

k) termin ważności umowy oraz postanowienia dotyczące zmiany warunków 

umowy i jej wypowiedzenia, 

l) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, w tym za 

opóźnienie terminu realizacji prac. 

V.2.3. Warunki połączenia określają w szczególności: 

a) moc przyłączeniową, 

b) miejsca połączenia sieci różnych przedsiębiorstw sieciowych, 

c) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z połączeniem, 

d) miejsce zainstalowania i rodzaj układów pomiarowo-rozliczeniowych, 

e) warunki techniczne pracy sieci, nie spełniające wymagań określonych 

w rozdz. V.4. oraz standardów podanych w rozdz. III., 

f) wartości prądów zwarć wielofazowych i jednofazowych doziemnych oraz 

czasów ich wyłączania w punktach połączenia sieci u obydwu przedsiębiorstw 

sieciowych, 

g) miejsce zainstalowania i warunki współpracy automatyki zabezpieczeniowej 

i sieciowej, 

h) miejsce zainstalowania, parametry aparatury oraz warunki współpracy 

systemów sterowania dyspozytorskiego, 

-28-


i) 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: 

a) przepływów energii elektrycznej na transformatorach i liniach wymiany 

pomiędzy sieciami różnych przedsiębiorstw sieciowych, 

b) poziomu mocy i prądów zwarciowych, 

c) pewności dostaw energii elektrycznej, 

d) 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 połączenia 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. 

-29-


V.3. ZASADY ODŁĄCZANIA 

V.3.1. Zasady odłączania podmiotów od sieci rozdzielczej, określone w p. od V.3.2. do 

V.3.11. obowiązują operatora systemu dystrybucyjnego oraz podmioty odłączane, 

jeżeli umowa o przyłączenie, umowa przesyłowa lub umowa sprzedaży energii 

elektrycznej nie stanowi inaczej. 

V.3.2. Operator systemu dystrybucyjnego odłącza podmioty od sieci: 

a) w przypadku złożenia przez podmiot wniosku o odłączenie od sieci 


b) bez wniosku podmiotu, o ile w wyniku przeprowadzenia kontroli, o której 

mowa w p. V.1.17. operator systemu dystrybucyjnego stwierdzi nie spełnianie 

przez przyłączony podmiot warunków umów, a także ich brak lub 

wygaśnięcie umowy oraz w przypadku odmowy odbiorcy na zainstalowanie 

przedpłatowego układu pomiarowo-rozliczeniowego, zgodnie z Art. 6a. ust 1, 

2 i 3 Ustawy Prawo energetyczne. 

V.3.3. Wniosek o odłączenie od sieci rozdzielczej składany przez podmiot zawiera 

w szczególności: 

a) miejsca przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których dotyczy 

odłączenie, 

b) przyczynę odłączenia, 

c) proponowany termin odłączenia. 

V.3.4. Operator systemu dystrybucyjnego ustala termin odłączenia podmiotu od sieci 

rozdzielczej uwzględniający techniczne możliwości realizacji procesu odłączenia 

podmiotu. Odłączany podmiot jest zawiadamiany przez operatora systemu 

dystrybucyjnego o dacie odłączenia. 

V.3.5. Operator systemu dystrybucyjnego odłącza podmioty zgodnie z V.3.2.b), o ile 

w wyniku przeprowadzenia kontroli stwierdzi: 

a) stwarzanie przez instalację znajdującą się u odbiorcy bezpośredniego 

zagrożenia dla życia, zdrowia albo środowiska, 

b) nielegalne pobieranie energii elektrycznej. 

V.3.6. Operator systemu dystrybucyjnego może wstrzymać dostarczanie energii 

elektrycznej w przypadku, gdy odbiorca zwleka z zapłatą za pobraną energię 

elektryczną albo świadczone usługi co najmniej miesiąc po upływie terminu 

płatności, pomimo uprzedniego powiadomienia na piśmie o zamiarze 

wypowiedzenia umowy i wyznaczenia dodatkowego, dwutygodniowego terminu 

do zapłaty zaległych i bieżących należności. 

V.3.7. Operator systemu dystrybucyjnego dokonuje zmian w układzie sieci rozdzielczej 

umożliwiających odłączenie podmiotu od sieci. Podmiot odłączany od sieci 

rozdzielczej, uzgadnia z operatorem systemu dystrybucyjnego tryb, terminy oraz 

warunki niezbędnej przebudowy lub likwidacji majątku sieciowego będącego 

własnością podmiotu, wynikające z odłączenia od sieci rozdzielczej. 

-30-


V.3.8. Operator systemu dystrybucyjnego uzgadnia z operatorem systemu przesyłowego 

i sąsiednimi operatorami systemów dystrybucyjnych tryb odłączenia podmiotu, 

w zakresie w jakim odłączenie podmiotu od sieci rozdzielczej ma wpływ na 

warunki pracy sieci innych przedsiębiorstw sieciowych. 

V.3.9. Operator systemu dystrybucyjnego 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.3.10. W niezbędnych przypadkach operator systemu dystrybucyjnego zatwierdza 

zgłoszenie obiektu elektroenergetycznego do odłączenia od sieci rozdzielczej, 

określające w szczególności: 

a) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, których dotyczy 

odłączenie, 

b) termin odłączenia, 

c) dane osoby odpowiedzialnej ze strony operatora systemu dystrybucyjnego za 

prawidłowe odłączenie podmiotu, 

d) 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, 

e) aktualny schemat sieci rozdzielczej obejmujący stacje elektroenergetyczne 

oraz linie, w otoczeniu urządzeń, instalacji i sieci odłączanego podmiotu, 

f) koszt odłączenia. 

V.3.11. Ponowne przyłączenie podmiotu do sieci rozdzielczej odbywa się na zasadach 

określonych w rozdz. V.1. oraz w przepisach prawnych, o których mowa 

w rozdz. II. 

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 dystrybucyjnego, 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 dystrybucyjnego. 

-31-


V.4.4. Operator systemu dystrybucyjnego 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.4.5. 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.4.6. Urządzenia podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej nie mogą powodować 

pogorszenia standardów jakościowych oraz parametrów technicznych energii 

elektrycznej dostarczanej innym podmiotom, powyżej dopuszczalnych granic, 

określonych w umowie sprzedaży energii elektrycznej lub 

w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.h). 

V.4.7. Operator systemu dystrybucyjnego kontroluje poziom zakłóceń wprowadzanych 

przez podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej i ich wpływ na parametry 

jakościowe energii dostarczanej innym podmiotom. W przypadku, gdy poziom 

zakłóceń wprowadzanych do sieci operatora przez podmiot przekracza 

dopuszczalne wartości to wówczas operator systemu dystrybucyjnego podejmuje 

działania zmierzające do ograniczenia zakłóceń na zasadach określonych w 

przepisach i umowach. 

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 dystrybucyjnego, 

z uwzględnieniem szczegółowych wymagań technicznych dla jednostek 

wytwórczych przyłączanych do sieci rozdzielczej określonych w Załączniku nr 3. 

W przypadku jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu 

przesyłowego, operator systemu dystrybucyjnego 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: 

a) układów wzbudzenia, 

b) układów regulacji napięcia, 

c) sposobów wykorzystania układów grupowej regulacji napięć jednostek 

wytwórczych (ARNE), 

d) systemów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, 

e) urządzeń regulacji pierwotnej, 

-32-


f) czasów rozruchu i minimalnej liczby rozruchów w ciągu roku, 

g) ograniczników maksymalnych prądów stojana i wirnika, 

h) możliwości synchronizacji jednostki wytwórczej z siecią, 

i) wytwarzanych mocy czynnych i biernych, 

j) 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 

dystrybucyjnego 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. W przypadku urządzeń, dla których nie jest 

wymagana legalizacja lub homologacja, urządzenie musi posiadać odpowiednie 

świadectwo potwierdzające poprawność pomiaru (świadectwo wzorcowania). 

Okres pomiędzy kolejnymi wzorcowaniami tych urządzeń nie powinien 

przekraczać okresu legalizacji licznika energii czynnej zainstalowanego w tym 

samym układzie pomiarowo-rozliczeniowym. Protokoły transmisji danych 

pomiarowych z liczników elektronicznych i rejestratorów energii elektrycznej 

powinny być ogólnie dostępne, a format danych udostępnianych na wyjściach 

układów pomiarowo-rozliczeniowych zgodny z wymaganiami określonymi przez 

operatora systemu dystrybucyjnego. 

V.6.1.2. Układy pomiarowo-rozliczeniowe instalowane u podmiotów przyłączonych do 

sieci 220 kV i 110 kV oraz podmiotów przyłączonych do sieci SN uprawnionych 

do korzystania z usług przesyłowych i korzystających z tych usług muszą 

posiadać: 

a) układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę, 

b) układy realizujące zdalną transmisję danych do systemu pomiarowego 

-33-


operatora systemu dystrybucyjnego co najmniej raz na dobę. 

V.6.1.3. Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych instalowanych 

u podmiotów przyłączonych do sieci nN uprawnionych do korzystania z usług 

przesyłowych określa indywidualnie operator systemu dystrybucyjnego. 

V.6.1.4. Układy pomiarowo-rozliczeniowe muszą być zainstalowane: 

a) w przypadku wytwórców – po stronie górnego napięcia transformatorów 

blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych, 

b) w przypadku odbiorców – na napięciu sieci, do której dany odbiorca jest 

przyłączony, 

c) w innych lokalizacjach, niż podane w p. a) i b), w miejscach określonych 

przez operatora systemu dystrybucyjnego. 

V.6.1.5. Podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej uczestniczące bezpośrednio 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 dystrybucyjnych 

instalują dodatkowo układy pomiarowe energii elektrycznej na liniach wymiany 

z obszarami sieci rozdzielczej, na których za ruch sieci rozdzielczej odpowiadają 

inni operatorzy systemów dystrybucyjnych. 

V.6.1.6. Operatorzy systemów dystrybucyjnych wraz z operatorem systemu przesyłowego 

uzgadniają wspólne protokoły pobierania oraz przetwarzania danych 

pomiarowych z systemów komputerowych zbierania danych pomiarowych, dla 

potrzeb transmisji danych i ich zabezpieczenia przed utratą. 

V.6.1.7. Operatorzy systemów dystrybucyjnych 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.6.1.8. Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowo-rozliczeniowych 

uzależnia się od napięcia sieci, do której jest przyłączony podmiot i dzieli się na 

4 kategorie: 

a) kat. A1 - układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu przyłączenia podmiotu 

220 kV i 110 kV, dla pomiarów energii przy mocy przyłączeniowej większej 

lub równej 30 MW, 

b) kat. A2 - układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu przyłączenia podmiotu 

220 kV i 110 kV dla pomiarów energii przy mocy przyłączeniowej mniejszej 

niż 30 MW, 

c) kat. B - układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu przyłączenia podmiotu 

niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, 

d) kat. C - układy pomiarowo-rozliczeniowe na napięciu przyłączeniu podmiotu 

niższym niż 1 kV. 

-34-


V.6.1.9. Dla podmiotów przyłączonych do sieci 220 kV i 110 kV oraz na liniach 110 kV 

wymiany pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych wymaga się 

stosowania dwóch równoważnych układów pomiarowo-rozliczeniowych: 

a) układu podstawowego, 

b) układu rezerwowego. 

V.6.1.10. Miejsce zainstalowania podstawowego i rezerwowego układu pomiaroworozliczeniowego 

określa operator systemu dystrybucyjnego. 

V.6.1.11. Obciążenie strony pierwotnej przekładników prądowych w układach pomiaroworozliczeniowych 

powinno zawierać się w przedziale 20÷120% znamionowego 

prądu pierwotnego przekładników. Moc znamionowa rdzeni i uzwojeń 

przekładników powinna zostać tak dobrana do przewidywanego obciążenia strony 

wtórnej, aby obciążenie to zawierało się w przedziale 25÷100% mocy 

znamionowej przekładników. 

V.6.1.12. Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiaroworozliczeniowych 

nie należy przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii 

elektrycznej. 

V.6.1.13. Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych 

w układach pomiarowo-rozliczeniowych podstawowych i rezerwowych powinien 

wynosić 5. 

V.6.1.14. W układach pomiarowo-rozliczeniowych potrzeb własnych wytwórców należy 

stosować przekładniki klasy nie gorszej niż 0,5 oraz liczniki energii czynnej 

i biernej odpowiednio klasy nie gorszej niż 0,5 i 3, za wyjątkiem przypadków 

o których mowa w p. V.6.1.5. 

V.6.1.15. Do pomiarów energii elektrycznej w sieci trójfazowej należy stosować układy 

pomiarowo-rozliczeniowe trójsystemowe. 

V.6.1.16. W przypadku zmiany charakteru odbioru operator systemu dystrybucyjnego może 

nakazać wprowadzenie zmian w istniejącym układzie pomiarowo-rozliczeniowym 

(np. pomiar energii biernej lub strat). 

V.6.2. Układy pomiarowo-rozliczeniowe i kontrolne - kategoria A1 

Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz pomiarowokontrolnych 

kategorii A1, o której mowa w p. V.6.1.8. są następujące: 

a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych 

powinny mieć dwa rdzenie i dwa uzwojenia pomiarowe o klasie dokładności 

nie gorszej niż 0,2 służące do pomiaru energii elektrycznej, 

b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny 

mieć klasę dokładności nie gorszą niż 0,2 dla energii czynnej i nie gorszą niż 

1 dla energii biernej, 

c) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-kontrolnych 

powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 0,5, 

d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny 

mieć klasę dokładności nie gorszą niż 2 dla energii czynnej i nie gorszą niż 

-35-



e) układy pomiarowe powinny umożliwiać: zdalną transmisję pomiarów, 

automatyczne zamykanie okresu rozliczeniowego oraz rejestrację 

i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej 15 minutowej przez 

czas określony przez operatora systemu dystrybucyjnego (zaleca się 

przechowywanie danych przez co najmniej dwa okresy rozliczeniowe). 

V.6.3. Układy pomiarowo-rozliczeniowe i kontrolne - kategoria A2 


kategorii A2, o której mowa w p. V.6.1.8. są następujące: 


powinny mieć dwa rdzenie i dwa uzwojenia pomiarowe o klasie dokładności 

nie gorszej niż 0,5 (zalecane 0,2) służące do pomiaru energii elektrycznej, 


mieć klasę dokładności nie gorszą niż 0,5 (zalecane 0,2) dla energii czynnej 

i nie gorszą niż 2 dla energii biernej, 






e) układy pomiarowe powinny umożliwiać: zdalną transmisję pomiarów, 





V.6.4. Układy pomiarowo-rozliczeniowe i kontrolne - kategoria B 


kategorii B, o której mowa w p. V.6.1.8. są następujące: 


powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie 

gorszej niż 0,5 służące do pomiaru energii elektrycznej, 

b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych: 

- dla pomiarów energii przy mocy przyłączeniowej większej lub równej 

1 MW powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 0,5 dla energii 

czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii biernej, 

- dla pomiarów energii przy mocy przyłączeniowej mniejszej niż 1 MW 

powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i nie 

gorszą niż 3 dla energii biernej, 

-36-





mieć klasę dokładności nie gorszą niż 2 dla energii czynnej i nie gorszą niż 3 

dla energii biernej, 

e) układy pomiarowe powinny umożliwiać: zdalną transmisję pomiarów 

w przypadkach określonych przez operatora systemu dystrybucyjnego, 





V.6.5 Układy pomiarowo-rozliczeniowe i kontrolne - kategoria C 


kategorii C, o której mowa w p. V.6.1.8. są następujące: 

a) przekładniki prądowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć 

rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 

służące do pomiaru energii elektrycznej, 




c) w przypadkach określonych przez operatora systemu dystrybucyjnego układy 

pomiarowe powinny umożliwiać: zdalną transmisję pomiarów, automatyczne 

zamykanie okresu rozliczeniowego oraz rejestrację i przechowywanie 

w pamięci pomiarów mocy czynnej 15 minutowej przez czas określony przez 

operatora systemu dystrybucyjnego (zaleca się przechowywanie danych przez 

co najmniej dwa okresy rozliczeniowe). 

V.7. DANE PRZEKAZYWANE DO OPERATORA SYSTEMU 

DYSTRYBUCYJNEGO PRZEZ PODMIOTY PRZYŁĄCZONE 

I PRZYŁĄCZANE DO SIECI ROZDZIELCZEJ 

V.7.1. Zakres danych 

Dane przekazywane do operatora systemu dystrybucyjnego przez podmioty 

przyłączone i przyłączane do sieci rozdzielczej obejmują: 

a) dane opisujące stan istniejący, 

b) dane prognozowane dla perspektywy określonej przez operatora systemu 

dystrybucyjnego. 

-37-


V.7.2. Dane opisujące stan istniejący 

V.7.2.1. Wytwórcy przekazują do operatora systemu dystrybucyjnego następujące dane 

opisujące stany istniejące swoich instalacji i urządzeń: 

a) schematy główne układów elektrycznych, 

b) dane jednostek wytwórczych, 

c) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej 

automatyki zabezpieczeniowej, 

d) możliwość przejścia do pracy tylko na potrzeby własne. 

V.7.2.2. Odbiorcy przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez operatora systemu 

dystrybucyjnego odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych 

i korzystający z tego prawa, przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do operatora 

systemu dystrybucyjnego następujące dane opisujące stan istniejący swoich 

instalacji i urządzeń: 

a) dane o węzłach i ich wyposażeniu, liniach wraz ze schematami i planami, 

transformatorach, 

b) dane o ewentualnych jednostkach wytwórczych, 

c) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej 

automatyki zabezpieczeniowej. 

V.7.2.3. Dane o węzłach obejmują w zależności od potrzeb: 

a) nazwę węzła, 

b) rodzaj i schemat stacji, 

c) rodzaj pól i ich wyposażenie, 

d) zapotrzebowanie na moc czynną i bierną w charakterystycznych godzinach 

pomiarowych z uwzględnieniem i bez uwzględnienia mocy osiągalnych 

jednostek wytwórczych, 

e) roczne zapotrzebowanie na energię elektryczną z uwzględnieniem i bez 

uwzględnienia produkcji energii elektrycznej jednostek wytwórczych, 

f) ilość energii elektrycznej kupowanej w ramach bezpośrednich umów 

z wytwórcami, 

g) udział odbiorców przemysłowych w szczytowym obciążeniu stacji, 

h) moc bierną kompensującą, kondensatory ze znakiem „+”, dławiki ze 

znakiem „-”, 

i) układ normalny pracy. 

V.7.2.4. Dane o liniach obejmują w zależności od potrzeb: 

a) nazwę węzła początkowego, 

b) nazwę węzła końcowego, 

c) rezystancję linii, 

d) reaktancję dla składowej zgodnej, 

-38-


e) 1/2 susceptancji poprzecznej pojemnościowej, 

f) stosunek reaktancji dla składowej zerowej do reaktancji dla składowej 

zgodnej, 

g) 1/2 konduktancji poprzecznej, 

h) długość linii, typ i przekrój przewodów, 

i) obciążalność termiczną linii w sezonie zimowym, 

j) obciążalność termiczną linii w sezonie letnim. 

V.7.2.5. Dane o transformatorach obejmują w zależności od potrzeb: 

a) nazwy węzłów, do których jest przyłączony transformator, 

b) dane znamionowe, 

c) model zwarciowy. 

V.7.2.6. Dane o jednostkach wytwórczych obejmują w zależności od potrzeb: 

a) nazwę węzła, do którego jednostka wytwórcza jest przyłączona, 

b) rezystancję i reaktancję gałęzi generator-transformator blokowy, 

c) reaktancję zastępczą bloku z uwzględnieniem X’d generatora, 

d) maksymalną wartość siły elektromotorycznej E’max podaną na poziomie 

napięcia węzła, do którego przyłączona jest jednostka wytwórcza, 

e) stosunek reaktancji dla składowej symetrycznej zerowej do reaktancji dla 

składowej symetrycznej zgodnej dla gałęzi jednostka wytwórczatransformator 

blokowy, 

f) znamionową moc pozorną jednostki wytwórczej, 

g) napięcie znamionowe jednostki wytwórczej, 

h) znamionowy współczynnik mocy jednostki wytwórczej, 

i) reaktancję transformatora blokowego odniesioną do napięcia węzła, do 

którego jest przyłączony transformator, 

j) moduł przekładni transformatora blokowego w jednostkach względnych, 

k) moc czynną potrzeb własnych, 

l) współczynnik mocy potrzeb własnych, 

m) maksymalną generowaną moc czynną, 

n) minimalną generowaną moc czynną, 

o) dla jednostek wytwórczych u wytwórców energii elektrycznej minimalną 

i maksymalną generowaną moc czynną w sezonie letnim i zimowym, 

p) statyzm turbiny, 

q) reaktancję podprzejściową generatora w osi „d” w jednostkach względnych, 

r) reaktancję zastępczą gałęzi jednostka wytwórcza-transformator blokowy 

odniesioną do napięcia węzła, do którego jest przyłączona jednostka 

wytwórcza. 

-39-


V.7.2.7. Formę przekazywanych danych, termin oraz sposób przekazania podmioty 

uzgadniają z operatorem systemu dystrybucyjnego. 

V.7.3. Dane prognozowane dla perspektywy określonej przez operatora systemu 

dystrybucyjnego 

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: 

a) informacje o jednostkach wytwórczych, 

b) informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną, 

c) informacje o zawarciu kontraktów na zakup energii elektrycznej, 

d) informacje o wymianie międzysystemowej, 

e) informacje o projektach zarządzania popytem, 

f) inne dane w zakresie uzgodnionym przez operatora systemu dystrybucyjnego 

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: 

a) rodzaje jednostek wytwórczych, lokalizację i charakter ich pracy, 

b) moce i przewidywane ograniczenia w produkcji energii elektrycznej, 

c) przewidywaną elastyczność pracy, 

d) techniczny i księgowy czas eksploatacji, 

e) sprawności wytwarzania energii elektrycznej, 

f) przewidywane nakłady inwestycyjne na modernizację lub budowę nowych 

jednostek wytwórczych, 

g) rodzaj paliwa, jego charakterystykę i możliwości pozyskania, 

h) skuteczności instalacji oczyszczania spalin, 

i) dane o ograniczeniach zawartych w posiadanych pozwoleniach związanych 

z ochroną środowiska oraz czas ich obowiązywania, 

j) dla jednostek wytwórczych pompowych sprawności pompowania 

i wytwarzania oraz pojemność zbiornika górnego. 

V.7.3.3. Odbiorcy przyłączeni do sieci 110 kV oraz wskazani przez operatora systemu 

dystrybucyjnego odbiorcy uprawnieni do korzystania z usług przesyłowych 

i korzystający z tego prawa, przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do operatora 

systemu dystrybucyjnego następujące informacje o zapotrzebowaniu na moc 

i energię elektryczną, o których mowa w p. V.7.3.1.: 

a) zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną, 

b) krzywe obciążeń w wybranych dobach reprezentatywnych, 

c) miesięczne bilanse mocy i energii. 

-40-


V.7.3.4. Informacje o wymianie międzysystemowej, o których mowa w p. V.7.3.1. 

obejmują: 

a) zakontraktowaną moc i energię elektryczną, 

b) czas obowiązywania kontraktu. 

V.7.3.5. Informacje o projektach zarządzania popytem, o których mowa w p. V.7.3.1. 

obejmują: 

a) opis i harmonogram projektu, 

b) 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 


-41-


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 i linii 220 kV relacji 

Klikowa-Synteza i Klikowa-PCV obejmują zagadnienia związane z: 

a) przyjmowaniem urządzeń i instalacji do eksploatacji, 

b) wprowadzaniem urządzeń do ruchu, 

c) prowadzeniem zabiegów eksploatacyjnych, 

d) przekazaniem urządzeń do remontu lub wycofywaniem z eksploatacji, 

e) dokonywaniem uzgodnień z operatorem systemu przesyłowego i operatorami 

systemów dystrybucyjnych przy wykonywaniu prac eksploatacyjnych, 

f) 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 dystrybucyjnego, innych niż 

określone w IRiESR standardów eksploatacji urządzeń, instalacji lub sieci. 

VI.1.1.5. Operator systemu dystrybucyjnego prowadzi eksploatację urządzeń 

elektroenergetycznych zgodnie z zasadami określonymi w niniejszej instrukcji 

oraz w oparciu o szczegółowe instrukcje eksploatacji sieci, instalacji, grup 

urządzeń lub poszczególnych urządzeń, w tym układów automatyki 

i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych. 

VI.1.1.6. Eksploatacja sieci, instalacji oraz urządzeń w rozdzielniach i stacjach 

elektroenergetycznych będących własnością przedsiębiorstwa sieciowego 

z obsługą innego podmiotu jest prowadzona na zasadach określonych w niniejszej 

Instrukcji, na podstawie umowy. 

VI.1.1.7. Podmioty zaliczone do I, 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 niniejszej instrukcji. Podmioty te na 

wniosek operatora systemu dystrybucyjnego przekazują instrukcję wraz z kartami 

aktualizacji operatorowi systemu dystrybucyjnego, do sieci którego są 

przyłączone. 

-42-


VI.1.1.8. Utrzymanie sieci rozdzielczej oraz linii 220 kV relacji Klikowa-Synteza 

i Klikowa-PCV 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, przebudowanych i po remoncie urządzeń, 

instalacji operatora systemu dystrybucyjnego, odbiorców lub wytwórców, może 

nastąpić w zależności od wymagań: 

a) po przeprowadzeniu prób i pomiarów, 

b) po stwierdzeniu spełniania przez przyjmowane do eksploatacji urządzenia 

i instalacje warunków zawartych w niniejszej instrukcji, 

c) po uzyskaniu legalizacji, uzyskania atestów, certyfikatów i/lub homologacji, 

d) po spełnieniu warunków określonych w zawartych umowach, 

e) po spełnieniu warunków technicznych budowy urządzeń 

elektroenergetycznych, 

f) po spełnieniu warunków zawartych w dokumentacji projektowej i fabrycznej, 

g) po przyjęciu niezbędnej dokumentacji eksploatacyjnej, technicznej i prawnej, 

h) po dokonaniu odbiorów robót. 

VI.1.2.2. Transformatory 110/SN, transformatory blokowe 110/SN z generatorami, 

rozdzielnie o napięciu znamionowym 110 kV, linie kablowe o napięciu 

znamionowym 110 kV oraz inne urządzenia przyłączane do sieci – określone 

przez operatora systemu dystrybucyjnego, przed przyjęciem do eksploatacji są 

poddawane specjalnej procedurze przy wprowadzaniu do ruchu (np. ruchowi 

próbnemu). 

VI.1.2.3. Specjalne procedury przy wprowadzaniu urządzeń i instalacji do ruchu (np. 

warunki ruchu próbnego) są ustalane pomiędzy właścicielem, podmiotem 

prowadzącym eksploatację urządzeń, operatorem systemu dystrybucyjnego 

i wykonawcą prac, z uwzględnieniem wymagań producenta urządzeń. 

VI.1.2.4. Właściciel urządzeń w uzgodnieniu z operatorem systemu dystrybucyjnego 

dokonuje odbioru urządzeń i instalacji i sporządza protokół stwierdzający 

spełnianie wymagań określonych w niniejszej instrukcji przez przyjmowane do 

eksploatacji urządzenia i instalacje. 

VI.1.3. Wprowadzenie urządzeń do ruchu 

VI.1.3.1. Operator systemu dystrybucyjnego, do którego sieci przyłączane są urządzenia 

i instalacje wydaje decyzję – zgodę na załączenie urządzeń do ruchu. 

-43-


VI.1.3.2. Operator systemu dystrybucyjnego na podstawie przedstawionych dokumentów 

i uzyskanych informacji, określa sposób, termin i obowiązujące zasady dotyczące 

uruchomienia urządzenia. 

VI.1.3.3. Decyzję – zgodę na załączenie urządzeń do ruchu wydaje osoba odpowiedzialna 

za eksploatację sieci rozdzielczej, do której przyłączane jest urządzenie. Podstawę 

do wydania decyzji stanowi stwierdzenie o gotowości urządzeń do przyjęcia do 

eksploatacji. W szczególnych przypadkach uprawnienia takie mogą wynikać 

z upoważnień określonych w szczegółowych instrukcjach eksploatacji urządzeń 

operatora systemu dystrybucyjnego. 

VI.1.4. Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofywanie z eksploatacji 

VI.1.4.1. Przekazanie urządzeń do remontu lub wycofanie z eksploatacji następuje na 

podstawie decyzji właściciela urządzeń. 

VI.1.4.2. Datę i sposób przekazania urządzeń do remontu lub wycofania z eksploatacji 

należy uzgodnić z właściwym operatorem systemu dystrybucyjnego. 

VI.1.5. Uzgadnianie prac eksploatacyjnych z operatorem systemu przesyłowego 

i operatorami systemów dystrybucyjnych. 

VI.1.5.1. Wszystkie prace wykonywane w sieci rozdzielczej są prowadzone 

w uzgodnieniu z operatorem systemu dystrybucyjnego odpowiedzialnym za 

prowadzenie ruchu sieci rozdzielczej, w której mają być wykonane prace 

eksploatacyjne. 

VI.1.5.2. W przypadku powierzenia prowadzenia eksploatacji urządzeń innemu 

podmiotowi szczegółowe zasady i terminy dokonywania uzgodnień prac 

eksploatacyjnych z operatorem systemu dystrybucyjnego reguluje umowa. 

VI.1.5.3. Operator systemu dystrybucyjnego dokonuje niezbędnych uzgodnień 

z operatorem systemu przesyłowego w zakresie terminów planowanych prac 

eksploatacyjnych prowadzonych na liniach 220 kV relacji Klikowa-Synteza 

i Klikowa-PCV oraz na w sieci rozdzielczej koordynowanej, zgodnie z Instrukcją 


VI.1.5.4. Operator systemu dystrybucyjnego dokonuje niezbędnych uzgodnień 

planowanych prac eksploatacyjnych w zakresie, w jakim mogą one mieć wpływ 

na pracę sieci, której ruch prowadzą inni operatorzy. 

VI.1.6. Dokumentacja techniczna i prawna 

VI.1.6.1. Właściciel obiektu elektroenergetycznego lub urządzenia prowadzi i na bieżąco 

aktualizuje następującą dokumentację: 

a) dla obiektu elektroenergetycznego – dokumentację techniczną i prawną, 

b) dla urządzeń – dokumentację techniczną. 

-44-


VI.1.6.2. Dokumentacja techniczna w zależności od rodzaju obiektu lub urządzenia 

obejmuje: 

a) dokumentację powykonawczą (projekt wykonawczy wraz z zaznaczonymi 

zmianami), 

b) w zależności od potrzeb, protokół zakwalifikowania pomieszczeń i ich stref 

lub przestrzeni zewnętrznych do kategorii niebezpieczeństwa pożarowego 

i zagrożenia wybuchem, 

c) dokumentację fabryczną urządzenia w tym: świadectwa, karty gwarancyjne, 

fabryczne instrukcje obsługi, opisy techniczne, rysunki konstrukcyjne, 

montażowe i zestawieniowe, 

d) dokumentację związaną z ochroną środowiska naturalnego, 

e) dokumentację eksploatacyjną i ruchową, 

VI.1.6.3. Dokumentacja eksploatacyjna i ruchowa w zależności od rodzaju obiektu lub 

urządzenia obejmuje: 

a) dokumenty przyjęcia do eksploatacji, w tym protokoły przeprowadzonych 

prób, 

b) instrukcję eksploatacji wraz z niezbędnymi załącznikami, 

c) dokumenty dotyczące oględzin, przeglądów, konserwacji, napraw 

i remontów, w tym dokumenty dotyczące rodzaju i zakresu uszkodzeń 

i napraw, 

d) protokoły zawierające wyniki przeprowadzonych prób i pomiarów, 

e) ewentualnie wykaz niezbędnych części zamiennych, 

f) dokumenty z przeprowadzonej oceny stanu technicznego, 

g) dziennik operacyjny, 

h) schemat elektryczny obiektu, 

i) wykaz nastawień zabezpieczeń i automatyki, 

j) wykaz osób upoważnionych do realizacji operacji ruchowych, 

k) karty przełączeń, 

l) książka ewidencji założonych uziemień, 

m) programy łączeniowe. 

VI.1.6.4. Instrukcja eksploatacji urządzenia lub grup urządzeń jest ustalana przez 

właściciela i w zależności od rodzaju urządzenia zawiera: 

a) ogólną charakterystykę urządzenia, 

b) niezbędne warunki eksploatacji urządzenia, 

c) określenie czynności związanych z uruchomieniem, obsługą w czasie pracy 

i zatrzymaniem urządzenia w warunkach normalnej eksploatacji, 

d) wymagania w zakresie konserwacji i napraw, 

e) zasady postępowania w razie awarii, pożaru i w przypadku innych zakłóceń 

w pracy urządzenia, 

-45-


f) zakresy wykonywania zapisów ruchowych, w tym wskazań aparatury 

kontrolno-pomiarowej, 

g) zakresy przeprowadzania oględzin, przeglądów oraz prób i pomiarów, 

h) wymagania dotyczące ochrony przed porażeniem, pożarem, wybuchem oraz 

inne wymagania w zakresie bezpieczeństwa obsługi i otoczenia, 

i) wymagania dotyczące kwalifikacji osób zajmujących się eksploatacją, 

j) wykaz niezbędnego sprzętu ochronnego oraz informacje o środkach łączności, 

k) wymagania związane z ochroną środowiska, 

l) inne wymagania, wynikające z odrębnych przepisów. 

VI.1.6.5. 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.1.7. Rezerwa urządzeń i części zapasowych 

VI.1.7.1. Operator systemu dystrybucyjnego określa i utrzymuje rezerwy urządzeń i części 

zapasowych, niezbędne z punktu widzenia bezpiecznej pracy systemu 

elektroenergetycznego. 

VI.1.7.2. W przypadku powierzenia operatorowi systemu dystrybucyjnego prowadzenia 

eksploatacji przez właściciela urządzeń zawarta umowa powinna regulować 

zasady utrzymywania niezbędnej rezerwy urządzeń i części zapasowych. 

VI.1.8. Wymiana informacji eksploatacyjnych 

VI.1.8.1. Podmioty prowadzące eksploatację sieci rozdzielczej oraz urządzeń, instalacji 

i sieci przyłączonych do sieci rozdzielczej wymieniają wzajemnie informacje 

eksploatacyjne. 

VI.1.8.2. Wymiana informacji eksploatacyjnych obejmuje w zależności od potrzeb: 

a) informacje niezbędne do sporządzenia schematów sieci rozdzielczej, 

b) wyniki oględzin, przeglądów i oceny stanu technicznego, 

c) wyniki pomiarów i prób eksploatacyjnych, 

d) parametry obiektów, urządzeń i sieci zmienione w wyniku podjęcia działań 

eksploatacyjnych, 

e) informacje związane z elektroenergetyczną automatyką zabezpieczeniową, 

f) imienne wykazy osób, wraz z danymi teleadresowymi, odpowiedzialnych za 

podejmowanie działań eksploatacyjnych. 

VI.1.8.3. Informacje eksploatacyjne, o których mowa w p. VI.1.8.2., są aktualizowane 

i przekazywane na bieżąco w taki sposób, aby zapewniały prawidłową organizację 

prac eksploatacyjnych. 

-46-


VI.1.8.4. Operator systemu przesyłowego, operatorzy systemów dystrybucyjnych oraz 

podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej stosują jednolite nazewnictwo 

i numerację swoich obiektów i urządzeń. 

VI.1.8.5. 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 dystrybucyjnego. 

VI.1.8.6. Operator systemu dystrybucyjnego sporządza i aktualizuje schematy sieci 


VI.1.9. Ochrona środowiska naturalnego 

VI.1.9.1. Operator systemu dystrybucyjnego oraz podmioty przyłączone do sieci 

rozdzielczej są zobowiązane do przestrzegania zasad ochrony środowiska, 

określonych odrębnymi przepisami. 

VI.1.9.2. Operator systemu dystrybucyjnego oraz podmioty przyłączone do sieci 

rozdzielczej stosują środki techniczne i organizacyjne wpływające na 

ograniczenie zagrożenia środowiska naturalnego wywołanego pracą urządzeń 

elektrycznych. 

VI.1.9.3. Operatorzy systemów dystrybucyjnych 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.1.9.4. Operator systemu dystrybucyjnego, 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.1.9.5. 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.1.10. Ochrona przeciwpożarowa 

VI.1.10.1. Operator systemu dystrybucyjnego zapewnia ochronę przeciwpożarową obiektom, 

instalacjom i urządzeniom sieci rozdzielczej zgodnie z obowiązującymi normami 

i przepisami. 

VI.1.10.2. Operator systemu dystrybucyjnego w uzasadnionych przypadkach zapewnia 

opracowanie instrukcji przeciwpożarowych dla określonych obiektów, urządzeń 

i instalacji sieci rozdzielczej. 

-47-


VI.1.10.3. Operator systemu dystrybucyjnego zapewnia stosowanie w obiektach sieci 

rozdzielczej sprzętu przeciwpożarowego, spełniającego wymagania określone 

w odrębnych normach i przepisach. 

VI.1.11. Planowanie prac eksploatacyjnych 

VI.1.11.1. Uwzględniając w szczególności planowanie pracy linii 220 kV relacji Klikowa- 

Synteza i Klikowa-PCV i sieci rozdzielczej, operator systemu dystrybucyjnego 

opracowuje roczne plany prac eksploatacyjnych dla urządzeń, instalacji i sieci 

rozdzielczej obejmujące: 

a) oględziny, przeglądy oraz pomiary i próby eksploatacyjne, 

b) konserwacje i remonty, 

c) prace z zakresu ochrony środowiska naturalnego, 

d) prace planowane przez podmioty zaliczane do I, II, III oraz VI grupy 

przyłączeniowej w zakresie napięcia 110 kV, o ile mogą one mieć wpływ na 

pracę linii 220 kV relacji Klikowa-Synteza i Klikowa-PCV oraz sieci 


VI.1.11.2. Poza pracami przewidywanymi w rocznym planie prac eksploatacyjnych operator 

systemu dystrybucyjnego zapewnia realizację doraźnych prac eksploatacyjnych, 

mających na celu naprawę szkód zagrażających prawidłowemu funkcjonowaniu 

urządzeń, instalacji, linii 220 kV relacji Klikowa-Synteza i Klikowa-PCV i sieci 

rozdzielczej lub stwarzających zagrożenie dla bezpieczeństwa ludzi i środowiska 

naturalnego. 

VI.1.11.3. Podmioty zaliczane do I, II, III oraz VI grupy przyłączeniowej przyłączone do 

sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, uzgadniają z operatorem 

systemu dystrybucyjnego prace eksploatacyjne w zakresie, w jakim mogą mieć 

wpływ na ruch i eksploatację sieci rozdzielczej. 

VI.1.11.4. 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 

dystrybucyjnego w rozdz. VII.6. 

VI.1.11.5. Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń 

elementów sieci rozdzielczej uzgadniają z operatorem systemu dystrybucyjnego 

terminy i zakres wyłączeń elementów sieci na zasadach określonych 

w rozdz. VII.6. 

VI.1.12. Warunki bezpiecznego wykonywania prac 

VI.1.12.1. Operator systemu dystrybucyjnego opracowuje instrukcje określające organizację 

bezpiecznej pracy, obowiązujące personel eksploatujący obiekty, urządzenia 

i instalacje sieci elektroenergetycznych, uwzględniające wymagania zawarte 

w rozporządzeniu, o którym mowa w p. II.3.f). 

-48-


VI.1.12.2. Pracownicy zatrudnieni przy eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci 

elektroenergetycznych powinni posiadać odpowiednie kwalifikacje zawodowe 

i określone warunki zdrowia oraz być przeszkoleni na zajmowanych 

stanowiskach. 

-49-


VI.2. ZASADY DOKONYWANIA OGLĘDZIN, PRZEGLĄDÓW, OCENY 

STANU TECHNICZNEGO ORAZ KONSERWACJI I REMONTÓW 

VI.2.1. Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej i linii 220 kV relacji 

Klikowa-Synteza i Klikowa-PCV 

VI.2.1.1. Oględziny elektroenergetycznej sieci rozdzielczej oraz linii 220 kV relacji 

Klikowa-Synteza i Klikowa-PCV 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 oraz linii 

220 kV relacji Klikowa-Synteza i Klikowa-PCV są przeprowadzane nie rzadziej 

niż raz w roku, a linii o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV nie rzadziej 

niż co 5 lat. 

VI.2.1.3. Podczas przeprowadzania oględzin linii napowietrznych sprawdza się 


a) stan konstrukcji wsporczych, fundamentów i izbic, 

b) stan przewodów i ich osprzętu, 

c) stan łączników, ochrony przeciwprzepięciowej i przeciwporażeniowej, 

d) stan odcinków kablowych sprawdzanej linii napowietrznej, 

e) stan izolacji linii, 

f) stan napisów: informacyjnych i ostrzegawczych oraz zgodność oznaczeń 

z dokumentacją techniczną, 

g) stan instalacji oświetleniowej i jej elementów, 

h) zachowanie prawidłowej odległości przewodów od ziemi, zarośli, gałęzi 

drzew oraz od obiektów znajdujących się w pobliżu linii, 

i) zachowanie prawidłowej odległości od składowisk materiałów łatwo 

zapalnych, 

j) wpływ na konstrukcje linii działania wód lub osiadania gruntu. 

VI.2.1.4. Oględziny linii kablowych o napięciu znamionowym 110 kV przeprowadza się 

nie rzadziej niż raz w roku, a o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV nie 

rzadziej niż co 5 lat. 

VI.2.1.5. Podczas przeprowadzania oględzin linii kablowych sprawdza się w szczególności: 

a) stan oznaczników linii kablowych i tablic ostrzegawczych na brzegach rzek, 

b) stan wejść do tuneli, kanałów i studzienek kablowych, 

c) stan osłon przeciwkorozyjnych kabli, konstrukcji wsporczych i osłon przed 

uszkodzeniami mechanicznymi, 

d) stan głowic kablowych, 

e) stan połączeń przewodów uziemiających i zacisków, 

f) stan urządzeń dodatkowego wyposażenia linii, 

-50-


g) stan instalacji i urządzeń przeciwpożarowych i sprzętu pożarniczego, 

h) 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: 

a) stacji o napięciu znamionowym 110 kV ze stałą obsługą: w skróconym 

zakresie – raz na dobę, w pełnym zakresie – nie rzadziej niż raz na kwartał, 

b) 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 pół roku – zaleca się raz na kwartał, 

c) stacji SN/SN i rozdzielni sieciowych SN wyposażonych 

w elektroenergetyczną automatykę zabezpieczeniową współpracującą 

z wyłącznikami SN – w skróconym zakresie raz na kwartał, w pełnym 

zakresie raz na pół roku, 

d) stacji słupowych o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV – nie rzadziej 

niż raz na pięć lat, 

e) stacji wnętrzowych o napięciu znamionowym niższym niż 110 kV – nie 

rzadziej niż raz na dwa lata – zaleca się raz na rok. 

VI.2.1.7. Podczas przeprowadzania oględzin stacji w skróconym zakresie, sprawdza się 


a) stan i gotowość potrzeb własnych prądu przemiennego, 

b) stan prostowników oraz baterii akumulatorów w zakresie określonym 

odrębnymi przepisami, 

c) zgodność położenia przełączników automatyki z aktualnym układem połączeń 

stacji, 

d) działanie oświetlenia elektrycznego (zasadniczego i awaryjnego) stacji, 

e) stan techniczny transformatorów, przekładników, wyłączników, odłączników, 

dławików gaszących, rezystorów i ograniczników przepięć, 

f) gotowość ruchową układów zabezpieczeń, automatyki i sygnalizacji oraz 

central telemechaniki, 

g) stan i gotowość ruchową aparatury i napędów łączników, 

h) gotowość ruchową przetwornic awaryjnego zasilania urządzeń 

teletechnicznych, 

i) działanie łączy teletechnicznych oraz innych urządzeń stacji, określonych 

w instrukcji eksploatacji, 

j) stan zewnętrzny izolatorów i głowic kablowych, 

k) poziom gasiwa lub czynnika izolacyjnego w urządzeniach. 

VI.2.1.8. Podczas przeprowadzania oględzin stacji w pełnym zakresie, sprawdza się 


a) spełnienie warunków przewidzianych w zakresie skróconych oględzin, 

-51-


b) stan i warunki przechowywania oraz przydatność do użytku sprzętu 

ochronnego, 

c) zgodność schematu stacji ze stanem faktycznym, 

d) zgodność układu połączeń stacji z ustalonym w układzie pracy, 

e) stan urządzeń i instalacji sprężonego powietrza, 

f) stan układów i urządzeń elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej, 

w zakresie określonym w instrukcjach eksploatacji układów automatyki 

i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-sygnalizacyjnych 

urządzeń elektrycznych, 

g) stan napisów i oznaczeń informacyjno-ostrzegawczych, 

h) stan baterii kondensatorów, 

i) działanie przyrządów kontrolno-pomiarowych i rejestracyjnych, 

j) aktualny stan liczników rejestrujących zadziałanie ochronników, 

wyłączników, przełączników zaczepów i układów automatyki łączeniowej, 

k) stan dróg, przejść, pomieszczeń, ogrodzeń i zamknięć przy wejściach do 

pomieszczeń ruchu elektrycznego i na teren stacji, 

l) stan fundamentów, kanałów kablowych, konstrukcji wsporczych, instalacji 

wodno-kanalizacyjnych, ochrony przeciwprzepięciowej, kabli, przewodów 

i ich osprzętu, 

m) stan urządzeń grzewczych i wentylacyjnych oraz wysokości temperatury 

w pomieszczeniach, a także warunki chłodzenia urządzeń, 

n) działanie lokalizatorów uszkodzeń linii oraz innych urządzeń stacji, 

określonych w instrukcji eksploatacji, 

o) kompletność dokumentacji eksploatacyjnej i ruchowej znajdującej się 

w stacji, 

p) stan instalacji i urządzeń przeciwpożarowych oraz sprzętu pożarniczego. 

VI.2.1.9. Oględziny instalacji przeprowadza się nie rzadziej niż co 5 lat, sprawdzając 


a) stan widocznych części przewodów, izolatorów i ich zamocowania, 

b) stan dławików w miejscu wprowadzenia przewodów do skrzynek 

przyłączeniowych, odbiorników energii elektrycznej i osprzętu, 

c) stan osłon przed uszkodzeniami mechanicznymi przewodów, 

d) stan ochrony przeciwporażeniowej, 

e) gotowość ruchową urządzeń zabezpieczających, automatyki i sterowania, 

f) stan napisów informacyjnych i ostrzegawczych oraz oznaczeń, a także ich 

zgodność z dokumentacją techniczną. 

-52-


VI.2.2. Przeglądy elektroenergetycznej sieci rozdzielczej i linii 220 kV relacji 

Klikowa-Synteza i Klikowa-PCV 

VI.2.2.1. Terminy i zakresy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej 

sieci rozdzielczej oraz linii 220 kV relacji Klikowa-Synteza i Klikowa-PCV 

powinny wynikać z przeprowadzonych oględzin oraz oceny stanu technicznego 

sieci. 

VI.2.2.2. Terminy przeglądów poszczególnych urządzeń elektroenergetycznej sieci 

rozdzielczej oraz związanych z tym wyłączeń obiektów określa operator systemu 

dystrybucyjnego. Terminy przeglądów linii 220 kV relacji Klikowa-Synteza 

i Klikowa-PCV oraz związanych z tym wyłączeń obiektów i urządzeń uzgadnia 

się z operatorem systemu przesyłowego. 

VI.2.2.3. Przegląd linii napowietrznych obejmuje w szczególności: 

a) oględziny w zakresie określonym w p. VI.2.1.3., 

b) pomiary i próby eksploatacyjne określone w odrębnych instrukcjach, 

c) konserwacje i naprawy. 

VI.2.2.4. Przegląd linii kablowej obejmuje w szczególności: 



c) sprawdzenie stanu instalacji olejowej i sygnalizacji linii, w której 

zainstalowano kable olejowe, 

d) konserwacje i naprawy. 

VI.2.2.5. Przegląd urządzeń stacji obejmuje w szczególności: 



c) sprawdzenie działania układów zabezpieczeń, automatyki, pomiarów, 

telemechaniki i sygnalizacji oraz środków łączności, 

d) sprawdzenie działania i współpracy łączników oraz ich stanu technicznego, 

e) sprawdzenie działania urządzeń i instalacji sprężonego powietrza, 

f) sprawdzenie działania urządzeń potrzeb własnych stacji, prądu przemiennego 

i stałego, 

g) sprawdzenie ciągłości i stanu połączeń głównych torów prądowych, 

h) sprawdzenie stanu osłon, blokad, urządzeń ostrzegawczych i innych urządzeń 

zapewniających bezpieczeństwo pracy, 

i) konserwacje i naprawy. 

VI.2.2.6. Przegląd instalacji obejmuje w szczególności: 

a) oględziny w zakresie określonym p. VI.2.1.9., 


c) sprawdzenie ciągłości przewodów ochrony przeciwporażeniowej, 

-53-


d) konserwacje i naprawy. 

VI.2.3. Ocena stanu technicznego sieci 

VI.2.3.1. Oceny stanu technicznego sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym 

220 kV i 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: 

VI.2.4. Remonty 

a) wyniki oględzin, przeglądów prób i pomiarów eksploatacyjnych, 

b) zalecenia wynikające z programu pracy tych sieci, o których mowa 

w p. VII.5., 

c) dane statystyczne o uszkodzeniach i zakłóceniach w pracy sieci, 

d) wymagania określone w dokumentacji fabrycznej, 

e) wymagania wynikające z lokalnych warunków eksploatacji, 

f) wiek sieci oraz zakresy i terminy wykonania zabiegów konserwacyjnych 

napraw i remontów, 

g) warunki wynikające z planowanej rozbudowy sieci, 

h) warunki bezpieczeństwa i higieny pracy oraz ochrony przeciwpożarowej, 

i) warunki ochrony środowiska naturalnego. 

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 określa 

operator systemu dystrybucyjnego. 

VI.2.4.3. Terminy remontów oraz związanych z tym wyłączeń obiektów i urządzeń w sieci 

rozdzielczej koordynowanej operator systemu dystrybucyjnego uzgadnia 

z operatorem systemu przesyłowego. 

-54-


VII. PROWADZENIE RUCHU SIECI ROZDZIECZEJ 

VII.1. OBOWIĄZKI OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO 

VII.1.1. W zakresie prowadzenia ruchu operator systemu dystrybucyjnego na obszarze 

kierowanej przez niego sieci rozdzielczej: 

a) planuje pracę sieci rozdzielczej, w tym opracowuje: programy pracy sieci, 

programy wyłączeń planowych oraz planuje i kieruje operacjami 

łączeniowymi, 

b) 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, 

c) prowadzi działania sterownicze, o których mowa w rozdz. VII.2., 

d) opracowuje bilanse mocy i energii elektrycznej uwzględniając zawarte umowy 

sprzedaży energii elektrycznej oraz umowy przesyłowe, utrzymywanie rezerw 

mocy i świadczenie regulacyjnych usług systemowych, 

e) 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, 

f) 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, 

g) wprowadza plany ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, 

h) 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 dystrybucyjnych. 

VII.1.2. Planowanie pracy systemu dystrybucyjnego odbywa się w okresach dobowych, 

tygodniowych, miesięcznych, rocznych i trzyletnich. 

VII.1.3. Działania operatora systemu dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnych 

mogą łączyć części bądź całe obszary sieci rozdzielczej, których ruch prowadzą. 

-55-


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 dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego otrzymuje zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci 

przesyłowej od operatora systemu przesyłowego. 

VII.2. STRUKTURA I PODZIAŁ KOMPETENCJI SŁUŻB 

DYSPOZYTORSKICH OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO 

VII.2.1. Dla realizacji zadań wymienionych w rozdz. VII.1., operator systemu 

dystrybucyjnego organizuje służby dyspozytorskie i ustala zakres oraz tryb 

współdziałania tych służb. 

VII.2.2. Struktura zależności służb dyspozytorskich organizowanych przez operatora 

systemu dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego. 

VII.2.4. Służby dyspozytorskie operatora systemu dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego przy pomocy służb dyspozytorskich, na 

obszarze sieci rozdzielczej, za której ruch odpowiada, operatywnie kieruje: 

a) układami pracy sieci rozdzielczej, 

b) pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż 

JWCD, 

c) urządzeniami sieci rozdzielczej, 

d) liniami wymiany z siecią rozdzielczą, za której ruch odpowiadają inni 

operatorzy systemów dystrybucyjnych na podstawie zawartych umów, 

e) czynnościami łączeniowymi wg podziału kompetencji. 

-56-


VII.2.6. Służby dyspozytorskie operatora systemu dystrybucyjnego sprawują operatywne 

kierownictwo nad urządzeniami systemu dystrybucyjnego, polegające na: 

a) ciągłym śledzeniu pracy urządzeń, 

b) 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, 

c) rejestrowaniu stanów pracy urządzeń, 

d) prowadzeniu analiz z pracy urządzeń systemu dystrybucyjnego z oceną ich 

efektywności. 

VII.2.7. Służby dyspozytorskie operatora systemu dystrybucyjnego na obszarze sieci 

rozdzielczej, za której ruch odpowiada sprawują operatywny nadzór nad: 

a) układami pracy sieci rozdzielczej operatywnie kierowanymi przez podległe mu 

służby dyspozytorskie, 

b) urządzeniami sieci rozdzielczej operatywnie kierowanymi przez podległe mu 

służby dyspozytorskie, 

c) czynnościami łączeniowymi i regulacyjnymi wykonywanymi przez personel 

dyżurny wg podziału kompetencji, 

d) źródłami energii elektrycznej czynnej i biernej operatywnie kierowanymi przez 

podległe mu służby dyspozytorskie. 

VII.2.8. Służby dyspozytorskie operatora systemu dystrybucyjnego wyższego szczebla 

sprawują operatywny nadzór nad określonymi urządzeniami systemu 

dystrybucyjnego będącymi w operatywnym kierownictwie służb dyspozytorskich 

szczebla niższego, polegający na: 

a) bieżącym uzyskiwaniu informacji o stanie pracy urządzeń, 

b) przejmowaniu w uzasadnionych przypadkach operatywnego kierownictwa nad 

urządzeniami, 

c) wydawaniu zgody na wykonanie czynności ruchowych. 

VII.2.9. Wszystkie polecenia wydawane i przyjmowane przez służby dyspozytorskie 

operatora systemu dystrybucyjnego są rejestrowane na nośniku magnetycznym 

lub cyfrowym. Operator systemu dystrybucyjnego ustala okres ich 

przechowywania. 

VII.2.10. Zasady współpracy służb dyspozytorskich operatora systemu dystrybucyjnego ze 

służbami dyspozytorskimi innych operatorów systemów dystrybucyjnych oraz 

służbami dyspozytorskimi innych podmiotów przyłączonych do sieci rozdzielczej, 

której ruch prowadzi, w stanach pracy ustalonej systemu oraz w stanach 

szczególnych mogą być określane w umowach, porozumieniach lub instrukcjach 

współpracy. 

-57-


VII.2.11. Przedmiotem dokumentów, o których mowa w p. VII.2.10. mogą być w 

zależności od potrzeb: 

a) podział kompetencji i odpowiedzialności w zakresie działań sterowniczych, 

b) organizacja przerw i ograniczeń w dostawach energii elektrycznej, 

c) określenie zasad i konsekwencji związanych z wzajemnym wykorzystaniem 

elementów sieci rozdzielczej, 

d) zakres i tryb obiegu informacji, 

e) wykazy osób upoważnionych, 

f) szczegółowe ustalenia sposobów realizacji poszczególnych zadań 

wymienionych w rozdz. VII.1., 

g) określenie zasad wzajemnego wykorzystywania służb dyspozytorskich, 

h) koordynacja pracy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej 

i sieciowej, 

i) ustalenia dotyczące podziału funkcji operatywnych. 

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 dystrybucyjnego sporządza: 

a) plany koordynacyjne, 

b) bilanse techniczno-handlowe, stanowiące aktualizację 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, realizowanemu przez operatora systemu przesyłowego. Jednostki 

wytwórcze i odbiorców końcowych obowiązują w tym zakresie zapisy Instrukcji 


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 sieciowosystemowych 

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 


-58-


VII.3.5. Podstawowymi celami planowania technicznych możliwości pokrycia 

zapotrzebowania na moc i energię elektryczną realizowanego przez operatora 

systemu dystrybucyjnego są: 

a) zebranie i przetworzenie danych niezbędnych dla procesu planowania 

technicznych możliwości pokrycia zapotrzebowania na moc i energię 

elektryczną w KSE prowadzonego przez operatora systemu przesyłowego, 

b) ustalenie planów produkcji energii elektrycznej dla wytwórców lub poboru 

energii elektrycznej przez odbiorców końcowych uczestniczących pośrednio 

w rynku bilansującym. 

VII.3.6. Operator systemu dystrybucyjnego ustala sposób udostępniania planów 

koordynacyjnych produkcji energii elektrycznej oraz bilansów technicznohandlowych. 

VII.3.7. Operator systemu dystrybucyjnego sporządza w zależności od potrzeb następujące 

plany koordynacyjne produkcji energii elektrycznej, będące planami 

technicznymi: 

a) roczny plan koordynacyjny (PKR), 

b) miesięczny plan koordynacyjny (PKM), 

c) wstępny plan koordynacyjny dobowy (WPKD). 

VII.3.8. Operator systemu dystrybucyjnego w zależności od potrzeb sporządza dobowy 

plan koordynacyjny (PKD) będący planem realizacyjnym. 

VII.3.9. Plan koordynacyjny PKR w zależności od potrzeb i wymagań operatora systemu 

przesyłowego dla poszczególnych miesięcy zawiera w szczególności: 

a) prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną, 

b) planowaną wymianę międzysystemową energii elektrycznej realizowaną 

poprzez sieć rozdzielczą 110 kV wynikającą 

z zawartych kontraktów, 

c) sumę prognozowanego miesięcznego zużycia energii elektrycznej przez 

odbiorców końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących 

bezpośrednio lub pośrednio w rynku bilansującym, 

d) plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej koordynowanej, 

e) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej, 

f) bilans mocy elektrowni uwzględniający moce osiągalne, dyspozycyjne 

i zainstalowane oraz ubytki mocy związane z planowanymi remontami 

(kapitalny, średni, bieżący) w rozbiciu na poszczególne jednostki wytwórcze 

g) harmonogramy remontów kapitalnych, średnich i bieżących jednostek 

wytwórczych oraz urządzeń współpracujących limitujących moc elektrowni 

nJWCD. 

-59-


VII.3.10. Plan koordynacyjny PKM w zależności od potrzeb i wymagań operatora systemu 

przesyłowego dla poszczególnych dni zawiera w szczególności: 

a) prognozę zapotrzebowania na energię elektryczną, 

b) saldo mocy wymiany międzysystemowej w poszczególnych godzinach, 

realizowanej poprzez sieć rozdzielczą 110 kV wynikające z zawartych 

kontraktów, 

c) planowaną wymianę międzysystemową energii elektrycznej, realizowaną 

poprzez sieć rozdzielczą 110 kV wynikającą 

z zawartych kontraktów, 


e) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej 

f) prognozowane wielkości produkcji energii netto oraz strony kontraktów 

sprzedaży i zakupu energii elektrycznej 

g) plan godzinowych dostaw energii elektrycznej w wielkościach netto i brutto 

poszczególnych jednostek wytwórczych koordynowanych. 

VII.3.11 Plan koordynacyjny WPKD w zależności od potrzeb i wymagań operatora 

systemu przesyłowego dla każdej godziny doby zawiera w szczególności: 

a) prognozowane saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej 

poprzez sieć rozdzielczą 110 kV, 

b) prognozowane moce dyspozycyjne poszczególnych jednostek wytwórczych 

koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, 

c) prognozowane moce dyspozycyjne jednostek wytwórczych przyłączonych do 

sieci rozdzielczej, innych niż JWCD i innych niż podane w p. b), z podziałem 

na: cieplne, wodne i przemysłowe, 


e) planowane ograniczenia wymiany międzysystemowej. 

VII.3.12. Plan koordynacyjny PKD w zależności od potrzeb i wymagań operatora systemu 

przesyłowego dla każdej godziny doby zawiera w szczególności: 

a) prognozowane zapotrzebowanie na energię elektryczną dla każdej godziny, 

b) planowane saldo mocy wymiany międzysystemowej, realizowanej poprzez 

sieć rozdzielczą 110 kV, 

c) planowane moce dyspozycyjne poszczególnych jednostek wytwórczych 

przyłączonych do sieci rozdzielczej koordynowanych przez operatora systemu 

przesyłowego, 

d) 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, 

e) planowany godzinowy grafik produkcji netto energii elektrycznej jednostek 

wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, uczestniczących pośrednio 

w rynku bilansującym, 

f) planowany godzinowy grafik zużycia energii elektrycznej przez odbiorców 

-60-


końcowych przyłączonych do sieci rozdzielczej uczestniczących pośrednio 

w rynku bilansującym. 

VII.3.13. Operator systemu dystrybucyjnego sporządza plany koordynacyjne w terminach: 

a) plan koordynacyjny PKR - do 1 listopada każdego roku na okres 3 kolejnych 

lat, 

b) plan koordynacyjny PKM - do 26 dnia miesiąca poprzedzającego, 

c) plan koordynacyjny WPKD dla doby n - do godz. 16:00 doby n-2, 

d) plan koordynacyjny PKD dla doby n - do godz. 16:00 doby n-1. 

VII.3.14. Operator systemu dystrybucyjnego w zależności od potrzeb i wymagań operatora 

systemu przesyłowego sporządza aktualizację planu koordynacyjnego WPKD 

w postaci bilansu techniczno-handlowego dobowego (BTHD) na 7 dni, 

codziennie do godz. 16:00. 

VII.3.15. Operator systemu dystrybucyjnego sporządza codziennie do godz. 16:00 doby n-1 

następujące plany dobowe: 

a) plan koordynacyjny PKD dla doby n, 

b) plan koordynacyjny WPKD dla doby n+1, 

c) 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 dystrybucyjnego w zależności od potrzeb 

wykonuje prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną zgodnie 

z rozdz. VII.4. 

VII.3.17. Podmioty przyłączone do sieci rozdzielczej przekazują operatorowi systemu 

dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego zatwierdza plany remontów jednostek 

wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż JWCD. Dla 

jednostek wytwórczych koordynowanych przez operatora systemu przesyłowego, 

operator systemu dystrybucyjnego uzgadnia plan remontów z operatorem systemu 

przesyłowego. 

VII.3.19. Operator systemu dystrybucyjnego przesyła do wytwórców zatwierdzone plany 

remontów w terminach: 

a) plan roczny - do 15 grudnia każdego roku na następne 3 lata kalendarzowe, 

b) plany kwartalne - do 25 marca, 25 czerwca i 25 września dla kolejnych 18 

miesięcy kalendarzowych, 

c) plany tygodniowe - do co drugiego piątku na kolejne 6 tygodni 

rozpoczynające się od najbliższej soboty. 

VII.3.20. Operatorzy systemów dystrybucyjnych określają jednostki wytwórcze, których 

produkcja jest zdeterminowana zgodnie z rozporządzeniem, o którym mowa 

w p. II.3.j). 

-61-


VII.3.21. Operator systemu dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnych. 

-62-


VII.4. PROGNOZOWANIE ZAPOTRZEBOWANIA NA ENERGIĘ 

ELEKTRYCZNĄ ORAZ PLANY WYMIANY MIĘDZYSYSTEMOWEJ 

VII.4.1. Operator systemu dystrybucyjnego sporządza w zależności od potrzeb następujące 

prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną w sieci rozdzielczej przez 

siebie zarządzanej: 

a) prognozy roczne zapotrzebowania na energię elektryczną dla poszczególnych 

miesięcy, 

b) prognozy miesięczne obejmujące wielkość zapotrzebowania na energię 

elektryczną dla poszczególnych godzin, 

c) prognozy dobowe obejmujące wielkość zapotrzebowania na energię 

elektryczną dla poszczególnych godzin doby. 

VII.4.2. Operator systemu dystrybucyjnego planuje w zależności od potrzeb wymianę 

międzysystemową energii elektrycznej realizowaną poprzez sieć rozdzielczą 

w podziale na wymianę realizowaną siecią 110 kV oraz sieciami SN i nN łącznie, 

dla następujących okresów: 

a) plany roczne obejmujące ilości energii elektrycznej wymiany 

międzysystemowej dla każdego miesiąca, wynikające z zawartych 

kontraktów, 

b) plany dobowe obejmujące ilości energii elektrycznej wymiany 

międzysystemowej realizowanej siecią 110 kV dla każdej godziny doby. 

VII.4.3. Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną oraz plany wymiany 

międzysystemowej są wykonywane w zależności od potrzeb w terminach: 

a) prognozy i plany roczne do 15 października każdego roku na następne 3 lata 

kalendarzowe, 

b) prognozy i plany miesięczne do 20 dnia miesiąca poprzedzającego, 

c) prognozy i plany dobowe codziennie do godziny 7:30 dla kolejnej doby. 

VII.4.4. Prognozy zapotrzebowania na energię elektryczną sporządzone przez operatora 

systemu dystrybucyjnego zgodnie z p. VII.4.1. uwzględniają prognozy 

przygotowane przez odbiorców uczestniczących 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 programów pracy. Dla poszczególnych 

części elektroenergetycznej sieci rozdzielczej mogą być opracowane odrębne 

programy pracy. 

VII.5.2. Operator systemu dystrybucyjnego określa sytuację i warunki, dla których 

występuje konieczność opracowania programów pracy sieci o napięciu 

znamionowym niższym niż 1 kV. 

-63-


VII.5.3. W programie pracy sieci elektroenergetycznej są określane w szczególności: 

a) układy połączeń sieci dla ruchu w warunkach normalnych i w wybranych 

stanach szczególnych, 

b) wymagane poziomy napięcia, 

c) wartości mocy zwarciowych, 

d) rozpływy mocy czynnej i biernej w charakterystycznych stanach pracy sieci, 

e) warunki uruchomienia urządzeń rezerwowych i dodatkowych źródeł mocy 

biernej, 

f) nastawienia zaczepów dławików gaszących, i wartości prądów jednofazowego 

zwarcia z ziemią, 

g) ograniczenia poboru mocy elektrycznej, 

h) miejsca uziemienia punktów gwiazdowych transformatorów, 

i) harmonogram pracy transformatorów, 

j) wykaz jednostek wytwórczych w elektrowniach zawodowych 

i przemysłowych, 

k) wykaz baterii kondensatorów w stacjach 110/SN i SN/SN. 

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 oraz linii 220 kV relacji Klikowa – Synteza 

i Klikowa – PCV są opracowywane przez operatora systemu dystrybucyjnego do 

dnia 30 listopada każdego roku na rok następny. 

VII.5.6. Operator systemu dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego opracowuje w zależności od potrzeb: roczny, 

miesięczny, tygodniowy i dobowy plan wyłączeń elementów sieci rozdzielczej. 

VII.6.2. Operator systemu dystrybucyjnego opracowuje i zgłasza do uzgodnienia 

operatorowi systemu przesyłowego w zakresie sieci rozdzielczej koordynowanej, 

następujące plany wyłączeń elementów sieci rozdzielczej: 

a) plan roczny do dnia 20 września roku poprzedzającego na 3 kolejne lata 

kalendarzowe, 

b) plan miesięczny do 10 dnia miesiąca poprzedzającego na kolejny miesiąc 

kalendarzowy, 

c) plan tygodniowy do czwartku do godz. 12:00 tygodnia poprzedzającego na 

1 tydzień liczony od soboty, 

d) plan dobowy do godz. 11:00 dnia poprzedzającego na 1 dobę lub kilka 

kolejnych dni wolnych od pracy. 

Przyjmuje się ogólną zasadę, że terminy wyłączeń zatwierdzone w planach 

-64-


o dłuższym horyzoncie czasowym mają priorytet w stosunku do propozycji 

wyłączeń zgłaszanych do planów o krótszym horyzoncie czasowym. 

VII.6.3. Podmiot zgłasza operatorowi systemu dystrybucyjnego propozycję wyłączenia 

elementu sieci rozdzielczej co najmniej na 14 dni przed planowaną datą 

wyłączenia z zastrzeżeniem p. VII.6.4. 

VII.6.4 Podmiot opracowuje i zgłasza do uzgodnienia operatorowi systemu 

dystrybucyjnego w zakresie elementów koordynowanych, propozycje wyłączeń 

elementów sieci rozdzielczej: 

a) do planu rocznego – w terminie do dnia 15 września roku poprzedzającego na 

3 kolejne lata kalendarzowe, 

b) do planu miesięcznego – w terminie do 5 dnia miesiąca poprzedzającego na 

kolejny miesiąc kalendarzowy, 

c) do planu tygodniowego – w terminie do wtorku do godziny 13:00 tygodnia 

poprzedzającego na 1 tydzień liczony od soboty, 

d) do planu dobowego – do godz. 10:00 dnia poprzedzającego na 1 dobę lub 

kilka kolejnych dni wolnych od pracy. 

VII.6.5. Podmiot zgłaszający do operatora systemu dystrybucyjnego propozycję 

wyłączenia elementu sieci rozdzielczej określa: 

a) nazwę elementu, 

b) proponowany termin wyłączenia, 

c) minimalny czas przywrócenia elementu do pracy, 

d) rodzaj wyłączenia (np.: trwałe, codzienne), 

e) opis wykonywanych prac, 

f) w zależności od potrzeb harmonogram prac i program łączeniowy. 

VII.6.6. Operator systemu dystrybucyjnego podejmuje decyzję zatwierdzającą lub 

odrzucającą propozycję wyłączenia elementu sieci rozdzielczej w terminie do 

5 dni od daty dostarczenia propozycji wyłączenia z zastrzeżeniem p. VII.6.7. 

VII.6.7 Operator systemu dystrybucyjnego podejmuje decyzję zatwierdzającą lub 

odrzucającą propozycję wyłączenia elementów sieci rozdzielczej koordynowanej 

w terminie: 

a) do dnia 10 listopada roku poprzedzającego – w ramach planu rocznego, 

b) do 28 dnia miesiąca poprzedzającego – w ramach planu miesięcznego, 

c) do piątku do godziny 13:00 tygodnia poprzedzającego – w ramach planu 

tygodniowego, 

d) do godz. 13:00 dnia poprzedzającego – w ramach planu dobowego. 

VII.6.8. Operator systemu dystrybucyjnego jest odpowiedzialny za dokonanie uzgodnień 

z operatorem systemu przesyłowego zgłoszonych przez podmioty propozycji 

wyłączeń w sieci rozdzielczej koordynowanej. 

-65-


VII.7. PROGRAMY ŁĄCZENIOWE 

VII.7.1. Służby dyspozytorskie operatora systemu dystrybucyjnego dla obiektów nad 

którymi sprawują operatywny nadzór lub kierownictwo, określają przypadki 

w których należy sporządzić program łączeniowy. 

VII.7.2. Program łączeniowy jest opracowywany przez prowadzącego eksploatację 

urządzenia. 

VII.7.3. Program łączeniowy zawiera co najmniej: 

a) opis stanu łączników przed realizacją programu, 

b) szczegółowy opis operacji łączeniowych z zachowaniem kolejności 

wykonywanych czynności, 

c) opisy stanów pracy i nastawień zabezpieczeń i automatyk w poszczególnych 

fazach programu, 

d) schematy ułatwiające ocenę stanu pracy sieci w poszczególnych fazach 

programu, 

e) czas rozpoczęcia i czas przewidywanego zakończenia realizacji programu. 

VII.7.4. Program łączeniowy dodatkowo może zawierać: 

a) podstawę prawną realizacji programu łączeniowego, 

b) charakterystykę załączanego elementu sieci rozdzielczej, 

c) granice eksploatacji, 

d) określenie operatywnego kierownictwa i nadzoru nad załączanym elementem 

sieci, 

e) nazwę jednostki odpowiedzialnej za eksploatację elementu sieci rozdzielczej, 

f) osobę odpowiedzialną za prawidłowe załączenie elementu sieci rozdzielczej, 

g) dodatkowe warunki załączenia, 

h) osoby odpowiedzialne za wykonanie poszczególnych czynności programu 

łączeniowego. 

VII.7.5. Propozycje programów łączeniowych należy przekazywać do zatwierdzenia 

operatorowi systemu dystrybucyjnego w terminie 15 dni przed planowaną datą 

realizacji programu. 

VII.7.6. Operator systemu dystrybucyjnego może przedstawić uwagi do zgłoszonych 

propozycji programów łączeniowych w terminie do 7 dni od daty ich zgłoszenia. 

VII.7.7. Operator systemu dystrybucyjnego po otrzymaniu programu łączeniowego 

uwzględniającego zgłoszone przez niego uwagi, zatwierdza programy łączeniowe 

nie później niż na 24 godziny przed planowaną godziną rozpoczęcia programu. 

VII.7.8. 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 dystrybucyjnego 

uzgadnia programy łączeniowe z operatorem systemu przesyłowego. 

-66-


VII.7.9. Terminy wymienione w p. VII.7.5., VII.7.6. i VII.7.7. 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 dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego określa dla jednostek wytwórczych 

przyłączonych do sieci rozdzielczej, innych niż podane w p. VII.8.1.: 

a) czas synchronizacji, 

b) czas osiągnięcia pełnych zdolności wytwórczych, 

c) planowane obciążenie mocą czynną, 

d) czas odstawienia. 

VII.8.4. Operator systemu dystrybucyjnego 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. Planowanie uruchomień lub odstawień jednostki wytwórczej innej niż określone 

w p. VII.8.1. odbywa się na podstawie planów technicznych BTHD i WPKD, 

a wprowadzenie do ruchu i odstawienia na podstawie planu koordynacyjnego 

dobowego PKD. 

VII.8.6. Operator systemu dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego 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 

dystrybucyjnego informacji o zmianie mocy dyspozycyjnej. 

-67-


VII.9. ZGŁASZANIE OPERATOROWI SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO 

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 oraz procedurze zgłaszania umów określonej 

w niniejszej instrukcji. 

VII.9.2. Podmioty, po zawarciu umowy sprzedaży energii elektrycznej oraz umowy 

przesyłowej, zgłaszają umowę sprzedaży do realizacji operatorowi systemu 

dystrybucyjnego, właściwemu ze względu na miejsce dostarczania energii 

elektrycznej oraz dane i informacje niezbędne do planowania i prowadzenia ruchu 

sieciowego. Dane i informacje obejmują miesięczne lub/i godzinowe grafiki 

obciążeń. 

VII.9.3. Dane z umów sprzedaży energii elektrycznej przekazywane operatorowi systemu 

dystrybucyjnego obejmują: 

a) podmioty zawierające umowę, 

b) czas obowiązywania umowy, 

c) osoby upoważnione do prowadzenia uzgodnień z operatorem systemu 

dystrybucyjnego w zakresie realizacji umowy, 

d) wykaz jednostek grafikowych realizujących dostawy lub odbiór energii 

elektrycznej, 

e) miejsce wprowadzenia energii elektrycznej do sieci rozdzielczej, 

f) miejsce odbioru energii elektrycznej z sieci rozdzielczej, 

g) miesięczny godzinowy grafik obciążeń, 

h) miesięczne ilości energii elektrycznej dostarczanej lub odbieranej, 

i) dobowy godzinowy grafik obciążeń. 

VII.9.4. Zestawienia ilości energii elektrycznej w umowach sprzedaży są przekazywane 

operatorowi systemu dystrybucyjnego nie później niż: 

a) do końca trzeciego kwartału roku poprzedzającego - dane o dostawach dla 

poszczególnych miesięcy roku następnego, 

b) 7 dni przed rozpoczęciem miesiąca - dane o miesięcznych godzinowych 

dostawach energii elektrycznej, 

c) w terminach i na zasadach określonych w „Regulaminie bilansowania 

i rozliczeń w sieci rozdzielczej” stanowiącym Załącznik nr 4 do niniejszej 

instrukcji. 

-68-


VII.9.5. Operator systemu dystrybucyjnego 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.9.6. Operatorzy rynku oraz giełdy energii zgłaszają do operatora systemu 

dystrybucyjnego transakcje zawarte przez podmioty przyłączone do sieci 

rozdzielczej, zarządzanej przez danego operatora systemu dystrybucyjnego. 

Zgłoszenie to obejmuje transakcje sprzedaży energii elektrycznej oraz transakcje 

nabycia energii elektrycznej. 

VII.10. DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ PODMIOTY OPERATOROWI 

SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO 

VII.10.1. Operator systemu dystrybucyjnego otrzymuje od operatora systemu przesyłowego 

dane zgodnie z zakresem określonym w Instrukcji ruchu i eksploatacji sieci 

przesyłowej. 

VII.10.2. Odbiorcy zamawiający moc umowną powyżej 5 MW oraz inni wskazani przez 

operatora systemu dystrybucyjnego sporządzają i przesyłają do operatora systemu 

dystrybucyjnego: 

a) do 30 września prognozy roczne na rok następny obejmujące wielkość 

maksymalnego zapotrzebowania na moc oraz wielkość zapotrzebowania na 

energię elektryczną dla poszczególnych miesięcy, 

b) do 15 dnia miesiąca poprzedzającego prognozy miesięczne zawierające 

wielkość zapotrzebowania na energię elektryczną z rozbiciem na 

poszczególne godziny doby, 

c) codziennie do godziny 7:00 prognozy dobowe na dobę następną zawierające 

zapotrzebowania na energię elektryczną dla każdej godziny doby, 

d) inne prognozy zapotrzebowania, dla okresów uzgodnionych przez operatora 

systemu dystrybucyjnego z odbiorcą. 

VII.10.3. Przedsiębiorstwa energetyczne posiadające koncesję na obrót energią elektryczną 

przekazują operatorowi systemu dystrybucyjnego prognozy zapotrzebowania na 

moc i energię elektryczną dla odbiorców lub wytwórców przyłączonych do sieci 

rozdzielczej w zakresie i terminach określonych w p. VII.10.2. 

VII.10.4. Odbiorcy korzystający z wymiany międzysystemowej sporządzają i przesyłają do 

operatora systemu dystrybucyjnego: 

a) do 30 września prognozy roczne na rok następny obejmujące wielkość 

maksymalnego zapotrzebowania na moc oraz wielkość zapotrzebowania na 

energię elektryczną dla poszczególnych miesięcy, 

b) do 5 dnia miesiąca poprzedzającego prognozy miesięczne wartości mocy 

maksymalnej i średniej dla każdego dnia miesiąca oraz wartości energii 

elektrycznej wymiany międzysystemowej dla każdego dnia miesiąca, 

c) codziennie do godziny 8:00 dla kolejnych 9 dób prognozy dobowe obejmujące 

wartość mocy wymiany międzysystemowej dla każdej godziny doby. 

-69-


VII.10.5. Wskazani przez operatora systemu dystrybucyjnego wytwórcy, posiadający 

jednostki wytwórcze o sumarycznej mocy osiągalnej nie mniejszej niż 1 MW, 

w zakresie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci rozdzielczej, 

przekazują do operatora systemu dystrybucyjnego w terminach: 

a) prognozy roczne obejmujące wielkość energii elektrycznej wprowadzonej do 

sieci operatora systemu dystrybucyjnego dla poszczególnych miesięcy – do 

15 września na rok następny z podziałem na miesiące, 

b) dane do planu koordynacyjnego rocznego (PKR) – do 5 września dla 

kolejnych trzech lat: 

- bilans mocy elektrowni uwzględniający moce osiągalne, dyspozycyjne 


(kapitalny, średni) w rozbiciu na poszczególne jednostki wytwórcze, 

- harmonogramy remontów kapitalnych, średnich i bieżących jednostek 

wytwórczych oraz urządzeń współpracujących limitujących moc 

elektrowni. 

c) dane do aktualizacji planu koordynacyjnego rocznego w rozbiciu na kwartały 

– do 25 stycznia, 25 kwietnia i 25 sierpnia dla kolejnych miesięcy do 

końca br.: 

- bilans mocy elektrowni uwzględniający moce osiągalne, dyspozycyjne 


(kapitalny, średni) w rozbiciu na poszczególne jednostki wytwórcze, 

- harmonogramy remontów kapitalnych i średnich jednostek wytwórczych 

oraz urządzeń współpracujących limitujących moc elektrowni, 

d) dane do planu koordynacyjnego miesięcznego (PKM): 

- prognozowane wartości produkcji energii netto oraz strony kontraktów 

sprzedaży i zakupu energii – do 7 dnia miesiąca na miesiąc następny, 

- plan godzinowych dostaw energii elektrycznej w wielkościach netto 

i brutto poszczególnych jednostek wytwórczych koordynowanych przez 

operatora systemu dystrybucyjnego - do 15 dnia każdego miesiąca na 

miesiąc następny, 

- zestawienie godzinowych planów pracy elektrowni dla każdego dnia 

miesiąca w wartościach brutto jednostek wytwórczych przyłączonych do 

sieci rozdzielczej, z rozbiciem na poszczególne godziny doby – do 24 dnia 

miesiąca na miesiąc kolejny, 

e) dane do planu koordynacyjnego dobowego (PKD,WPKD i BTHD) – 

codziennie do godziny 8:00 dla kolejnych 9 dób: 

- prognozowane moce dyspozycyjne, maksymalne i minimalne oraz 

obciążenie poszczególnych jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci 


f) bieżący stan ilościowy paliw (dostawa, zużycie i zapas) – codziennie do 

godziny 7:30, 

g) wartości mocy wytworzonej i dyspozycyjnej z każdej godziny doby 

kalendarzowej w terminach określonych przez operatora systemu 

-70-



h) inne prognozy produkcji energii elektrycznej dla okresów i terminów 

uzgodnionych przez operatora systemu dystrybucyjnego z wytwórcą. 

VII.10.6. Na podstawie zawartych umów operator systemu dystrybucyjnego i podmioty 

przyłączone do sieci rozdzielczej posiadające zdolności regulacyjne mogą ustalać 

zmiany w planach produkcji lub poboru w grafikach obciążeń dla doby n. 

Terminy i zakres regulacji określają stosowne umowy. 

VII.10.7. Wytwórcy produkujący energię elektryczną ze źródeł odnawialnych sporządzają 

i przesyłają do operatora systemu dystrybucyjnego: 

a) prognozowaną wielkość mocy osiągalnych i produkcji energii elektrycznej 

w terminie do 30 czerwca dla kolejnych trzech lat, 

b) wniosek o wydanie świadectwa pochodzenia zgodnie z Ustawą prawo 

energetyczne, 

c) informację o ilości energii elektrycznej sprzedanej do poszczególnych 

podmiotów. 

VII.10.8. Wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze o sumarycznej mocy osiągalnej 

mniejszej niż 1 MW, przyłączeni do sieci operatora systemu dystrybucyjnego, 

zobowiązani są do informowania operatora systemu dystrybucyjnego 

o każdorazowej zmianie mocy osiągalnej i dyspozycyjnej ich jednostek. 

VII.10.9. Wskazani przez operatora systemu dystrybucyjnego wytwórcy posiadający 

jednostki wytwórcze inne niż JWCD o sumarycznej mocy osiągalnej powyżej 

1 MW są zobowiązani na bieżąco przekazywać do operatora systemu 

dystrybucyjnego informacje o: 

a) gotowości do planowanego uruchomienia i odstawienia, 

b) uruchomieniu i odstawieniu urządzeń z podaniem klasyfikacji postoju 

(rezerwa, remont kapitalny, średni, bieżący, awaryjny), 

c) występujących odstępstwach od planu PKD przekraczających 3 % 

planowanego obciążenia, 

d) każdorazowej zmianie mocy osiągalnej i dyspozycyjnej tych jednostek, 

e) występującej niesprawności urządzeń mogących mieć wpływ na odstawienie 

bloku do remontu bieżącego, 

f) wybrane obciążenia mocą bierną. 

VII.10.10. Wytwórcy produkujący energię elektryczną w skojarzeniu z wytwarzaniem ciepła 

zobowiązani są do przekazywania do operatora systemu dystrybucyjnego: 

a) informację o ilości energii planowanej do sprzedaży w danym roku 

kalendarzowym, 

b) informację o ilości energii elektrycznej sprzedanej do poszczególnych 

podmiotów. 

-71-


VIII. BEZPIECZEŃSTWO PRACY SYSTEMU 

ELEKTROENERGETYCZNEGO 

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: 

a) brakiem mocy dyspozycyjnej jednostek wytwórczych, pokrywającej 

zapotrzebowanie energii elektrycznej oraz zapewniającej odpowiedni poziom 

rezerwy mocy, przy uwzględnieniu salda mocy wymiany międzysystemowej, 

b) 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, 

c) 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 oraz Załącznik nr 4. 

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 dystrybucyjnego. 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 dystrybucyjnego 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. 

-72-


VIII.2. BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI ROZDZIELCZEJ 

VIII.2.1. Operator systemu dystrybucyjnego prowadzi ruch sieci rozdzielczej w sposób 

zapewniający bezpieczeństwo realizacji dostaw energii elektrycznej przesyłanej 

siecią rozdzielczą. 

VIII.2.2. Operator systemu dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnego, o której mowa w p. VIII.2.2., określa w szczególności: 

a) wielkość rezerw mocy i regulacyjnych usług systemowych kontraktowanych 

przez operatora systemu dystrybucyjnego, 

b) zasady wykorzystywania oraz sterowania rezerwami mocy i regulacyjnymi 

usługami systemowymi kontraktowanymi przez operatora systemu 


c) 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. 

-73-


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: 

a) tryb normalny, 

b) tryb awaryjny. 

IX.2. Zagadnienia związane z wprowadzaniem ograniczeń w dostawie energii 

elektrycznej wg trybu normalnego są regulowane rozporządzeniem, o którym 

mowa w p. II.3.d), natomiast z wprowadzaniem ograniczeń w dostawie energii 

elektrycznej wg trybu awaryjnego, zgodnie z rozporządzeniem, o którym mowa 

w p. II.3.h), 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: 

a) zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego państwa polegającego na 

długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo-energetycznym, 

b) zagrożenia bezpieczeństwa osób, 

c) znacznych strat materialnych. 

IX.5. Operator systemu dystrybucyjnego 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 o mocy zamówionej powyżej 300 kW. 

IX.7. Operator systemu dystrybucyjnego 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 przyłączonymi do sieci 

rozdzielczej oraz innymi operatorami systemów dystrybucyjnych , a także z 

operatorem systemu przesyłowego zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci 

przesyłowej. 

-74-


IX.8. W ramach działań, o których mowa w p. IX.7., operator systemu 

dystrybucyjnego: 

a) opracowuje plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii 

elektrycznej zgodnie z rozporządzeniem, o którym mowa w p. II.3.d), 

b) stosuje automatykę SCO i SCA. 

IX.9. Operatorzy systemów dystrybucyjnych 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 

11 do 20. 

IX.11. Przyporządkowane odbiorcom, 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 dystrybucyjnego realizuje w obszarze swojej sieci ograniczenia 

w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wynikające z decyzji Rady 

Ministrów. 

IX.13. Odbiorcy o mocy zamówionej powyżej 300 kW, przyłączeni do sieci rozdzielczej, 

przekazują do właściwego operatora systemu dystrybucyjnego informacje 

dotyczące minimalnego poboru mocy i minimalnego dobowego poboru energii 

elektrycznej w przypadku wprowadzania ograniczeń. 

IX.14. Operator systemu dystrybucyjnego powiadamia odbiorców 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 dystrybucyjnych określa w stopniach 

operator systemu przesyłowego i przekazuje operatorowi systemu 

dystrybucyjnego 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 

dystrybucyjnych i operatora systemu przesyłowego. 

-75-


IX.19. W czasie odbudowy systemu elektroenergetycznego zakres działań 

poszczególnych operatorów systemów dystrybucyjnych określa zgodnie z 

Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci przesyłowej operator systemu przesyłowego. 

IX.20. Operator systemu dystrybucyjnego w uzgodnieniu z operatorem systemu 

przesyłowego opracowuje i na bieżąco aktualizuje procedury dyspozytorskie na 

okres odbudowy zasilania systemu dystrybucyjnego, którego pracą kieruje. 

IX.21. Procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu dystrybucyjnego 

obejmują w szczególności: 

a) podział kompetencji służb dyspozytorskich, 

b) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach 

odbudowy zasilania, 

c) dane techniczne niezbędne do odbudowy zasilania. 

IX.22. Operator systemu dystrybucyjnego 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: 

a) podział kompetencji służb dyspozytorskich, 

b) awaryjne układy pracy sieci rozdzielczej, 

c) plan nastawień zabezpieczeń i automatyk dla awaryjnych układów pracy sieci, 

d) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach 

likwidacji awarii, 

e) 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 dystrybucyjnego 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 dystrybucyjnych oraz operator systemu przesyłowego mogą 

regulować umowami zagadnienie ustalenia odpowiedzialności i konsekwencji za 

wywołanie stanu szczególnego w sieci kierowanej przez innego operatora. 

-76-


X. PROCEDURY WPROWADZANIA PRZERW PLANOWYCH 

I OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU ENERGII ELEKTRYCZNEJ 

X.1. Procedura przygotowania planu ograniczeń w dostawach energii elektrycznej 

obejmuje: 

a) wystąpienie operatora systemu dystrybucyjnego do odbiorców 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, 

b) przygotowanie przez operatora systemu dystrybucyjnego w terminie do 

30 czerwca każdego roku wstępnego planu ograniczeń w dostawie energii 

elektrycznej, 

c) uzgodnienie planu ograniczeń w dostawie energii elektrycznej z operatorem 

systemu przesyłowego i operatorami systemów dystrybucyjnych 

odpowiadającymi za ruch sieci rozdzielczej na sąsiednich obszarach, 

w terminie do 10 sierpnia każdego roku, 

d) powiadomienie odbiorców o przyjętej procedurze wprowadzania ograniczeń 

wg trybu normalnego w terminie do 3 tygodni od przekazania do operatora 

systemu dystrybucyjnego przez operatora systemu przesyłowego uzgodnień 

planów wprowadzania ograniczeń w poborze energii elektrycznej dokonanych 

pomiędzy Prezesem URE a operatorem systemu przesyłowego. 

X.2. W przypadku zmiany parametrów, o których mowa w p. X.1.a), odbiorcy o mocy 

zamówionej powyżej 300 kW są zobowiązani do ich pisemnej aktualizacji 

u właściwego operatora systemu dystrybucyjnego , w terminie 7 dni od zaistniałej 

zmiany. 

X.3. Powiadomienie odbiorców o mocy zamówionej powyżej 300 kW 

o procedurze wprowadzania ograniczeń wg trybu normalnego, o którym mowa 

w p. X.1.d), obejmuje następujące informacje: 

a) sposób powiadomienia odbiorcy końcowego o mocy zamówionej powyżej 

300 kW o wprowadzaniu ograniczeń, 

b) właściwy organ dyspozytorski uprawniony do przekazania poleceń, 

c) 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 dystrybucyjnych ogłaszanymi w I Programie Polskiego 

Radia o godz. 7:55 i 19:55. 

X.5. Operator systemu dystrybucyjnego jest zobowiązany do niezwłocznego 

poinformowania operatora systemu przesyłowego o zakresie wprowadzanych 

ograniczeń wg trybu awaryjnego zgodnie z ustalonymi przez operatora systemu 

przesyłowego procedurami informacyjnymi. 

-77-


X.6. O terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej 

operator systemu dystrybucyjnego powiadamiania odbiorców, z co najmniej 

pięciodniowym wyprzedzeniem, w następującej formie: 

a) 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, 

b) 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 I, 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, o którym mowa w 

p. II.3.h), z uwzględnieniem §27 ust.2 tego Rozporządzenia. 

-78-


XI. ZASADY DOKONYWANIA POMIARÓW 

XI.1. Przedmiotem dokonywanych pomiarów jest rejestracja, archiwizowanie i bieżące 

monitorowanie: 

a) produkcji energii elektrycznej poszczególnych wytwórców (generatorów), 

b) poboru energii elektrycznej przez poszczególnych odbiorców, 

c) pracy poszczególnych wytwórców i odbiorców biorących udział w regulacji. 

XI.2. Cyklem pomiarowo – rozliczeniowym jest okres nie dłuższy niż: 

a) dla podmiotów przyłączonych do linii 220 kV oraz do sieci rozdzielczej 

uczestniczących w procesie bilansowania i rozliczeń w sieci rozdzielczej 

zgodnie z Załącznikiem nr 4 – jedna godzina zegarowa, 

b) dla podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu wyższym od 1 kV, 

za wyjątkiem podmiotów, o których mowa w p. a) – jeden miesiąc w podziale 

na poziomy napięć i strefy czasowe, 

c) dla podmiotów przyłączonych do sieci o napięciu poniżej 1 kV, za wyjątkiem 

podmiotów, o których mowa w p. a) – dwanaście miesięcy. 

XI.3. Strefy czasowe, o których mowa w p. XI.2., określa operator systemu 

dystrybucyjnego na właściwym dla niego obszarze sieci rozdzielczej. 

XI.4. Obsługę i bieżącą kontrolę układów pomiarowych rozliczeniowych 

zainstalowanych w systemie rozdzielczym zapewniają administratorzy pomiarów. 

-79-


XII. WYMAGANIA ZWIĄZANE Z SYSTEMAMI TELETRANSMISYJNYMI 

XII.1. Operator systemu dystrybucyjnego określa parametry techniczne 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 dystrybucyjnych, operatorem systemu przesyłowego oraz 

odbiorcami zaliczonymi do I lub II grupy przyłączeniowej. 

XII.3. Koszty utrzymania infrastruktury telekomunikacyjnej i informatycznej niezbędnej 

do właściwego prowadzenia rozliczenia podmiotów korzystających z usług 

przesyłowych ponoszą te podmioty. 

XII.4. Operator systemu dystrybucyjnego określa wymagania związane z układami 

pomiarowo-rozliczeniowymi, w tym z układami transmisji danych, niezbędnymi 

do realizacji umów o świadczenie usług przesyłowych odbiorców posiadających 

prawo do korzystania z usług przesyłowych i zamierzających skorzystać z tego 

prawa. Zgodnie z rozporządzeniem, o którym mowa w p. II.3.h) istnienie 

określonych układów pomiarowo-rozliczeniowych jest jednym z warunków 

zawarcia umowy o świadczenie usług przesyłowych z operatorem systemu 


XII.5. W przypadku nowych odbiorców 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. 

-80-


XIII. SŁOWNIK POJĘĆ I DEFINICJI 

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 

-81-


XIII.2. POJĘCIA I DEFINICJE ZACZERPNIĘTE Z AKTÓW PRAWNYCH 

Grafik handlowy Zbiór danych określających ilość energii elektrycznej wynikającą 

z umów sprzedaży energii elektrycznej przypisaną jednostce 

grafikowej, oddzielnie dla poszczególnych okresów rozliczeniowych 

rynku bilansującego. 

Grafik obciążeń Zbiór danych określających planowane wielkości, wprowadzenia do 

sieci energii elektrycznej lub jej poboru przez jednostkę grafikową, 

oddzielnie dla poszczególnych okresów rozliczeniowych rynku 

bilansującego. 

Grupy 

przyłączeniowe 

Jednostka 

grafikowa 

Jednostka 

wytwórcza 

Miejsce 

dostarczania 

Grupy podmiotów przyłączanych do sieci, sklasyfikowane 

w następujący sposób: 

a) grupa I – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci 

przesyłowej, 

b) grupa II – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci 

rozdzielczej, o napięciu znamionowym 110 kV, 

c) grupa III – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci 

rozdzielczej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, lecz 

niższym niż 110 kV, 

d) grupa IV – podmioty przyłączane bezpośrednio do sieci 

rozdzielczej, o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV 

oraz mocy przyłączeniowej większej niż 40 kW lub prądzie 

znamionowym zabezpieczenia przedlicznikowego w torze 

prądowym większym niż 63 A, 

e) 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, 

f) grupa VI – podmioty przyłączane do sieci poprzez tymczasowe 

przyłączenie, które będzie, na zasadach określonych w umowie, 

zastąpione przyłączeniem docelowym, lub podmioty przyłączone 

do sieci na czas określony, lecz nie dłuższy niż 1 rok. 

Zbiór rzeczywistych bądź wirtualnych miejsc dostarczania lub 

odbioru energii elektrycznej. 

Opisany poprzez dane techniczne i handlowe wyodrębniony zespół 

urządzeń należących do przedsiębiorstwa energetycznego, służący 

do wytwarzania energii elektrycznej i wprowadzania mocy. 

Punkt w sieci, do którego przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza 

energię elektryczną, określony w umowie o przyłączenie, w umowie 

przesyłowej albo w umowie sprzedaży energii elektrycznej. 

-82-


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: 

Nielegalne 

pobieranie energii 

elektrycznej 

a) umowie przesyłowej oraz umowie zawierającej postanowienia 

umowy sprzedaży i umowy przesyłowej, jako wartość 

maksymalna ze średnich wartości tej mocy, w okresie 15 minut, 

b) umowie przesyłowej zawieranej pomiędzy operatorami, jako 

wartość maksymalna ze średnich wartości tej mocy, w okresie 

godziny, 

c) umowie sprzedaży, zawieranej pomiędzy wytwórcą 

a przedsiębiorstwem energetycznym niebędącym wytwórcą lub 

odbiorcą korzystającym z prawa dostępu do sieci, w okresie 

godziny. 

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. 

Operator systemu 

przesyłowego 

Operator systemu 

dystrybucyjnego 

Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie 

lub przesyłanie i dystrybucję energii elektrycznej, odpowiedzialne za 

ruch sieciowy sieci przesyłowej na terytorium Rzeczypospolitej 

Polskiej. 

Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie 

i dystrybucję energii elektrycznej, odpowiedzialne za ruch sieciowy 

sieci rozdzielczej na obszarze kraju, określonym w koncesji. 

Przyłącze Odcinek lub element sieci służący do połączenia urządzeń, instalacji 

lub sieci odbiorcy o wymaganej przez niego mocy przyłączeniowej 

z siecią przedsiębiorstwa energetycznego świadczącego na rzecz 

tego odbiorcy usługę polegającą na przesyłaniu energii elektrycznej; 

Rezerwa mocy Nie wykorzystana w danym okresie zdolność jednostek 

wytwórczych do wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej do 

sieci. 

Rynek bilansujący 

Mechanizm bieżącego bilansowania zapotrzebowania na energię 

elektryczną i wytwarzania tej energii w Krajowym Systemie 

Elektroenergetycznym. 

Sieć przesyłowa Sieć elektroenergetyczna o napięciu znamionowym wyższym niż 

110 kV. 

Sieć rozdzielcza Sieć elektroenergetyczna o napięciu znamionowym nie wyższym niż 

110 kV. 

-83-


System 

elektroenergetyczny 

Układ pomiaroworozliczeniowy 

Sieci elektroenergetyczne oraz przyłączone do nich urządzenia 

i instalacje, współpracujące z siecią. 

Liczniki i inne urządzenia pomiarowe lub rozliczeniowo-pomiarowe, 

a także układy połączeń między nimi, służące bezpośrednio lub 

pośrednio do pomiarów energii elektrycznej i rozliczeń za tę energię. 

Usługi systemowe Usługi świadczone na rzecz operatorów, niezbędne do prawidłowego 

funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, zapewniające 

zachowanie określonych parametrów niezawodnościowych 

dostarczania energii elektrycznej i jakości tej energii. 

XIII.3. DODATKOWE POJĘCIA I DEFINICJE 

Administrator 

pomiarów 

Automatyczny 

układ regulacji 

napięcia elektrowni 

(ARNE) 

Jednostka organizacyjna lub podmiot odpowiedzialny za obsługę 

i kontrolę układów pomiarowo-rozliczeniowych. 

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. 

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. 

Doba n Doba realizacji planu PKD 

Generacja 

wymuszona 

Generacja 

zdeterminowana 

Jednostki 

wytwórcze 

centralnie 

dysponowane 

(JWCD) 

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. 

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. 

Jednostki wytwórcze dysponowane przez operatora systemu 

przesyłowego. Zgodnie z Instrukcją ruchu i eksploatacji sieci 

przesyłowej JWCD są: 

a) wszystkie jednostki wytwórcze przyłączone do sieci przesyłowej, 

b) jednostki wytwórcze kondensacyjne przyłączone do sieci 

-84-


Koordynowanie 

ruchu sieci 110 kV 

Krajowy system 

elektroenergetyczny 

(KSE) 

Miejsce 

dostarczania rynku 

bilansującego 

rozdzielczej o mocach osiągalnych większych od 100 MW, 

c) 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 przez operatora systemu 

przesyłowego polega na: 

a) zatwierdzaniu planów i nadzorowaniu pracy określonych 

jednostek wytwórczych, z uwzględnieniem procesów rynkowych 

zawierania umów sprzedaży energii elektrycznej, 

b) zatwierdzaniu planów i nadzorowaniu pracy określonych 

elementów sieci 110 kV, 

c) wyrażaniu zgody dla operatorów systemów dystrybucyjnych 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. 

System elektroenergetyczny na terenie kraju. 

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: 

Moc zamówiona Moc umowna. 

a) przez wytwórcę cieplnego w sposób ciągły przez przynajmniej 

15 godzin, 

b) przez wytwórcę wodnego przepływowego w sposób ciągły przez 

przynajmniej 5 godzin, 

c) przez wytwórcę szczytowo-pompowego w sposób ciągły przez 

okres zależny od pojemności zbiornika górnego. 

Niskie napięcie (nN) Napięcie nie wyższe niż 1 kV 

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. 

-85-


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: 

a) stanu pracy urządzenia, 

b) układu połączeń, 

c) nastaw regulacyjnych, 

d) nastaw sterowniczych. 

Operacje łączeniowe Operacje łączeniowe obejmują w szczególności: 

Operator handlowy 

Operator handlowotechniczny 

a) załączenie lub wyłączenie: linii, transformatora, dławika, baterii 

kondensatorów, 

b) przełączenie urządzeń na systemach szyn zbiorczych 

w rozdzielni, 

c) przełączenie zasilania potrzeb własnych jednostki wytwórczej 

z podstawowego na rezerwowe, 

d) załączenie lub wyłączenie hydrogeneratorów do/z pracy 

kompensacyjnej. 

Podmiot, który jest dysponentem jednostek grafikowych uczestnika 

rynku bilansującego w zakresie handlowym. Operator handlowy 

dysponuje energią elektryczną wprowadzaną lub odbieraną poprzez 

jednostki grafikowe. Operator handlowy jest odpowiedzialny za 

tworzenie handlowych grafików pracy jednostek grafikowych 

uczestnika rynku bilansującego i przekazywanie ich do 

odpowiedniego operatora. 

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 dystrybucyjnego oraz uczestniczy 

w procesie rozliczeń. 

-86-


Programy 

łączeniowe 

Przedsiębiorstwo 

obrotu 

Przedsiębiorstwo 

sieciowe 

Samoczynne 

częstotliwościowe 

odciążanie (SCO) 

Sieć rozdzielcza 

koordynowana 

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 energetyczne prowadzące działalność gospodarczą 

polegającą na handlu energią elektryczną, niezależnie od innych 

rodzajów prowadzonych działalności. 

Przedsiębiorstwo energetyczne prowadzące działalność gospodarczą 

w zakresie przesyłania i dystrybucji energii elektrycznej. 

Samoczynne wyłączanie odbiorców w przypadku obniżenia się 

częstotliwości do określonej wielkości, spowodowanego deficytem 

mocy w systemie elektroenergetycznym. 

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 


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 

Średnie napięcie 

(SN) 

Warunki pracy, w których istnieje niebezpieczeństwo wystąpienia: 

niestabilności systemu, podziału sieci przesyłowej lub ograniczenia 

dostaw energii elektrycznej do odbiorców. 

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 

Współczynnik 

bezpieczeństwa 

przyrządu (FS) 

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. 

Stosunek znamionowego prądu bezpiecznego przyrządu do 

znamionowego prądu pierwotnego. Przy czym znamionowy prąd 

bezpieczny przyrządu określa się jako wartość skuteczną 

minimalnego prądu pierwotnego, przy którym błąd całkowity 

przekładnika prądowego do pomiarów jest równy lub większy niż 

10 % przy obciążeniu znamionowym. 

-87-


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: 

a) stanu pracy urządzenia, instalacji lub sieci, 

b) układu połączeń, 

c) nastaw regulacyjnych, 

d) nastaw sterowniczych. 

-88-

instrukcja ruchu i eksploatacji sieci rozdzielczej - Tauron Dystrybucja

Create successful ePaper yourself

Delete template?

Save as template?