Contract

Niniejsza Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej została zatwierdzona i wprowadzona do stosowania uchwałą Zarządu PCC Energetyka Blachownia Sp. z o.o. Postanowienia instrukcji obowiązują z datą wpisaną na stronie tytułowej niniejszej Instrukcji.

SPIS TREŚCI

I. KORZYSTANIE Z SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO

A.5. ZASADY KONFIGURACJI PODMIOTOWEJ I OBIEKTOWEJ RYNKU DETALICZNEGO ORAZ NADAWANIA KODÓW IDENTYFIKACYJNYCH 100

A.6. ZASADY WSPÓŁPRACY OSDN Z OSDP W ZAKRESIE PRZEKAZYWANIA DANYCH POMIAROWYCH DLA POTRZEB ROZLICZEŃ NA RYNKU BILANSUJĄCYM 102

B. ZASADY ZAWIERANIA UMÓW DYSTRYBUCJI Z URDO 103

C. ZASADY WYZNACZANIA, PRZEKAZYWANIA I UDOSTĘPNIANIA DANYCH POMIAROWYCH 104

C.1. WYZNACZANIE ORAZ PRZEKAZYWANIE DANYCH POMIAROWYCH I POMIAROWO- ROZLICZENIOWYCH. 104

D. PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY ORAZ ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW 108

D.1. WYMAGANIA OGÓLNE 108

D.2. PROCEDURA ZMIANY SPRZEDAWCY PRZEZ ODBIORCĘ 110

D.3. ZASADY UDZIELANIA INFORMACJI I OBSŁUGI ODBIORCÓW 112

E ZASADY BILANSOWANIA HANDLOWEGO W OBSZARZE RYNKU DETALICZNEGO 113

F. PROCEDURA POWIADAMIANIA O ZAWARTYCH UMOWACH SPRZEDAŻY ORAZ UMOWACH KOMPLEKSOWYCH 116

F.1. OGÓLNE ZASADY POWIADAMIANIA 116

F.2. WERYFIKACJA ZGŁOSZEŃ UMÓW SPRZEDAŻY ENERGII ELEKTRYCZNEJ WERYFIKACJA

POWIADOMIEŃ 116

G. ZASADY WYZNACZANIA, PRZYDZIELANIA I WERYFIKACJI STANDARDOWYCH PROFILI ZUŻYCIA 118

H. POSTĘPOWANIE REKLAMACYJNE 126

I. ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI 128

SŁOWNIK SKRÓTÓW I DEFINICJI 130

1. OZNACZENIA SKRÓTÓW 132

2. POJĘCIA I DEFINICJE 136

ZAŁĄCZNIK NR 1 1

SZCZEGÓŁOWE WYMAGANIA TECHNICZNE DLA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZANYCH I

PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ 1

1. POSTANOWIENIA OGÓLNE 2

2. URZĄDZENIA ŁĄCZENIOWE 3

3. ZABEZPIECZENIA 3

4. KOMPENSACJA MOCY BIERNEJ 5

5. ZAŁĄCZANIE JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH 6

6. CZĘSTOTLIWOŚĆ I NAPIĘCIE 7

7. KRYTERIA OCENY MOŻLIWOŚCI PRZYŁĄCZENIA JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH DO SIECI SN I NN 9

ZAŁĄCZNIK NR 2 9

Formularz powiadomienia OSDp przez sprzedawcę o zawartej umowie sprzedaży lub umowie kompleksowej 9

ZAŁĄCZNIK NR 3 1

Lista kodów którymi PCC EB informuje sprzedawcę o wyniku przeprowadzonej weryfikacji zgłoszonych umów sprzedaży oraz umów kompleksowych 1

ZAŁĄCZNIK NR 4 1

KARTY AKTUALIZACJI 1

I. KORZYSTANIE Z SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO

I.1. POSTANOWIENIA OGÓLNE

I.1.1.	PCC Energetyka Blachownia Sp. z o.o. (zwana dalej PCC EB) jako operator systemu dystrybucyjnego wprowadza niniejszą Instrukcję Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej (zwaną dalej IRiESD), na podstawie zapisów ustawy Prawo energetyczne.
I.1.2.	PCC EB jako operator systemu dystrybucyjnego nieposiadającego bezpośredniego połączenia z sieciami przesyłowymi (operator sytemu dystrybucyjnego typu OSDn) prowadzi ruch, eksploatację i planowanie rozwoju sieci, a także zarządzanie ograniczeniami systemowymi w sieci na której został wyznaczony operatorem systemu dystrybucyjnego (zwaną dalej „siecią dystrybucyjną PCC EB”), zgodnie z niniejszą IRiESD.
I.1.3.	Niniejsza IRiESD spełnia w szczególności wymagania: a) ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. Prawo energetyczne (Dz. U. z 2012 r. poz. 1059 z późn. zm., zwanej dalej: „Ustawą”) oraz wydanymi na jej podstawie aktami wykonawczymi, b) ustawy Kodeks Pracy (Dz. U. z 1998 r. Nr 21, poz. 94 z późn. zm.), c) decyzji Prezesa URE nr DPE-4711-89(8)/2012/9195/KF z dnia 26.04.2012r. z późniejszymi zmianami o wyznaczeniu PCC ENERGETYKA BLACHOWNIA Sp. z o.o. Operatorem Systemu Dystrybucyjnego, zwanego dalej PCC EB, d) koncesji PCC EB na dystrybucję energii elektrycznej nr PEE/101/9195/W/1/2/98/RG z dnia 16 lutego 1999 r. wraz z xxxx.xx., e) określone w opracowanej przez operatora systemu przesyłowego (zwanego dalej: „OSP”) Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (zwaną dalej „IRiESP”), zatwierdzonej decyzją Prezesa URE, f) ustawy z dnia 7 lipca 1994 r. Prawo budowlane (Dz. U. z 2010r. Nr 243, poz. 1623 z późn. zm.), g) Taryfy PCC EB.
I.1.4.	Uwzględniając warunki określone w niniejszej IRiESD - PCC EB w celu realizacji ustawowych zadań przyjmuje do stosowania instrukcje eksploatacji obiektów i urządzeń, instrukcje ruchowe oraz instrukcje organizacji bezpiecznej pracy.
I.1.5.	Niniejsza IRiESD określa szczegółowe warunki korzystania z sieci dystrybucyjnych PCC EB przez jej użytkowników oraz warunki i sposób prowadzenia ruchu, eksploatacji, planowania rozwoju tych sieci, a także bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami systemowymi w sieci PCC EB, w szczególności dotyczące:

1) przyłączania urządzeń wytwórczych, sieci dystrybucyjnych, urządzeń odbiorców końcowych,

2) wymagań technicznych dla urządzeń, instalacji i sieci wraz z niezbędną infrastrukturą pomocniczą,

3) kryteriów bezpieczeństwa funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, w tym uzgadniania planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia awarii o znacznych rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po wystąpieniu awarii,

4) współpracy między operatorami systemów elektroenergetycznych,

5) przekazywania informacji pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi oraz pomiędzy przedsiębiorstwami energetycznymi a odbiorcami,

6) parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi użytkowników systemu,

7) wymagań w zakresie bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej i warunków, jakie muszą zostać spełnione dla jego utrzymania,

8) wskaźników charakteryzujących jakość i niezawodność dostaw energii elektrycznej oraz bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej,

9) zasad bilansowania systemu dystrybucyjnego i zarządzania ograniczeniami systemowymi.

I.1.6.

W zakresie procedur i zasad wykonywania czynności związanych z ruchem sieciowym i eksploatacją sieci, postanowienia IRiESD dotyczą stacji i rozdzielni elektroenergetycznych, linii kablowych za których ruch sieciowy jest odpowiedzialny PCC EB, niezależnie od praw własności tych urządzeń.

I.1.7.

Postanowienia IRiESD obowiązują następujące podmioty:

1) operatora systemu dystrybucyjnego PCC EB,

2) wytwórców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PCC EB,

3) odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PCC EB,

4) przedsiębiorstwa obrotu,

5) sprzedawców,

6) podmioty ubiegające się o przyłączenie (przyłączane) do sieci dystrybucyjnej PCC EB,

7) operatorów handlowych i handlowo-technicznych działających w imieniu podmiotów wymienionych w powyższych podpunktach od 1) do 6).

Dodatkowo poniższe podmioty obowiązują również postanowienia IRiESP:

1) operatorzy systemów dystrybucyjnych,

2) podmioty korzystające z usług świadczonych przez OSP,

3) wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze, za których dysponowanie mocą, zgodnie z postanowieniami ustawy Prawo energetyczne, odpowiada OSP.

I.1.8.

Zgodnie z przepisami ustawy Prawo energetyczne oraz aktów wykonawczych do niej, PCC EB jako operator systemu dystrybucyjnego jest odpowiedzialny za:

1) prowadzenie ruchu sieciowego w sieci dystrybucyjnej w sposób efektywny, z zachowaniem wymaganej niezawodności dostarczania energii elektrycznej i jakości jej dostarczania,

2) eksploatację, konserwację i remonty sieci dystrybucyjnej w sposób gwarantujący niezawodność funkcjonowania systemu dystrybucyjnego,

3) zapewnienie rozbudowy sieci dystrybucyjnej, a tam gdzie ma to zastosowanie, rozbudowy połączeń międzysystemowych w obszarze swego działania,

4) współpracę z innymi operatorami systemów elektroenergetycznych lub przedsiębiorstwami energetycznymi w celu zapewnienia spójności działania systemów elektroenergetycznych i skoordynowania ich rozwoju, a także niezawodnego oraz efektywnego funkcjonowania tych systemów,

5) dysponowanie mocą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej,

6) bilansowanie systemu, z wyjątkiem równoważenia bieżącego zapotrzebowania na energię elektryczną z dostawami tej energii, oraz zarządzanie ograniczeniami systemowymi,

7) zarządzanie przepływami energii elektrycznej w sieci dystrybucyjnej,

8) zakup energii elektrycznej w celu pokrywania strat powstałych w sieci dystrybucyjnej podczas dystrybucji energii elektrycznej tą siecią oraz stosowanie przejrzystych i niedyskryminacyjnych procedur rynkowych przy zakupie tej energii,

9) dostarczanie użytkownikom sieci i operatorom innych systemów elektroenergetycznych, z którymi system jest połączony, informacji

o warunkach świadczenia usług dystrybucji energii elektrycznej oraz zarządzaniu siecią, niezbędnych do uzyskania dostępu do sieci dystrybucyjnej i korzystania z tej sieci,

10) umożliwienie realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej zawartych przez odbiorców przyłączonych do sieci poprzez:

a) budowę i eksploatację infrastruktury technicznej i informatycznej służącej pozyskiwaniu i transmisji danych pomiarowych oraz zarządzaniu nimi, zapewniającej efektywną współpracę z innymi operatorami i przedsiębiorstwami energetycznymi,

b) pozyskiwanie, przechowywanie, przetwarzanie i udostępnianie, w uzgodnionej pomiędzy uczestnikami rynku energii formie, danych pomiarowych dla energii elektrycznej pobranej przez odbiorców wybranym

przez nich sprzedawcom i podmiotom odpowiedzialnym za bilansowanie

handlowe oraz operatorowi systemu przesyłowego,

c) opracowywanie, aktualizację i udostępnianie odbiorcom oraz ich sprzedawcom ich standardowych profili zużycia, a także uwzględnianie zasad ich stosowania w IRiESD,

d) udostępnianie danych dotyczących planowanego i rzeczywistego zużycia energii elektrycznej wyznaczonych na podstawie standardowych profili zużycia dla uzgodnionych okresów rozliczeniowych,

e) wdrażanie warunków i trybu zmiany sprzedawcy energii elektrycznej oraz ich uwzględnianie w IRiESD,

f) zamieszczanie na swoich stronach internetowych oraz udostępnianie do publicznego wglądu w swoich siedzibach:

(i) aktualnej listy sprzedawców energii elektrycznej, z którymi PCC EB zawarła umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej,

(ii) informacji o sprzedawcy z urzędu energii elektrycznej działającym na obszarze działania PCC EB ,

(iii) wzorców umów zawieranych z użytkownikami systemu, w szczególności wzorców umów zawieranych z odbiorcami końcowymi oraz ze sprzedawcami energii elektrycznej,

11) współpracę z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego przy opracowywaniu planów działania na wypadek zagrożenia wystąpienia awarii o znacznych rozmiarach w systemie elektroenergetycznym oraz odbudowy tego systemu po wystąpieniu awarii,

12) planowanie rozwoju sieci dystrybucyjnej z uwzględnieniem przedsięwzięć związanych z efektywnością energetyczną, zarządzaniem popytem na energię elektryczną lub rozwojem mocy wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej,

13) opracowywanie normalnego układu pracy sieci dystrybucyjnej w porozumieniu z sąsiednimi operatorami systemów dystrybucyjnych,

14) utrzymanie odpowiedniego poziomu bezpieczeństwa pracy sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej.

- z tym, że PCC EB – jako OSDn, realizuje określone w ustawie obowiązki w zakresie współpracy z operatorem systemu przesyłowego elektroenergetycznego lub systemu połączonego elektroenergetycznego za pośrednictwem OSDp (którym jest Tauron Dystrybucja S.A.).

PCC EB ponosi odpowiedzialność za skutki zaniechania działań lub skutki swoich działań zgodnie z obowiązującym prawem.

PCC EB nie ponosi odpowiedzialności za skutki zaniechania działań lub skutki działań innych operatorów systemów w tym OSDp.

I.1.9.

IRiESD przestaje obowiązywać podmioty z datą łącznego spełnienia następujących dwóch warunków:

1) odłączenie podmiotu od sieci dystrybucyjnej PCC EB,

	2) rozwiązanie z PCC EB umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej.
I.1.10.	PCC EB udostępnia do wglądu IRiESD w swojej siedzibie oraz zamieszcza ją na swoich stronach internetowych.
I.1.11.	Data wejścia w życie IRiESD lub jej zmian jest wpisywana na jej stronie tytułowej lub na stronie tytułowej Karty aktualizacji.
I.1.12.	W zależności od potrzeb, PCC EB przeprowadza aktualizację IRiESD. W szczególności aktualizacja jest dokonywana przy zmianie wymagań wynikających z przepisów prawnych.
I.1.13.	Zmiana IRiESD przeprowadzana jest poprzez wydanie nowej IRiESD albo poprzez wydanie Karty aktualizacji obowiązującej IRiESD.
I.1.14.	Każda zmiana IRiESD jest poprzedzona procesem konsultacji z użytkownikami systemu.
I.1.15.	Karta aktualizacji zawiera w szczególności: a) przyczynę aktualizacji IRiESD, b) zakres aktualizacji IRiESD, c) nowe brzmienie zmienianych zapisów IRiESD lub tekst uzupełniający dotychczasowe zapisy. W przypadku rozbieżności pomiędzy dotychczasowymi postanowieniami IRiESD, a zapisami Karty aktualizacji, rozstrzygające są postanowienia zawarte w Karcie aktualizacji. Karty aktualizacji stanowią Załączniki do IRiESD.
I.1.16.	Proces wprowadzania zmian IRiESD jest przeprowadzany według następującego trybu: a) PCC EB opracowuje projekt nowej IRiESD albo projekt Karty aktualizacji i publikuje go na swojej stronie internetowej, b) wraz z projektem nowej IRiESD albo projektem Karty aktualizacji, PCC EB publikuje na swojej stronie internetowej komunikat, informujący o rozpoczęciu procesu konsultacji zmian IRiESD, miejscu i sposobie nadsyłania uwag oraz okresie przewidzianym na konsultacje.
I.1.17.	Okres przewidziany na konsultacje nie może być krótszy niż 14 dni kalendarzowych od daty opublikowania projektu nowej IRiESD albo projektu Karty aktualizacji.
I.1.18.	Po zakończeniu okresu przewidzianego na konsultacje, PCC EB : a) dokonuje analizy otrzymanych uwag, b) w opracowywanej nowej wersji IRiESD albo Karty aktualizacji, uwzględnia w uzasadnionym zakresie zgłoszone uwagi,

c) opracowuje Raport z procesu konsultacji, zawierający zestawienie otrzymanych uwag oraz informacje o sposobie ich uwzględnienia,

d) publikuje na swojej stronie internetowej IRiESD albo Kartę aktualizacji wraz z informacją o dacie wejścia w życie wprowadzanych zmian IRiESD, oraz udostępnia do publicznego wglądu w swojej siedzibie .

I.1.19.

IRiESD albo Kartę aktualizacji oraz Raport z procesu konsultacji, zawierający zestawienie otrzymanych uwag oraz informacje o sposobie ich uwzględnienia, PCC EB publikuje na swojej stronie internetowej.

I.1.20.

Użytkownicy systemu, w tym odbiorcy, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci PCC EB lub korzystający z usług świadczonych przez PCC EB, są obowiązani stosować się do warunków i wymagań oraz procedur postępowania i wymiany informacji określonych w niniejszej IRiESD. IRiESD stanowi część umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub umowy kompleksowej.

I.2. CHARAKTERYSTYKA KORZYSTANIA Z SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

I.2.1.

Korzystanie z sieci dystrybucyjnej umożliwia realizację dostaw energii elektrycznej w sposób ciągły i niezawodny, przy zachowaniu obowiązujących parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi użytkowników systemu określonych w umowie o świadczenie usług dystrybucji lub w umowie kompleksowej.

I.2.2.

PCC EB na zasadzie równoprawnego traktowania oraz na zasadach i w zakresie wynikającym z obowiązujących przepisów i IRiESD, świadczy usługi dystrybucji, zapewniając wszystkim użytkownikom systemu, zaspokojenie uzasadnionych potrzeb w zakresie dostarczania energii elektrycznej.

I.2.3.

Świadczenie usługi dystrybucji odbywa się na podstawie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej albo na podstawie umowy kompleksowej na zasadach i warunkach określonych w ustawie Prawo Energetyczne, aktach

wykonawczych do tej ustawy, IRiESD oraz taryfie PCC EB zatwierdzonej przez Prezesa URE.

I.3. CHARAKTERYSTYKA, ZAKRES ORAZ WARUNKI FORMALNO- PRAWNE USŁUG DYSTRYBUCJI ŚWIADCZONYCH PRZEZ PCC EB

I.3.1.

Usługa dystrybucji energii elektrycznej obejmująca korzystanie z krajowego systemu elektroenergetycznego polega na utrzymywaniu:

a) ciągłości dostarczania i odbioru energii elektrycznej w krajowym systemie elektroenergetycznym oraz niezawodności jej dostarczania,

	b) parametrów jakościowych energii elektrycznej.
I.3.2.	PCC EB świadcząc usługę dystrybucji energii elektrycznej: a) dostarcza energię elektryczną zgodnie z obowiązującymi parametrami jakościowymi i na warunkach określonych w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej albo na podstawie umowy kompleksowej, b) instaluje, na własny koszt, układ pomiarowo-rozliczeniowy w miejscu przygotowanym przez odbiorcę oraz system pomiarowo-rozliczeniowy, w przypadku podmiotów zaliczonych do grup przyłączeniowych IV-VI, zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, z wyłączeniem wytwórców, c) powiadamia odbiorców o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej w wymaganej przepisami prawa formie, d) niezwłocznie przystępuje do likwidacji awarii i usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej, e) przekazuje dane pomiarowe odbiorcy, sprzedawcy oraz podmiotowi odpowiedzialnemu za bilansowanie handlowe energii elektrycznej dostarczonej i pobranej z systemu, f) umożliwia wgląd do wskazań układu pomiarowo-rozliczeniowego oraz dokumentów stanowiących podstawę do rozliczeń za dostarczoną energię elektryczną, a także do wyników kontroli prawidłowości wskazań tych układów, g) opracowuje, aktualizuje i udostępnia odbiorcom ich standardowe profile zużycia energii elektrycznej, h) wdraża procedury zmiany sprzedawcy oraz je uwzględnia w IRiESD.
I.3.3.	Przyłączenie podmiotu do sieci następuje na podstawie umowy o przyłączenie do sieci i po spełnieniu warunków przyłączenia do sieci.
I.3.4.	PCC EB ustala oraz udostępnia wzór wniosku o określenie warunków przyłączenia.
I.3.5.	Wymagania techniczne w zakresie przyłączania do sieci urządzeń wytwórczych, sieci innych operatorów elektroenergetycznych oraz urządzeń odbiorców określone są w dalszej części instrukcji.
I.3.6.	Pkt I.3.4. stosuje się odpowiednio w przypadku zwiększenia, przez podmiot przyłączony do sieci, zapotrzebowania na moc przyłączeniową lub zmiany dotychczasowych warunków i parametrów technicznych pracy urządzeń, instalacji i sieci przyłączonego podmiotu oraz ponownego przyłączenia odłączonego podmiotu.
I.3.7.	Warunki przyłączenia są przekazywane wnioskodawcy wraz z projektem umowy o przyłączenie do sieci.
I.3.8.	Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich doręczenia. W okresie

ważności warunki przyłączenia stanowią warunkowe zobowiązanie PCC EB do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej.

I.4. OGÓLNE STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UŻYTKOWNIKÓW SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO

I.4.1.

PCC EB świadczy usługi dystrybucji na zasadzie równoprawnego traktowania wszystkich użytkowników systemu.

I.4.2.

W celu realizacji powyższego obowiązku PCC EB opracowuje i udostępnia wzory wniosków i standardy umów o świadczenie usług dystrybucji zgodnie z punktem

V.6. niniejszej Instrukcji.

I.4.3.

PCC EB stosuje standardy jakościowe obsługi użytkowników systemu określone w obowiązujących przepisach. W szczególności PCC EB stosuje następujące standardy jakościowe obsługi odbiorców:

a) przyjmuje od odbiorców przez całą dobę zgłoszenia i reklamacje dotyczące dostarczania energii elektrycznej z sieci dystrybucyjnej,

b) bezzwłocznie przystępuje do usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej spowodowanych nieprawidłową pracą sieci dystrybucyjnej,

c) udziela odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii w sieci dystrybucyjnej,

d) powiadamia z wyprzedzeniem określonym w pkt. VIII.4.1., o terminach, czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej oraz zmianach warunków funkcjonowania sieci odbiorców zasilanych z sieci dystrybucyjnej PCC EB ,

e) odpłatnie podejmuje stosowne czynności w sieci dystrybucyjnej w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania, przez odbiorcę lub inny podmiot, prac w obszarze oddziaływania tej sieci,

f) nieodpłatnie udziela informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz taryfy PCC EB ,

g) rozpatruje wnioski lub reklamacje odbiorcy w sprawie rozliczeń i udziela odpowiedzi nie później niż w terminie 14 dni kalendarzowych od dnia złożenia wniosku lub zgłoszenia reklamacji, chyba że w umowie między stronami określono inny termin,

h) na wniosek odbiorcy, w miarę możliwości technicznych i organizacyjnych, dokonuje sprawdzenia dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej dostarczanej z sieci, poprzez wykonanie odpowiednich pomiarów,

i) na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu i uznaniu jego zasadności, udziela bonifikaty w wysokości określonej w taryfie za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej, o których mowa w aktach wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne lub w umowie lub

w niniejszej IRiESD.

II. PRZYŁĄCZANIE ORAZ PLANOWANIE ROZWOJU SIECI DYSTRYBUCYJNEJ PCC EB

II.1. ZASADY PRZYŁĄCZANIA

II.1.1.

Przyłączanie do sieci dystrybucyjnej PCC EB następuje na podstawie umowy o przyłączenie i po spełnieniu warunków przyłączenia, określonych przez PCC EB.

II.1.2.

Procedura przyłączenia do sieci dystrybucyjnej PCC EB obejmuje:

1) pozyskanie przez podmiot od PCC EB, wzoru wniosku o określenie warunków przyłączenia,

2) złożenie przez podmiot u PCC EB, wniosku o określenie warunków przyłączenia wraz z wymaganymi załącznikami, zgodnego ze wzorem określonym przez PCC EB,

3) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV (z wyłączeniem przypadków określonych w Ustawie) wpłacenie na rachunek bankowy, wskazany przez PCC EB, zaliczki na poczet opłaty za przyłączenie do sieci. Zaliczkę wnosi się w ciągu czternastu dni kalendarzowych od dnia złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia, pod rygorem pozostawienia wniosku bez rozpatrzenia,

4) PCC EB dokonuje weryfikacji wniosku w terminie 14 dni roboczych od daty jego otrzymania,

5) w przypadku, gdy wniosek o określenie warunków przyłączenia nie zawiera wszelkich niezbędnych informacji do określenia warunków przyłączenia lub nie zawiera wymaganych załączników PCC EB informuje podmiot o konieczności jego uzupełnienia. Termin na wydanie warunków przyłączenia rozpoczyna się z dniem złożenia wniosku spełniającego wymagania określone w punktach II.1.3

– II.1.6. niniejszej Instrukcji,

6) w przypadku wniesienia zaliczki na poczet opłaty za przyłączenie przed dniem złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia, PCC EB niezwłocznie zwraca zaliczkę,

7) PCC EB potwierdza pisemnie złożenie przez podmiot wniosku o określenie warunków przyłączenia zgodnie z art. 7. ust 8h) Ustawy, określając w szczególności datę złożenia wniosku oraz, w przypadku przyłączenia źródeł do sieci powyżej 1 kV, wysokość zaliczki, która powinna być uiszczona przez wnioskodawcę na podstawie art. 7 ust 8a). Datą złożenia wniosku jest data otrzymania przez PCC EB dokumentów spełniających wymagania zgodnie z art.

7. ust 3b) ustawy Prawo energetyczne. Potwierdzenie pisemne PCC EB przesyła pocztą na adres wskazany we wniosku o określenie warunków przyłączenia,

8) w przypadku urządzeń, instalacji lub sieci przyłączanych bezpośrednio do sieci

	o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, zapewnienie przez PCC EB wykonania ekspertyzy wpływu tych urządzeń, instalacji lub sieci na system elektroenergetyczny, z wyjątkiem przyłączanych jednostek wytwórczych o łącznej mocy zainstalowanej nie większej niż 2 MW, lub urządzeń odbiorcy końcowego o łącznej mocy przyłączeniowej nie większej niż 5 MW, 9) wydanie przez PCC EB warunków przyłączenia oraz przekazanie ich podmiotowi wraz z projektem umowy o przyłączenie, 10) zawarcie umowy o przyłączenie, 11) realizację przyłączenia tj. realizację przyłącza(-y) oraz niezbędnych zmian/dostosowania w sieci i prac dla realizacji przyłączenia, 12) przeprowadzenie prób i odbiorów częściowych oraz prób końcowych i ostatecznego odbioru rozbudowywanej sieci i przyłącza. PCC EB zastrzega sobie prawo dokonania sprawdzenia przyłączanych instalacji, urządzeń i sieci, 13) zawarcie przez podmiot umowy o świadczenie usług dystrybucji albo umowy kompleksowej.
II.1.3.	Podmiot ubiegający się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej PCC EB urządzeń wytwórczych, sieci, urządzeń lub/i instalacji odbiorców końcowych, połączeń międzysystemowych lub linii bezpośrednich składa wniosek o określenie warunków przyłączenia.
II.1.4.	Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia określa oraz udostępnia PCC EB. Wniosek dostępny jest: na stronie internetowej xxx.xxxxxxx.xx oraz w siedzibie PCC EB.
II.1.5.	Wzory wniosków o określenie warunków przyłączenia mogą być zróżnicowane dla poszczególnych grup przyłączeniowych oraz w zależności od rodzaju przyłączanego obiektu, instalacji lub sieci.
II.1.6.	Do wniosku, o którym mowa w pkt. II.1.3 należy załączyć: a) dokument potwierdzający tytuł prawny podmiotu do korzystania z nieruchomości, obiektu lub lokalu, w którym będą używane przyłączane urządzenia, instalacje lub sieci, 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) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii elektrycznej do sieci elektroenergetycznej o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV (innych niż mikroinstalacje): - wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego albo, w przypadku braku takiego planu, decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu dla nieruchomości określonej we wniosku, jeżeli jest ona wymagana na podstawie przepisów o planowaniu i zagospodarowaniu przestrzennym.

- dokument potwierdzający tytuł prawny podmiotu do korzystania z nieruchomości, na której jest planowana inwestycja określona we wniosku.

Wypis i wyrys z miejscowego planu zagospodarowania przestrzennego, lub decyzja o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu, powinna potwierdzać dopuszczalność lokalizacji danego źródła energii na terenie objętym planowaną inwestycją, która jest objęta wnioskiem o określenie warunków przyłączenia,

d) w przypadku podmiotów przyłączonych, schemat układu zasilania lub instalacji wnioskodawcy oraz krótki opis zainstalowanych w obiekcie/przewidzianych do zainstalowania urządzeń,

e) w przypadku podmiotów ubiegających się o przyłączenie źródła energii elektrycznej, parametry techniczne jednostki wytwórczej. Parametry należy przedstawić zgodnie z załączonym do wniosku szablonem,

f) w przypadku składania wniosku przez podmioty prawne: wypis z Krajowego Rejestru Sądowego, innego rejestru lub zaświadczenie o wpisie do ewidencji działalności gospodarczej.

Ponadto do wniosku o którym mowa w pkt. II.1.3 należy załączyć także inne dokumenty jeżeli obowiązek ich przedstawienia PCC EB wynika z przepisów prawa.

II.1.7.

Zakres i warunki wykonania ekspertyzy wpływu przyłączanych urządzeń, instalacji i sieci określa PCC EB.

Koszty wykonania ekspertyzy uwzględnia się w opłacie za przyłączenie.

II.1.8.

Warunki przyłączenia, w zależności od danych zawartych we wniosku o którym mowa w pkt. II.1.3., zawierają w szczególności:

1) miejsce przyłączenia, rozumiane jako punkt w sieci, w którym przyłącze łączy się z siecią,

2) miejsce dostarczania energii elektrycznej,

3) moc przyłączeniową,

4) rodzaj przyłącza,

5) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z przyłączeniem,

6) dane znamionowe urządzeń, instalacji i sieci oraz dopuszczalne, graniczne parametry ich pracy,

7) dopuszczalny poziom zmienności parametrów technicznych i jakościowych energii elektrycznej,

8) miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego,

9) wymagania dotyczące układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego współpracy z systemem pomiarowo-rozliczeniowym,

10) rodzaj i usytuowanie zabezpieczeń, dane znamionowe, warunki współpracy oraz inne niezbędne wymagania w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i systemowej,

11) dane umożliwiające określenie w miejscu przyłączenia:

a) wartości prądów zwarć wielofazowych i czasów ich wyłączenia,

b) prądów zwarcia doziemnego i czasów ich wyłączeń lub ich trwania;

12) wymagany stopień skompensowania mocy biernej,

13) wymagania w zakresie:

a) dostosowania przyłączanych urządzeń, instalacji lub sieci do systemów sterowania dyspozytorskiego,

b) przystosowania układu pomiarowo-rozliczeniowego do systemów zdalnego odczytu danych pomiarowych,

c) zabezpieczenia sieci przed zakłóceniami elektrycznymi, powodowanymi przez instalacje lub sieci wnioskodawcy,

d) wyposażenia, instalacji lub sieci, niezbędnego do współpracy z siecią, do której instalacje lub sieci są przyłączane,

e) ochrony przeciwporażeniowej i przepięciowej przyłączanych sieci lub instalacji.

14) możliwości dostarczania energii elektrycznej w warunkach odmiennych od standardowych,

15) dane i informacje dotyczące sieci, niezbędne w celu doboru systemu ochrony od porażeń w instalacji lub sieci przyłączanego podmiotu,

16) ustalone, dla poszczególnych grup przyłączeniowych, dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów technicznych i jakościowych energii elektrycznej nie powodujących pogorszenia parametrów określonych w aktach wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne albo ustalonych w umowie o świadczenie usługi przesyłowej albo dystrybucyjnej lub umowie kompleksowej,

17) przewidywany harmonogram przyłączenia odnawialnego źródła energii uwzględniający poszczególne etapy rozbudowy sieci, a także zestawienie planowanych prac.

II.1.9.

Miejsce dostarczania energii elektrycznej dla podmiotów przyłączanych określa PCC EB w warunkach przyłączenia do sieci.

II.1.10.

PCC EB wydaje warunki przyłączenia w następujących terminach:

1) 30 dni kalendarzowych od dnia złożenia wniosku o określenie warunków przyłączenia przez wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV,

2) 150 dni kalendarzowych od dnia złożenia wniosku o określenie warunków

	przyłączenia przez wnioskodawcę przyłączanego do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, a w przypadku przyłączania źródła – od dnia wniesienia zaliczki.
II.1.11.	Warunki przyłączenia są ważne dwa lata od dnia ich doręczenia. W okresie ważności warunki przyłączenia stanowią warunkowe zobowiązanie PCC EB do zawarcia umowy o przyłączenie do sieci elektroenergetycznej.
II.1.12.	Wraz z określonymi przez PCC EB warunkami przyłączenia wnioskodawca otrzymuje projekt umowy o przyłączenie do sieci.
II.1.13.	W przypadkach, gdy przyłączenie do sieci PCC EB, na podstawie opracowanej ekspertyzy, wpłynie na warunki pracy sieci sąsiedniego operatora systemu dystrybucyjnego w szczególności OSDp, PCC EB występuje do tego OSD z wnioskiem o ustalenie czy zakres przebudowy sieci elektroenergetycznych sąsiedniego OSD, wynikający z ekspertyzy został ujęty w planie rozwoju tego OSD lub czy OSD planuje realizację tych inwestycji. PCC EB oczekuje na odpowiedź sąsiedniego OSD min. 14 dni kalendarzowych od daty wysłania wniosku.
II.1.14.	PCC EB wydając warunki przyłączenia jest odpowiedzialny za dokonanie uzgodnień pomiędzy operatorami, o których mowa w pkt. II.1.13.
II.1.15.	W przypadku gdy dokonanie przyłączenia wymaga przebudowy lub rozbudowy sieci elektroenergetycznych innego OSD, a nie doszło do uzgodnienia z tym OSD zasad przebudowy lub rozbudowy sieci w terminie pozwalającym PCC EB na wydanie warunków przyłączenia w terminach określonych w pkt. II.1.10. - PCC EB może odmówić wydana warunków przyłączenia z powodu braku technicznych możliwości przyłączenia. Pomimo powyższego PCC EB może kontynuować uzgodnienia z tym OSD. Jeżeli w wyniku zakończenia uzgodnień powstaną techniczne możliwości przyłączenia - PCC EB niezwłocznie poinformuje podmiot ubiegający się o przyłączenie o możliwości złożenia nowego wniosku o przyłączenie.
II.1.16.	W przypadku gdy PCC EB odmówi przyłączenia do sieci odnawialnego źródła energii z powodu braku technicznych warunków przyłączenia wynikających z braku niezbędnych zdolności przesyłowych sieci w terminie proponowanym przez podmiot ubiegający się o przyłączenie odnawialnego źródła energii, PCC EB określa planowany termin oraz warunki wykonania niezbędnej rozbudowy lub modernizacji sieci, a także określa termin przyłączenia.
II.1.17.	W przypadku braku technicznych lub ekonomicznych warunków przyłączenia w zakresie mocy przyłączeniowej określonej we wniosku o określenie warunków przyłączenia odnawialnego źródła energii, PCC EB powiadamia podmiot ubiegający się o przyłączenie o wielkości dostępnej mocy przyłączeniowej, dla jakiej mogą być spełnione te warunki. Jeżeli podmiot ten, w terminie 30 dni kalendarzowych od dnia otrzymania powiadomienia: 1) wyraził zgodę na taką wielkość mocy przyłączeniowej, PCC EB wydaje warunki przyłączenia; 2) nie wyraził zgody na taką wielkość mocy przyłączeniowej, PCC EB odmawia

	wydania warunków przyłączenia. Bieg terminu, o którym mowa w pkt. II.1.10., ulega zawieszeniu do czasu otrzymania zgody od podmiotu ubiegającego się o przyłączenie.
II.1.18.	W przypadku gdy podmiot ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej jest przyłączony do sieci jako odbiorca końcowy, a moc zainstalowana mikroinstalacji, o przyłączenie której ubiega się ten podmiot, nie jest większa niż określona w wydanych warunkach przyłączenia, przyłączenie do sieci odbywa się na podstawie zgłoszenia przyłączenia mikroinstalacji, złożonego w PCC EB, po zainstalowaniu odpowiednich układów zabezpieczających i układu pomiarowo-rozliczeniowego. W innym przypadku przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej odbywa się na podstawie umowy o przyłączenie do sieci. Koszt instalacji układu zabezpieczającego i układu pomiarowo-rozliczeniowego ponosi PCC EB. Przyłączane mikroinstalacje muszą spełniać wymagania techniczne i eksploatacyjne określone w art. 7a ust. 1. Ustawy. Zgłoszenie, o którym mowa powyżej, zawiera w szczególności: 1) oznaczenie podmiotu ubiegającego się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej oraz określenie rodzaju i mocy mikroinstalacji, 2) informacje niezbędne do zapewnienia spełnienia przez mikroinstalację wymagań technicznych i eksploatacyjnych, o których mowa w art. 7a. Ustawy, Do zgłoszenia, podmiot ubiegający się o przyłączenie mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej jest obowiązany dołączyć oświadczenie następującej treści: „Świadomy odpowiedzialności karnej za złożenie fałszywego oświadczenia wynikającej z art. 233 § 6 ustawy z dnia 6 czerwca 1997 r. – Kodeks karny oświadczam, że posiadam tytuł prawny do nieruchomości na której jest planowana inwestycja oraz do mikroinstalacji określonej w zgłoszeniu.”. Klauzula ta zastępuję pouczenie organu o odpowiedzialności karnej za składanie fałszywych zeznań. PCC EB potwierdza złożenie zgłoszenia, odnotowując datę jego złożenia. PCC EB publikuje na swojej stronie internetowej oraz udostępnia w swojej siedzibie oraz punktach obsługi klienta wzór zgłoszenia przyłączenia mikroinstalacji do sieci dystrybucyjnej PCC EB.
II.1.19.	Umowa o przyłączenie stanowi podstawę do rozpoczęcia przez PCC EB realizacji prac projektowych i budowlano-montażowych na zasadach określonych w tej umowie.
II.1.20.	Umowa o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej PCC EB powinna zawierać co najmniej: 1) strony zawierające umowę, 2) przedmiot umowy wynikający z warunków przyłączenia, 3) termin realizacji przyłączenia,

	4) wysokość opłaty za przyłączenie oraz sposób jej regulowania, 5) miejsce rozgraniczenia własności sieci PCC EB i instalacji podmiotu przyłączanego, 6) zakres robót niezbędnych przy realizacji przyłączenia, 7) wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego parametrów, 8) harmonogram przyłączenia, 9) warunki udostępnienia PCC EB nieruchomości należącej do podmiotu przyłączanego w celu budowy lub rozbudowy sieci niezbędnej do realizacji przyłączenia, 10) przewidywany termin zawarcia umowy, na podstawie której nastąpi dostarczanie lub pobieranie energii, 11) planowane ilości energii elektrycznej wprowadzanej do i/lub pobieranej z sieci, 12) moc przyłączeniową, 13) w uzasadnionych przypadkach ustalenia dotyczące opracowania dokumentu regulującego zasady współpracy ruchowej z PCC EB , 14) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, a w szczególności za opóźnienie terminu realizacji prac w stosunku do ustalonego w umowie, 15) okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania.
II.1.21.	PCC EB w zakresie przyłączanych oraz przyłączonych do sieci dystrybucyjnej urządzeń, instalacji, sieci ma prawo do kontroli legalności pobierania energii elektrycznej, kontroli układów pomiarowo – rozliczeniowych, dotrzymania zawartych umów oraz prawidłowości rozliczeń.
II.1.22.	Szczegółowe zasady przeprowadzania kontroli, o których mowa w pkt. II.1.21, reguluje Ustawa oraz akty wykonawcze do Ustawy.
II.1.23.	Szczegółowe warunki techniczne jakie powinny spełniać przyłączane do sieci dystrybucyjnej PCC EB urządzenia, instalacje i sieci, w tym jednostki wytwórcze, określają pkt. II.2. i II.4. oraz załączniki do niniejszej IRiESD.
II.1.24.	Podmioty zaliczone do III i VI grupy przyłączeniowej, przyłączane do sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV oraz wytwórcy niezależnie od poziomu napięcia sieci, z wyłączeniem mikroinstalacji, opracowują instrukcję o której mowa w pkt.VI.2.11. podlegającą uzgodnieniu z PCC EB przed przyłączeniem podmiotu do sieci.
II.1.25.	Podmioty ubiegające się o przyłączenie do sieci dystrybucyjnej PCC EB urządzeń, instalacji i sieci są zobowiązane do projektowania obiektów, urządzeń, instalacji i sieci zgodnie z powszechnie obowiązującymi przepisami oraz w oparciu o otrzymane warunki przyłączenia.

II.1.26.

W celu umożliwienia wykonania analiz stanu i rozwoju sieci dystrybucyjnej PCC EB, wskazane przez PCC EB podmioty ubiegające się o przyłączenie oraz przyłączone do sieci dystrybucyjnej przekazują PCC EB dane określone w rozdziale II.5.

II.1.27.

Wytwórcy o mocy osiągalnej 5MW i wyższej, przyłączani do sieci dystrybucyjnej PCC EB, a zgodnie z IRiESP podlegający obowiązkowi zgłoszenia do Centralnego rejestru jednostek wytwórczych, dokonują zgłoszeń nowych jednostek wytwórczych oraz zmian w zakresie zarejestrowanych danych w Centralnym rejestrze jednostek wytwórczych do OSP za pośrednictwem PCC EB, działającego poprzez OSDp.

II.2. ZASADY WZAJEMNEGO POŁĄCZENIA SIECI DYSTRYBUCYJNYCH RÓŻNYCH OPERATORÓW SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH

II.2.1.

Zasady wzajemnego połączenia sieci dystrybucyjnych różnych OSD są regulowane umowami.

II.2.2.

Umowa, o której mowa w pkt. II.2.1, w zakresie połączenia sieci różnych OSD powinna określać w szczególności:

1) strony zawierające umowę,

2) przedmiot umowy wynikający z warunków połączenia,

3) termin realizacji połączenia,

4) wysokość opłaty za połączenie i zasady rozliczeń,

5) zakres oraz sposób wymiany danych i informacji w trakcie realizacji połączenia,

6) zakres robót niezbędnych przy realizacji połączenia,

7) wymagania dotyczące lokalizacji układu pomiarowo-rozliczeniowego i jego parametrów,

8) sposób koordynacji prac wykonywanych przez strony,

9) terminy przeprowadzania prób, odbiorów częściowych, prób końcowych i ostatecznego odbioru połączenia,

10) miejsce rozgraniczenia praw własności łączonych sieci,

11) wykaz osób lub komórek organizacyjnych upoważnionych przez strony do koordynacji prac wynikających z umowy,

12) odpowiedzialność stron za niedotrzymanie warunków umowy, a w szczególności za opóźnienie terminu realizacji prac w stosunku do ustalonego w umowie,

13) okres obowiązywania umowy i warunki jej rozwiązania.

II.2.3.

Warunki połączenia określają w szczególności:

1) moc przyłączeniową,

2) miejsca połączenia sieci różnych operatorów systemów dystrybucyjnych,

3) zakres niezbędnych zmian w sieci związanych z połączeniem,

4) miejsce zainstalowania i rodzaj układów pomiarowo-rozliczeniowych,

5) wartości prądów zwarć wielofazowych i jednofazowych doziemnych oraz czasów ich wyłączania w punktach połączenia sieci u obydwu operatorów,

6) miejsce zainstalowania i warunki współpracy EAZ,

7) wymagania w zakresie telemechaniki i łączności, w tym transmisji danych

	pomiarowych, 8) miejsce zainstalowania, parametry aparatury oraz warunki współpracy systemów sterowania dyspozytorskiego, 9) podział kompetencji w zakresie nadzoru dyspozytorskiego.
II.2.4.	Informacje, o których mowa w pkt. II.2.2.5), dotyczą w szczególności wpływu łączonych sieci lub zmiany warunków połączenia na pracę sieci innych OSD. Związane to jest ze zmianą: 1) przepływów energii elektrycznej na transformatorach i liniach łączących sieci różnych operatorów, 2) poziomu mocy i prądów zwarciowych, 3) pewności dostaw energii elektrycznej, 4) sposobu likwidacji przerw i zakłóceń w dostawie energii elektrycznej.
II.2.5.	Określone w umowie, o której mowa w pkt. II.2.1, próby i odbiory częściowe oraz odbiór końcowy zrealizowanego połączenia przeprowadzane są przy udziale upoważnionych przedstawicieli stron, które zawarły umowę.
II.2.6.	Wyniki prób i odbiorów, o których mowa w pkt. II.2.5, są potwierdzane przez strony w protokołach z przeprowadzenia prób i odbiorów.

II.3. ZASADY ODŁĄCZANIA, WSTRZYMYWANIA ORAZ WZNOWIENIA DOSTARCZANIA ENERGII ELEKTRYCZNEJ

II.3.1.	Zasady odłączania.
II.3.1.1.	Zasady odłączania podmiotów od sieci dystrybucyjnej PCC EB, określone w niniejszym rozdziale obowiązują PCC EB oraz podmioty odłączane.
II.3.1.2.	PCC EB może odłączyć podmioty od sieci dystrybucyjnej PCC EB w przypadku: a) złożenia przez podmiot wniosku o odłączenie od sieci dystrybucyjnej, b) rozwiązania lub wygaśnięcia umowy o świadczenie usług dystrybucji lub umowy kompleksowej.
II.3.1.3.	Wniosek o odłączenie od sieci dystrybucyjnej PCC EB składany przez podmiot zawiera w szczególności: a) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci, których dotyczy odłączenie, b) przyczynę odłączenia, c) proponowany termin odłączenia.
II.3.1.4.	PCC EB ustala termin odłączenia podmiotu od sieci dystrybucyjnej PCC EB uwzględniający techniczne możliwości realizacji procesu odłączenia podmiotu. Odłączany podmiot jest zawiadamiany przez PCC EB o dacie odłączenia, w terminie nie krótszym niż 14 dni kalendarzowych od daty planowanego odłączenia. W ww. zawiadomieniu PCC EB informuje podmiot o zasadach ponownego przyłączenia do sieci o których mowa w pkt. II.3.1.9.
II.3.1.5.	PCC EB dokonuje zmian w układzie sieci dystrybucyjnej umożliwiających odłączenie podmiotu od sieci. Podmiot odłączany od sieci dystrybucyjnej PCC EB, uzgadnia z PCC EB tryb, terminy oraz warunki niezbędnej przebudowy lub likwidacji majątku sieciowego będącego własnością podmiotu, wynikające z odłączenia od sieci dystrybucyjnej.
II.3.1.6.	PCC EB uzgadnia z sąsiednimi OSD tryb odłączenia podmiotu, w zakresie w jakim odłączenie podmiotu od sieci dystrybucyjnej PCC EB ma wpływ na warunki pracy sieci innych operatorów systemów.
II.3.1.7.	W uzasadnionych przypadkach PCC EB zapewnia sporządzenie i zatwierdza zgłoszenie obiektu elektroenergetycznego do odłączenia od sieci dystrybucyjnej PCC EB, określające w szczególności: a) miejsce przyłączenia urządzeń, instalacji lub sieci podmiotu, których dotyczy odłączenie, b) termin odłączenia, c) dane osoby odpowiedzialnej ze strony PCC EB 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 dystrybucyjnej obejmujący stacje elektroenergetyczne oraz linie, w otoczeniu urządzeń, instalacji i sieci odłączanego podmiotu.
II.3.1.8.	Ponowne przyłączenie podmiotu do sieci dystrybucyjnej PCC EB odbywa się na zasadach określonych w pkt.II.1.
II.3.2.	Zasady wstrzymywania oraz wznowienia dostarczania energii elektrycznej.
II.3.2.1.	PCC EB może wstrzymać dostarczanie energii elektrycznej podmiotom przyłączonym do sieci dystrybucyjnej PCC EB, jeżeli: a) w wyniku przeprowadzonej kontroli stwierdzono, że nastąpiło nielegalne pobieranie energii elektrycznej, b) odbiorca zwleka z zapłatą za świadczone usługi, co najmniej przez okres 30 dni kalendarzowych po upływie terminu płatności.
II.3.2.2.	PCC EB na żądanie sprzedawcy energii elektrycznej wstrzymuje dostarczanie energii elektrycznej, jeżeli odbiorca zwleka z zapłatą za świadczone usługi lub za pobraną energię, co najmniej przez okres 30 dni kalendarzowych po upływie terminu płatności.
II.3.2.3.	PCC EB wstrzymuje dostarczanie energii elektrycznej, jeżeli w wyniku przeprowadzonej kontroli stwierdzono, że instalacja znajdująca się u odbiorcy stwarza bezpośrednie zagrożenie życia, zdrowia lub środowiska.
II.3.2.4.	PCC EB jest obowiązana niezwłocznie wznowić dostarczanie energii elektrycznej wstrzymanej z powodów, o których mowa w pkt. II.3.2.1, II.3.2.2. i II.3.2.3, jeżeli ustaną przyczyny uzasadniające wstrzymanie jej dostarczania.
II.3.2.5. II.3.2.6.	Przepisów pkt. II.3.2.1.b) i pkt. II.3.2.2. nie stosuje się do obiektów służących obronności państwa. W przypadku zawarcia przez PCC EB umowy dotyczącej dostarczania energii elektrycznej URD w gospodarstwie domowym - wstrzymanie dostarczania energii następuje po spłenieniu dalszych wymogów i przy uwględnieniu dalszych ograniczeń wynikających z przepisów prawa.

II. 4. WYMAGANIA TECHNICZNE DLA URZĄDZEŃ WYTWÓRCZYCH, SIECI, URZĄDZEŃ ODBIORCÓW, POŁĄCZEŃ

MIĘDZYSTEMOWYCH, LINII BEZPOŚREDNICH ORAZ UKŁADÓW I SYSTEMÓW POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH

II.4.1.	Wymagania ogólne
II.4.1.1.	Przyłączane do sieci dystrybucyjnej PCC EB urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie, muszą spełniać wymagania techniczne i eksploatacyjne zapewniające: 1) bezpieczeństwo funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, 2) zabezpieczenie systemu elektroenergetycznego przed uszkodzeniami spowodowanymi niewłaściwą pracą przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci, 3) zabezpieczenie przyłączonych urządzeń, instalacji i sieci przed uszkodzeniami w przypadku awarii lub wprowadzenia ograniczeń w poborze lub dostarczaniu energii, 4) dotrzymanie w miejscu przyłączenia urządzeń, instalacji i sieci parametrów jakościowych energii, 5) spełnianie wymagań w zakresie ochrony środowiska, określonych w odrębnych przepisach, 6) możliwość dokonywania pomiarów wielkości i parametrów niezbędnych do prowadzenia ruchu sieci oraz rozliczeń za pobraną energie elektryczną.
II.4.1.2.	Urządzenia, instalacje i sieci, o których mowa w pkt.II.4.1.1., muszą spełniać także wymagania określone w odrębnych przepisach, w szczególności przepisach: prawa budowlanego, o ochronie przeciwporażeniowej, o ochronie przeciwprzepięciowej, o ochronie przeciwpożarowej, o systemie oceny zgodności oraz w przepisach dotyczących technologii wytwarzania energii.
II.4.1.3.	Budowa linii bezpośredniej wymaga, przed wydaniem decyzji o pozwoleniu na budowę w rozumieniu przepisów prawa budowlanego, uzyskania zgody Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki; zgoda jest udzielana w drodze decyzji.
II.4.1.4.	Urządzenia, instalacje i sieci podmiotów ubiegających się o przyłączenie oraz podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PCC EB nie mogą wprowadzać do sieci zaburzeń parametrów technicznych energii elektrycznej powyżej dopuszczalnych poziomów określonych w warunkach przyłączenia i/lub pkt.VIII.3., powodujących pogorszenie parametrów jakościowych energii elektrycznej

	określonych odpowiednio w rozporządzeniu wydanym na podstawie delegacji zawartej w ustawie Prawo energetyczne lub w umowie o świadczenie usług dystrybucji lub umowie kompleksowej lub zawartych w pkt.VIII.1. niniejszej IRiESD.
II.4.1.5.	Jeżeli w dacie wejścia w życie niniejszej IRiESD urządzenia, instalacje lub sieci przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB nie spełniają wymagań technicznych, o których mowa w niniejszej IRiESD, wówczas wymagania techniczne stawiane tym urządzeniom, instalacjom lub sieciom, muszą zostać spełnione po przeprowadzonej modernizacji, której zakres obejmuje również urządzenia, instalacje lub sieci nie spełniające wymagań.
II.4.1.6.	Jeżeli ograniczenia techniczne, w tym zastosowana technologia urządzeń, instalacji lub sieci, pomimo planowanej do przeprowadzenia modernizacji, uniemożliwia spełnienie wymagań technicznych, o których mowa w niniejszej IRiESD, wówczas podmiot posiadający ww. urządzenia, instalacje lub sieci, na etapie opracowywania założeń do planowanej modernizacji przekazuje PCC EB opinię o braku możliwości spełniania tych wymagań. Jeżeli PCC EB zgłosi uzasadnione wątpliwości dotyczące ww. opinii, wówczas podmiot przedkładający tę opinię ma obowiązek przedłożyć PCC EB opinię w tym zakresie sporządzoną przez niezależną firmę ekspercką.
II.4.1.7.	Zapisy pkt. II.4.1.5. oraz II.4.1.6. nie dotyczą układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej.
II.4.2.	Wymagania techniczne dla urządzeń, instalacji i sieci odbiorców
II.4.2.1.	Urządzenia, instalacje i sieci przyłączone do sieci 110 kV, SN i nN muszą być przystosowane do warunków zwarciowych w miejscu ich przyłączenia do sieci dystrybucyjnej PCC EB.
II.4.2.2.	PCC EB określa warunki stosowania elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej przez podmioty przyłączone do sieci SN i nN.
II.4.3.	Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych
II.4.3.1.	Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych są ustalane indywidualnie pomiędzy wytwórcą, a PCC EB, z uwzględnieniem szczegółowych wymagań technicznych dla jednostek wytwórczych przyłączanych do sieci dystrybucyjnej określonych w niniejszym rozdziale oraz Załączniku nr 1 do IRiESD.
II.4.3.2.	Wymagania techniczne dla jednostek wytwórczych o których mowa w pkt.II.4.3.1 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, 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.
II.4.4.	Wymagania techniczne dla połączeń międzysystemowych oraz linii bezpośrednich
II.4.4.1.	Warunkiem przystąpienia do budowy linii bezpośrednich jest wcześniejsze spełnienie wymagań zawartych w ustawie Prawo energetyczne.
II.4.4.2.	Budowa i przyłączanie linii bezpośrednich winny odbywać się z zachowaniem zasad dotyczących przyłączania określonych w pkt.II.1.
II.4.4.3.	PCC EB może podjąć decyzję o odstąpieniu od konieczności realizacji części lub całości zasad, o których mowa w pkt.II.4.4.2.
II.4.4.4.	Linie bezpośrednie oraz łączone za ich pośrednictwem urządzenia, instalacje, sieci oraz jednostki wytwórcze, winny spełniać wymagania techniczne określone w pkt.II.4.2 oraz II.4.3.
II.4.4.5.	Połączenia międzysystemowe, linie bezpośrednie należy wyposażać w układy i systemy pomiarowo-rozliczeniowe zgodnie z zapisami pkt.II.4.7.
II.4.4.6.	W uzasadnionych przypadkach PCC EB może określić w warunkach przyłączenia dodatkowe wymagania techniczne związane z przyłączaniem linii bezpośrednich oraz połączeń międzysystemowych.
II.4.4.7.	PCC EB może zdecydować o czasowym wyłączeniu lub załączeniu linii bezpośrednich w tym także do pracy w układach innych niż normalny, jeżeli jest to podyktowane względami bezpieczeństwa pracy systemu elektroenergetycznego. Czasowe wyłączenie lub załączenie linii odbywa się na zasadach określonych w instrukcji współpracy lub umowy o świadczenie usług dystrybucji.
II.4.4.8.	Przyłączanie i praca linii bezpośrednich nie może powodować negatywnych skutków dla pozostałych użytkowników sieci dystrybucyjnej np. spowodować pogorszenia parametrów jakościowych energii elektrycznej, pogorszenia niezawodności pracy sieci dystrybucyjnej PCC EB.
II.4.5.	Wymagania techniczne dla układów elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i urządzeń współpracujących.
II.4.5.1.	Wymagania ogólne.

II.4.5.1.1.	Wymagania zawarte w niniejszym rozdziale dotyczą urządzeń i układów EAZ w obiektach nowobudowanych i modernizowanych. Jeżeli w dacie wejścia w życie IRiESD czynne urządzenia i układy EAZ nie spełniają wymagań, o których mowa w IRiESD, wówczas wymagania te muszą zostać spełnione po przeprowadzonej modernizacji, której zakres obejmował będzie również urządzenia i układy EAZ nie spełniające tych wymagań. Jeżeli ograniczenia techniczne, w tym zastosowana technologia czynnych urządzeń i układów EAZ, pomimo planowanej do przeprowadzenia modernizacji, uniemożliwia spełnienie wymagań określonych w IRiESD, wówczas podmiot będący właścicielem tych urządzeń i układów EAZ, na etapie opracowywania założeń do planowanej modernizacji, przekazuje do PCC EB opinię o braku możliwości spełnienia tych wymagań. Jeżeli PCC EB zgłosi uzasadnione wątpliwości dotyczące ww. opinii, wówczas podmiot przedkładający opinię ma obowiązek przedłożyć PCC EB opinię w tym zakresie sporządzoną przez niezależną firmę ekspercką.
II.4.5.1.2.	Układy i urządzenia EAZ powinny spełniać szczegółowe wymagania określone przez PCC EB. Układy i urządzenia EAZ powinny być na etapie projektów uzgadniane i zatwierdzane przez PCC EB. Dotyczy to w szczególności doboru i nastaw funkcji zabezpieczeniowych, realizacji impulsów wyłączających oraz sposobu zasilania napięciem pomocniczym. Urządzenia i elementy stosowane w EAZ oraz urządzenia i układy współpracujące z EAZ powinny być wykonane zgodnie z aktualnymi normami, a jeśli w danym zakresie brak norm, należy korzystać z aktualnej wiedzy technicznej. Zgodność ta powinna być potwierdzona odpowiednimi dokumentami.
II.4.5.1.3.	Czasy działania układów EAZ muszą spełniać wymagania aktualnego rozporządzenia dotyczącego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego.
II.4.5.1.4.	Warunki przyłączenia wydawane podmiotom przyłączanym do sieci powinny zawierać rodzaj i usytuowanie zabezpieczeń, dane znamionowe, warunki współpracy oraz inne niezbędne wymagania w zakresie elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i systemowej.
II.4.5.1.5.	PCC EB określa warunki stosowania EAZ przez podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB.
II.4.5.1.6.	PCC EB dokonuje koordynacji nastawień zabezpieczeń w stacjach podmiotów przyłączanych i przyłączonych. Podmioty te zobowiązane są do aktualizacji danych o wyposażeniu w układy EAZ w trakcie eksploatacji przyłączonego obiektu w przypadku każdorazowej ich zmiany.
II.4.5.1.7.	EAZ powinna zapewniać odpowiednią szybkość działania, czułość w wykrywaniu zakłóceń, wybiórczość, selektywność oraz niezawodność.
II.4.5.1.8.	Nastawy czasowe EAZ należy dobierać w taki sposób, aby były możliwie jak najkrótsze, przy zapewnieniu odpowiedniej wybiorczości i selektywności

	wyłączeń oraz aby ograniczały czasy trwania zakłóceń. Zabrania się wydłużania czasów działania zabezpieczeń działających na wyłączenie ponad wartości wynikające z potrzeb selektywności, wybiorczości i odstrojenia od stanów nieustalonych lub innych zjawisk grożących zbędnymi zadziałaniami. W celu zapewnienia selektywności zaleca się stopniowanie nastaw czasowych zabezpieczeń co 0,3 – 0,5 s. Przy stosowaniu zabezpieczeń cyfrowych zaleca się wartość 0,3 s.
II.4.5.1.9.	Należy tak dobierać zabezpieczenia i ich nastawy, aby każde zabezpieczenie było rezerwowane przez zabezpieczenia sąsiednich elementów systemu elektroenergetycznego. Wymaganie obowiązuje także wówczas, gdy w danym punkcie jest zainstalowane zabezpieczenie podstawowe i rezerwowe.
II.4.5.1.10.	Zabezpieczenia podstawowe i rezerwowe powinny współpracować z oddzielnymi: obwodami pomiarowymi prądowymi i napięciowymi, obwodami napięcia pomocniczego, sterowniczymi oraz obwodami wyłączającymi (cewkami wyłączającymi). Jeżeli w IRiESD mowa jest o zabezpieczeniu podstawowym i rezerwowym to rozumie się przez to dwa oddzielne i niezależne urządzenia.
II.4.5.1.11.	Źródła napięcia pomocniczego (baterie akumulatorów) w obiektach wyposażonych w EAZ powinny przy braku innego zasilania zapewniać ich pracę w czasie nie krótszym niż 8 godzin w warunkach obciążenia akumulatorów wszystkimi odbiorami prądu stałego, czynnymi w warunkach braku zasilania zewnętrznego, oraz przy zachowaniu poziomu napięcia na szynach zbiorczych rozdzielnicy prądu stałego w wymaganych granicach.
II.4.5.1.12.	Jeśli w niniejszym rozdziale wskazano, że zabezpieczenie działa na wyłączenie, należy rozumieć wyłączenie wszystkich trzech faz wyłącznika.
II.4.5.1.13.	Należy stosować urządzenia realizujące funkcje ciągłej kontroli i samotestowania.
II.4.5.1.14.	Zaleca się wyposażenie obwodów wyłączających w układy kontroli ciągłości obwodów wyłączania.
II.4.5.1.15.	W niniejszym rozdziale podano wymagania minimalne. W poszczególnych urządzeniach lub polach można stosować dodatkowe zabezpieczenia działające na wyłączenie lub sygnalizację, np. wynikające z konstrukcji rozdzielnicy lub innych zabezpieczanych elementów.
II.4.5.1.16.	Rejestratory zdarzeń i zakłóceń przeznaczone do wykonywania analiz przebiegu zakłóceń i działania EAZ oraz łączników powinny być instalowane w stacjach i rozdzielniach sieci dystrybucyjnej PCC EB zgodnie ze znaczeniem stacji w systemie. Zaleca się wyposażenie w rejestratory zdarzeń i zakłóceń pól SN. Wymaga się wyposażania w rejestratory zdarzeń i zakłóceń pól SN transformatorów zasilających, pól transformatorów potrzeb własnych oraz pól linii współpracujących z lokalnymi źródłami wytwórczymi. Rejestratory zakłóceń powinny rejestrować wielkości przed wystąpieniem zakłócenia oraz po jego wystąpieniu aż do wyłączenia.
II.4.5.1.17.	Stosuje się następujące sygnalizacje:

	1) Al (alarm), która jest pobudzana przy zaniku i obniżeniu napięcia pomocniczego lub uszkodzeniu układu EAZ, 2) Aw (awaria), która jest pobudzana po otwarciu wyłącznika w polu przez dowolne zabezpieczenie, 3) Up (uszkodzenie pola), która jest pobudzana przez różne zakłócenia w działaniu urządzeń pola nie wymagającego natychmiastowego wyłączenia wyłącznika.
II.4.5.1.18.	Dla potrzeb elementów EAZ współpracujących współbieżnie lub realizacji bezwarunkowych wyłączeń drugiego końca linii, wymaga się stosowania łączy niezależnych. Czas przekazywania sygnałów nie powinien przekraczać 20 ms dla sygnałów binarnych oraz 5 ms dla sygnałów analogowych.
II.4.5.2.	Wymagania dla transformatorów
II.4.5.2.1.	Transformatory SN/SN i nN/SN o mocy większej niż 0000 xXX posiadające wyłącznik przynajmniej po stronie wyższego napięcia wyposaża się w (zapisy nie dotyczą transformatorów współpracujących z jednostkami wytwórczymi): 1) zabezpieczenia od skutków zwarć wewnętrznych w transformatorze i na wyprowadzeniach (nadprądowe zwarciowe, a dla transformatorów o mocy powyżej 5 MVA różnicowe), 2) zabezpieczenia od skutków zwarć zewnętrznych nadprądowe zwłoczne po każdej stronie, 3) zabezpieczenia przeciążeniowe po każdej stronie (transformatory dwuuzwojeniowe można zabezpieczać tylko po jednej stronie), 4) zabezpieczenia fabryczne transformatorów: dwustopniowe temperaturowe i gazowo-przepływowe kadzi oraz gazowo-przepływowe przełącznika zaczepów. Zaleca się, aby na wyłączenie działały również wybrane zabezpieczenia fabryczne. Zabezpieczenie przeciążeniowe może działać na sygnalizację.
II.4.5.3.	Wymagania dla sieci SN
II.4.5.3.1.	Wymagania ogólne
II.4.5.3.1.1.	Jeśli w IRiESD nie określono inaczej, zabezpieczenia w sieci SN działają na wyłączenie. Działanie na sygnalizację jest możliwe tylko w przypadku zabezpieczeń ziemnozwarciowych w sytuacjach określonych w pkt. II.4.5.3.2.1. oraz zabezpieczeń napięciowych w polu pomiaru napięcia.
II.4.5.3.1.2.	Dopuszcza się stosowanie blokady zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych od pewnych zjawisk w liniach, np. pojawienia się drugiej harmonicznej, wzrostu prądu po zamknięciu wyłącznika. Zabrania się stosowania blokad do

	zabezpieczenia nadprądowego zwarciowego, z wyjątkiem blokady kierunkowej.
II.4.5.3.1.3.	Zaleca się stosowanie dla zabezpieczeń nadprądowych zwłocznych od skutków zwarć międzyfazowych następujących wartości współczynników czułości: 1) 1,5 dla zabezpieczeń podstawowych, 2) 1,2 dla zabezpieczeń rezerwowych.
II.4.5.3.1.4.	Zaleca się następujące wartości współczynników czułości dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych w liniach SN: 1) 1,5 dla zabezpieczeń zerowoprądowych podczas zwarć bezoporowych, czyli jeśli składowa zerowa napięcia jest równa napięciu fazowemu sieci, 2) 1,2 dla zabezpieczeń zerowoprądowych podczas zwarć oporowych, czyli jeśli składowa zerowa napięcia wynosi 50 % napięcia fazowego, 3) 2,0 dla zabezpieczeń admitancyjnych i konduktancyjnych w sieciach o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor, 4) 1,5 dla zabezpieczeń konduktancyjnych w sieciach skompensowanych z AWSCz, 5) 1,2 dla zabezpieczeń admitancyjnych i susceptancyjnych w pozostałych przypadkach.
II.4.5.3.1.5.	Zaleca się stosowanie następujących wartości nastawczych zabezpieczeń zerowonapięciowych działających samodzielnie lub jako człony rozruchowe innych kryteriów i automatyk wyrażonych w stosunku do składowej zerowej napięcia podczas zwarcia bezoporowego: 1) 5 - 10 % w sieciach o punkcie neutralnym uziemionym przez rezystor, 2) 5 - 15 % w sieciach o punkcie neutralnym izolowanym, 3) 10 - 20 % w sieciach skompensowanych. Mniejsze wartości zaleca się stosować w sieciach z dużym udziałem linii kablowych.
II.4.5.3.1.6.	W celu ograniczenia skutków zakłóceń w pracy sieci, zaleca się stosowanie w jej głębi automatyki EAZ.
II.4.5.3.1.7.	Przyłączenie źródeł wytwórczych do sieci SN wymaga dostosowania automatyki LRW, SZR i zabezpieczenia szyn rozdzielni SN zasilającą tę sieć SN do nowych warunków pracy.
II.4.5.3.2.	Wymagania dla linii SN
II.4.5.3.2.1.	Pola linii SN, do których nie są przyłączone jednostki wytwórcze powinny być wyposażone w zabezpieczenia i automatyki: 1) od skutków zwarć międzyfazowych, zalecane są zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne i zwarciowe o charakterystykach niezależnych, 2) od skutków zwarć doziemnych działające na wyłączenie lub na sygnalizację.

Działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych na sygnalizację jest dopuszczalne (z wyjątkiem sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor) tylko w wypadku braku technicznej możliwości zapewnienia selektywnego wyłączania pod warunkiem zachowania wymogów ochrony przeciwporażeniowej w zasilanej sieci,

3) umożliwiające współpracę z zabezpieczeniem szyn zbiorczych i układem lokalnej rezerwy wyłącznikowej, jeśli jest taka potrzeba.

II.4.5.3.2.2.

Pola linii SN, w których przyłączone są jednocześnie jednostki wytwórcze i odbiorcy powinny być wyposażone w:

1) zabezpieczenia od skutków zwarć międzyfazowych, zalecane są zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne i zwarciowe o charakterystykach niezależnych, każde z nich powinno mieć możliwość wprowadzenia blokady kierunkowej. Zaleca się taki dobór nastaw, aby blokada kierunkowa konieczna była tylko dla zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego,

2) zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych działające na wyłączenie lub na sygnalizację. Działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych na sygnalizację jest dopuszczalne (z wyjątkiem sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor) w wypadku braku technicznej możliwości zapewnienia selektywnego wyłączania pod warunkiem zachowania wymogów ochrony przeciwporażeniowej w zasilanej sieci,

3) układy automatyki wielokrotnego SPZ z możliwością jej programowania i blokowania, jeśli przyłączona linia jest napowietrzna lub napowietrzno – kablowa,

4) zabezpieczenia nad- i pod-częstotliwościowe, zalecane są zabezpieczenia wyposażone w kryterium df/dt,

5) zabezpieczenia nad- i podnapięciowe zasilane z przekładników napięciowych umieszczonych za wyłącznikiem,

6) blokadę załączenia w przypadku obecności napięcia w linii, jeśli istnieje prawdopodobieństwo utrzymania się elektrowni lokalnej w pracy wyspowej, każde ręczne, zdalne i automatyczne załączenie linii powinno być poprzedzone kontrolą napięcia i ewentualną blokadą w przypadku istnienia napięcia w linii, zabezpieczenie wymaga zainstalowania przekładników napięciowych za wyłącznikiem pola

oraz powinny mieć możliwość współpracy z zabezpieczeniem szyn zbiorczych i układem lokalnej rezerwy wyłącznikowej.

II.4.5.3.2.3.

Pola linii współpracujące wyłącznie z jednostkami wytwórczymi powinny być wyposażone w:

1) zabezpieczenia od skutków zwarć międzyfazowych, zalecane są

zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne i zwarciowe o charakterystykach niezależnych, każde z nich powinno mieć możliwość wprowadzenia blokady

	kierunkowej, zaleca się taki dobór nastaw, aby blokada kierunkowa konieczna była tylko dla zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego, 2) zabezpieczenia od skutków zwarć doziemnych działające na wyłączenie lub na sygnalizację. Działanie zabezpieczeń ziemnozwarciowych na sygnalizację jest dopuszczalne (z wyjątkiem sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor) w wypadku braku technicznej możliwości zapewnienia selektywnego wyłączania pod warunkiem zachowania wymagań ochrony przeciwporażeniowej w zasilanej sieci, 3) zabezpieczenia nad- i podczęstotliwościowe, zalecane są zabezpieczenia wyposażone w kryterium df/dt, 4) blokadę załączenia w przypadku obecności napięcia w linii, jeśli istnieje możliwość utrzymania się elektrowni lokalnej w pracy wyspowej, każde ręczne, zdalne i automatyczne załączenie linii powinno być poprzedzone kontrolą napięcia i ewentualną blokadą w przypadku istnienia napięcia w linii, zabezpieczenie wymaga zainstalowania przekładników napięciowych za wyłącznikiem pola, oraz powinny mieć możliwość współpracy z zabezpieczeniem szyn zbiorczych i układem lokalnej rezerwy wyłącznikowej.
II.4.5.3.3.	Wymagania dla pól transformatorów potrzeb własnych i uziemiających
II.4.5.3.3.1.	Pola potrzeb własnych powinny być wyposażone w następujące układy EAZ: 1) zabezpieczenie reagujące na zwarcia wewnętrzne w transformatorze i na wyprowadzeniach, 2) zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne od skutków zwarć zewnętrznych, 3) zabezpieczenia fabryczne transformatora.
II.4.5.3.3.2.	W sieciach skompensowanych zaleca się dla prawidłowego działania zabezpieczeń ziemnozwarciowych w polach liniowych wprowadzenie dodatkowego prądu doziemnego. Wartość i charakter tego prądu powinny być dostosowane do zastosowanych zabezpieczeń.
II.4.5.3.3.3.	Jeśli w polu potrzeb własnych jest zainstalowany dławik do kompensacji prądów ziemnozwarciowych, to należy wprowadzić możliwość blokady zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego od zabezpieczenia nadprądowego w punkcie neutralnym oraz uwzględnić zabezpieczenia fabryczne dławika i ewentualnie AWSCz lub innego układu wprowadzającego dodatkowy prąd doziemny.
II.4.5.3.3.4.	Jeśli w polu potrzeb własnych jest zainstalowany rezystor uziemiający, to zabezpieczenie nadprądowe w punkcie neutralnym powinno mieć możliwość blokady zabezpieczenia nadprądowego zwłocznego transformatora potrzeb własnych oraz chronić rezystor przed skutkami zbyt długiego przepływu prądu w czasie zwarcia doziemnego niewyłączonego przez zabezpieczenia w innych polach. Sposób oddziaływania tego zabezpieczenia na wyłączniki w stacji zależy od wymagań OSD, warunków eksploatacji i może powodować:

1) dla transformatorów dwuzwojeniowych wyłączenie dwustronne (zalecane) lub tylko po stronie SN,

2) dla transformatorów trójuzwojeniowych wyłączenie tylko po stronie SN dotkniętej zakłóceniem lub ze wszystkich stron,

3) wyłączenie pola potrzeb własnych (rozwiązanie dopuszczalne, ale nie zalecane),

4) wyłączenie rezystora uziemiającego (rozwiązanie dopuszczalne, ale nie zalecane).

II.4.5.3.4.

Wymagania dla baterii kondensatorów do kompensacji mocy biernej

II.4.5.3.4.1.

Pola baterii kondensatorów wyposaża się w:

1) zabezpieczenia nadprądowe zwłoczne od skutków przeciążeń, zabezpieczenie musi w kryterium działania korzystać z wartości skutecznej prądu lub w inny sposób uwzględniać wpływ wyższych harmonicznych,

2) zabezpieczenie nadprądowe bezzwłoczne,

3) zabezpieczenie od skutków zwarć wewnętrznych,

4) zabezpieczenia nadnapięciowe.

II.4.5.3.5.

Wymagania dla łączników szyn

II.4.5.3.5.1.

Łączniki szyn SN wyposaża się w następujące zabezpieczenia działające na wyłączenie własnego wyłącznika:

1) zabezpieczenie nadprądowe zwłoczne,

2) zabezpieczenie nadprądowe zwarciowe działające przy załączeniu pola łącznika szyn na zwarcie (zabezpieczenie powinno być aktywne do 10 s po załączeniu wyłącznika),

3) w sieci z punktem neutralnym uziemionym przez rezystor wymagane jest zabezpieczenie ziemnozwarciowe lub odpowiednie powiązanie z zabezpieczeniem nadprądowym w punkcie neutralnym transformatora uziemiającego.

II.4.5.3.6.

Wymagania dla pól pomiaru napięcia

II.4.5.3.6.1.

Pola pomiaru napięcia w rozdzielniach SN powinny być wyposażone w działające na sygnalizację zabezpieczenia reagujące na:

1) zanik, obniżenie lub wzrost napięcia na szynach SN, kontrolowane powinny być napięcia przewodowe, a zabezpieczenie powinno zadziałać, gdy nastąpi wzrost lub obniżenie jednego z nich,

2) zwarcia doziemne w przyłączonej sieci SN,

II.4.5.3.7.	Wymagania dla automatyk zabezpieczeniowych rozdzielni SN
II.4.5.3.7.1.	Rozdzielnie SN powinny być wyposażone w: 1) 2) LRW w celu rezerwowania wyłączników w polach liniowych, potrzeb własnych i baterii kondensatorów. Automatyka ta powinna wyłączyć zasilanie zwarcia ze wszystkich stron, czyli również wyłączać linie z przyłączonymi elektrowniami lokalnymi, 3) zabezpieczenie szyn zbiorczych, które może być w wykonaniu różnicowym poprzecznym lub nadprądowo-logicznym. Automatyka ta powinna odłączać zasilanie zwarcia ze wszystkich stron, czyli również wyłączać linie z przyłączonymi elektrowniami lokalnymi. Zabezpieczenie to powinno działać z czasem nie dłuższym niż 0,3 s, 4) SZR, jeśli rozdzielnia SN posiada przynajmniej dwa zasilania. Automatyki tej nie wolno stosować w rozdzielniach SN GPO.
II.4.5.3.7.2.	W rozdzielniach SN wyposażonych w automatykę SZR, do których przyłączone są jednostki wytwórcze, należy zastosować jedno z rozwiązań: 1) urządzenia SZR z funkcją kontroli napięcia szczątkowego (zalecane), 2) przed załączeniem zasilania rezerwowego wyłączać linie, do których przyłączone są jednostki wytwórcze.
II.4.5.4.	Wymagania dla jednostek wytwórczych w zakresie EAZ
II.4.5.4.1.	Zabrania się przyłączania jednostek wytwórczych wyposażonych wyłącznie w aparaty instalacyjne np. bezpieczniki topikowe czy wyłączniki nadmiarowe niezależnie od wartości mocy osiągalnej i miejsca przyłączenia.
II.4.5.4.2.	Wszystkie zabezpieczenia jednostek wytwórczych pracujących w sieci trójfazowej powinny powodować ich trójfazowe wyłączenie.
II.4.5.4.3.	Jednostki wytwórcze, dla których miejscem przyłączenia jest sieć nN, powinny być wyposażone w: 1) zabezpieczenia nadprądowe, 2) zabezpieczenia pod- i nadnapięciowe, 3) zabezpieczenie skutków od pracy niepełnofazowej.
II.4.5.4.4.	PCC EB decyduje o potrzebie wyposażenia jednostek wytwórczych lub linii w zabezpieczenie od skutków mocy zwrotnej.
II.4.5.4.5.	Nastawy EAZ jednostek wytwórczych powinny być uzgodnione z PCC EB lub przez niego ustalone. Nastawy zabezpieczeń podnapięciowych powinny uwzględniać wymaganą krzywą t=f(U) podaną w Załączniku nr 1.

II.4.5.4.6.	Jednostki wytwórcze przyłączone poprzez transformatory nN/SN.
II.4.5.4.6.1.	Jeśli w skład jednostki wytwórczej wchodzi transformator nN/SN niezależnie od łącznika po stronie nN musi być zainstalowany wyłącznik po stronie SN.
II.4.5.4.6.2.	Jednostki wytwórcze z generatorami synchronicznymi pracujące synchronicznie z siecią muszą być wyposażone w synchronizatory lub inne urządzenie umożliwiające właściwe łączenie z siecią.
II.4.5.4.6.3.	Po chwilowym zaniku lub obniżeniu napięcia w sieci współpracującej powodującym wyłączenie, jednostki wytwórcze o mocy większej od 100 kVA powinny samoczynnie powrócić do pracy w czasie nie krótszym niż 30 s po ustąpieniu zakłócenia.
II.4.5.4.6.4.	Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej do 100 kVA powinny mieć następujące zabezpieczenia: 1) nadprądowe zwłoczne, 2) nadprądowe zwarciowe, 3) nad- i pod-napięciowe, 4) od wzrostu prędkości obrotowej lub nadczęstotliwościowe, 5) ziemnozwarciowe zerowonapięciowe.
II.4.5.4.6.5.	Jednostki wytwórcze o mocy osiągalnej powyżej 100 kVA powinny mieć następujące zabezpieczenia: 1) nadprądowe od skutków zwarć międzyfazowych zwłoczne i/lub zwarciowe, 2) nad- i podnapięciowe, 3) nad- i podczęstotliwościowe, 4) ziemnozwarciowe.
II.4.5.4.6.6.	Jednostki wytwórcze o mocy 5 MVA i większej należy wyposażać w zabezpieczenia różnicowoprądowe, przy czym OSD może zdecydować o potrzebie stosowania zabezpieczeń różnicowoprądowych dla poszczególnych rodzajów jednostek wytwórczych o mocy mniejszej.
II.4.5.4.6.7.	Zabezpieczenia do ochrony przed skutkami obniżenia lub wzrostu napięcia muszą być wykonane trójfazowo. Jeśli zabezpieczenie jest zainstalowane po stronie nN, to powinno zadziałać po wzroście lub obniżeniu jednego lub więcej napięć fazowych. Jeśli jest zainstalowane po stronie SN, to powinno zadziałać po wzroście lub obniżeniu jednego lub więcej napięć przewodowych.
II.4.5.4.6.8.	Składowa zerowa napięcia dla zabezpieczeń ziemnozwarciowych musi być mierzona po stronie SN.
II.4.5.4.6.9.	Jednostki wytwórcze współpracujące z falownikami, oprócz zabezpieczeń wykonanych zgodnie z pkt. od II.4.5.4.1. do II.4.5.4.3. oraz od II.4.5.4.6.1. do II.4.5.4.6.8., powinny być wyposażone w urządzenia pozwalające na

	kontrolowanie i utrzymywanie zadanych parametrów jakościowych energii elektrycznej.
II.4.5.5.	Wybrane zagadnienia eksploatacji EAZ
II.4.5.5.1.	PCC EB prowadzi eksploatację układów EAZ zgodnie z zasadami określonymi w niniejszej IRiESD oraz w oparciu o szczegółowe instrukcje eksploatacji sieci, instalacji, grup urządzeń lub poszczególnych urządzeń.
II.4.5.5.2.	Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB zobowiązane są do eksploatowania urządzeń EAZ będących ich własnością w sposób nie zagrażający bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego PCC EB, a tym samym utrzymywania tych elementów w należytym stanie technicznym. W odniesieniu do EAZ bez uzgodnienia z PCC EB w szczególności podmiotom tym zabrania się: 1) odstawiania z pracy urządzeń lub ich części, 2) wymiany urządzeń na posiadające inne parametry i właściwości, 3) zmiany nastaw i sposobu działania.
II.4.5.5.3.	PCC EB może zażądać od podmiotu przyłączonego do sieci wglądu w dokumentację eksploatacyjną potwierdzającą terminowość i zakres prowadzonych prac eksploatacyjnych EAZ, których stan techniczny może mieć wpływ na pracę sieci dystrybucyjnej.
II.4.5.5.4.	Przyjęcie do eksploatacji urządzeń EAZ nowych i modernizowanych następuje po przeprowadzeniu prób i pomiarów oraz stwierdzeniu spełnienia warunków określonych w niniejszej instrukcji, w zawartych umowach, a także warunków zawartych w dokumentacji projektowej i fabrycznej. Przyjmowane do eksploatacji urządzenia, instalacje i sieci w zależności od potrzeb, powinny posiadać wymaganą dokumentację prawną i techniczną.
II.4.5.5.5.	Podczas oględzin urządzeń sieci dystrybucyjnej PCC EB podlegają im również urządzenia EAZ.
II.4.6.	Wymagania techniczne dla systemu nadzoru i telemechaniki.
II.4.6.1.	Wymagania i zalecenia dotyczące nadzoru stacji elektroenergetycznych obowiązują PCC EB oraz podmioty przyłączane do sieci dystrybucyjnej PCC EB, z zastrzeżeniem zapisów pkt. II.4.1.5. i II.4.1.6.
II.4.6.2.	Ogólne wymagania stawiane stacyjnemu i dyspozytorskiemu systemowi nadzoru, a podyktowane głównie względami optymalizacyjnymi i niezawodnościowymi są następujące: a) obiektowe systemy nadzoru muszą być kompatybilne z dyspozytorskimi systemami w centrach nadzoru. Stacyjne systemy nadzoru muszą spełniać

wymagania stosowne do rodzaju obsługiwanych stacji z uwzględnieniem wymogów jakościowych i konfiguracyjnych,

b) obiektowe systemy nadzoru powinny być połączone z centrami nadzoru z wykorzystaniem niezawodnych i o właściwej przepływności łączy transmisyjnych, aby zapewnić odpowiednią szybkość przepływu informacji z/do centrów dyspozytorskich,

c) systemy nadzoru powinny zapewniać archiwizację danych na okres zgodny z wymaganiami norm bezpieczeństwa informacji oraz umożliwić utrzymanie ciągłości nadzoru dyspozytorskiego i dokonywania analiz pracy sieci,

d) połączenie systemów nadzoru w dyspozycjach winne być wykonane jako redundantne. Zaleca się realizację z wykorzystaniem sieci komputerowej,

e) należy dążyć do tego, aby wszelkie informacje uzyskiwane dla systemów dyspozytorskich posiadały znacznik czasu. Struktura sieci komunikacyjnych sygnałów telemechaniki winna zapewnić niezawodność i optymalizację przepływu informacji. Komunikacja winna być realizowana dwoma redundantnymi kanałami łączności. Jako rezerwową drogę transmisji dopuszcza się transmisje pakietowe,

f) protokół transmisji musi być dostosowany do systemu sterowania posiadanego przez operatora systemu dystrybucyjnego,

g) należy dążyć do tego, aby czas reakcji całego systemu nadzoru (stacyjnego i nadrzędnego) nie przekraczał kilku sekund, a rozdzielczość czasowa przesyłanych sygnałów zawierała się w granicach 1–100 ms.

II.4.6.3.

Rozdzielnie SN, a także ważne ruchowo rozdzielnie SN wyposażone w wyłączniki powinny być objęte co najmniej telemechaniką umożliwiającą:

a) Telesterowanie:

• sterowanie wyłącznikami,

• sterowanie urządzeniami automatyk stacyjnych.

b) Telesygnalizację:

• stanu położenia wyłączników, odłączników szynowych i liniowych oraz uziemników,

• stanu automatyk stacyjnych,

• sygnalizację awaryjną indywidualną z poszczególnych pól rozdzielni,

• sygnalizację zadziałania poszczególnych zabezpieczeń,

• sygnalizację awaryjną z potrzeb własnych prądu stałego dotyczącą w szczególności: uszkodzenia prostownika, braku ciągłości obwodów

	prądu stałego wraz z baterią oraz doziemienia w obwodach prądu stałego, • sygnalizację awaryjną z urządzeń zasilania bezprzerwowego, • sygnalizację włamaniową i przeciwpożarową. c) Telemetrię: • pomiar prądu w poszczególnych polach, • pomiar napięcia na poszczególnych układach szyn.
II.4.6.4.	Urządzenia telemechaniki powinny być wyposażone w co najmniej dwa porty transmisji danych.
II.4.6.5.	Urządzenia telemechaniki obiektowej oraz systemy nadzoru w dyspozycjach powinny być zasilane z układu napięcia bezprzerwowego o czasie autonomii nie krótszym niż 8 godz.
II.4.7.	Wymagania techniczne dla układów i systemów pomiarowo-rozliczeniowych.
II.4.7.1.	Wymagania ogólne
II.4.7.1.1.	Wymagania techniczne dla układów pomiarowo-rozliczeniowych oraz układów pomiarowo-kontrolnych, zwanych dalej wspólnie również układami pomiarowymi, określone w niniejszej IRiESD obowiązują z dniem jej wejścia w życie w przypadkach: a) układów pomiarowych budowanych i modernizowanych, b) układów pomiarowych zainstalowanych u wytwórców lub odbiorców, którzy po wejściu w życie niniejszej IRiESD skorzystają z prawa wyboru sprzedawcy. Obowiązek dostosowania układów pomiarowych do wymagań zawartych w niniejszej IRiESD spoczywa na ich właścicielu. Odbiorca, który jest właścicielem układu pomiarowo-rozliczeniowego, chcący skorzystać z prawa wyboru sprzedawcy dostosowuje układ pomiarowo- rozliczeniowy do wymagań określonych w rozporządzeniu Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego oraz w niniejszej IRiESD. Powyższe wymagania nie dotyczą układów pomiarowo-rozliczeniowych zainstalowanych u odbiorców o których mowa w pkt. G.1. niniejszej IRiESD, dla których PCC EB może przydzielić standardowy profil zużycia zgodnie z rozdziałem G.
II.4.7.1.2.	Urządzenia wchodzące w skład każdego układu pomiarowo-rozliczeniowego muszą spełniać wymagania prawa, a w szczególności posiadać legalizację lub certyfikat zgodności z wymaganiami zasadniczymi (MID) lub homologację, zgodnie z wymaganiami określonymi dla danego urządzenia. W przypadku urządzeń, dla których nie jest wymagana legalizacja lub homologacja, urządzenie musi posiadać odpowiednie świadectwo potwierdzające poprawność pomiarów (świadectwo wzorcowania). Powyższe badania powinny być wykonane przez

	uprawnione laboratoria zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami. Okres pomiędzy kolejnymi wzorcowaniami tych urządzeń (za wyjątkiem przekładników pomiarowych prądowych i napięciowych) nie powinien przekraczać okresu ważności cech legalizacyjnych lub zabezpieczających (MID) licznika energii czynnej zainstalowanego w tym samym układzie pomiarowo-rozliczeniowym. Przekładniki prądowe i napięciowe podlegają sprawdzeniu przed zainstalowaniem. Dla urządzeń wcześniej użytkowanych, właściciel przekładników dostarcza protokół ze sprawdzenia potwierdzający poprawność i zgodność danych znamionowych oraz oznaczeń przekładnika ze stanem faktycznym, który wraz z wcześniej wystawionym świadectwem legalizacji, protokołem lub świadectwem badań kontrolnych przekazuje do PCC EB. W przypadku braku wcześniej wystawionych świadectw lub protokołów, wymagane jest ich uzyskanie poprzez przeprowadzenie badań w uprawnionym laboratorium zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami. Powyższe urządzenia powinny posiadać cechę zabezpieczającą potwierdzającą dokonanie badań przez uprawnione laboratorium.
II.4.7.1.3.	Układy pomiarowe półpośrednie i pośrednie muszą być wyposażone w przekładniki pomiarowe w każdej z trzech faz oraz w liczniki trójsystemowe.
II.4.7.1.4.	Układy pomiarowe 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 przypadku wytwórców posiadających odnawialne źródła energii oraz źródła pracujące w skojarzeniu, dodatkowo na zaciskach generatorów źródeł wytwórczych, dla których wymagane jest potwierdzenie przez PCC EB ilości energii elektrycznej, niezbędne do uzyskania świadectw pochodzenia w rozumieniu ustawy Prawo energetyczne. Za zgodą PCC EB, w szczególnie uzasadnionych przypadkach, dopuszcza się instalację układów pomiarowych po stronie niskiego napięcia transformatora, dla nowo przyłączanych odbiorców III grupy przyłączeniowej o mocy znamionowej transformatora do 400 kVA włącznie. Zgoda PCC EB uwarunkowana jest x.xx. akceptacją przez odbiorcę doliczenia ilości strat mocy i energii elektrycznej zapisanych w umowie.
II.4.7.1.5.	Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB, będące Uczestnikami Rynku Bilansującego instalują dla celów kontrolnych, bilansowych i rozliczeniowych, układy pomiarowe energii elektrycznej zgodnie z wymaganiami określonymi przez Operatora Systemu Przesyłowego w IRiESP.
II.4.7.1.6.	OSD uzgadniają protokół transmisji danych pomiarowych pomiędzy sobą oraz określają standard protokołu transmisji obowiązujący wszystkie podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej.

II.4.7.1.7.

Rozwiązania techniczne poszczególnych układów pomiarowych dzieli się na 7 kategorii:

a) kat. B1 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, o mocy pobieranej nie mniejszej niż 30 MW lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 200 GWh,

b) kat. B2 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, o mocy pobieranej nie mniejszej niż 5 MW i nie większej niż 30 MW (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 30 GWh i nie większym niż 200 GWh (wyłącznie),

c) kat. B3 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, o mocy pobieranej nie mniejszej niż 800 kW i nie większej niż 5 MW (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 4 GWh i nie większym niż 30 GWh (wyłącznie),

d) kat. B4 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, o mocy pobieranej nie mniejszej niż 40 kW i nie większej niż 800 kW (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie mniejszym niż 200 MWh i nie większym niż 4 GWh (wyłącznie),

e) kat. B5 - układy pomiarowe dla urządzeń, instalacji lub sieci podmiotów przyłączonych na napięciu niższym niż 110 kV i wyższym niż 1 kV, o mocy pobieranej nie większej niż 40 kW (wyłącznie) lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie większym niż 200 MWh (wyłącznie),

f) kat. C1 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie wyższym niż 1 kV o mocy pobieranej nie większej niż 40 kW lub rocznym zużyciu energii elektrycznej nie większym niż 200 MWh,

g) kat. C2 - układy pomiarowe dla podmiotów przyłączonych na napięciu nie wyższym niż 1 kV o mocy pobieranej większej niż 40 kW lub rocznym zużyciu energii elektrycznej większym niż 200 MWh.

Kwalifikacja do poszczególnych kategorii jest uwarunkowana przekroczeniem granicznej wartości jednego z dwóch wymienionych kryteriów tj. mocy pobieranej lub rocznego zużycia energii. Wartość mocy pobieranej ustalana jest z uwzględnieniem wartości mocy umownej podmiotu, o ile ta moc jest znana PCC EB. W przeciwnym przypadku uwzględnia się moc przyłączeniową podmiotu.

Zakwalifikowanie do poszczególnych kategorii dokonywane jest w momencie zaistnienia co najmniej jednego z przypadków o których mowa w pkt. II.4.7.1.1. a) i b).

II.4.7.1.8.

Liczniki energii elektrycznej powinny posiadać, co najmniej klasę dokładności odpowiednią dla kategorii pomiaru oraz umożliwiać:

a) dwukierunkowy pomiar energii czynnej oraz biernej dla wytwórców i odbiorców posiadających źródła wytwórcze mierzony w czterech

kwadrantach z rejestracją profili obciążenia,

	b) jednokierunkowy pomiar energii czynnej i dwukierunkowy pomiar energii biernej z rejestracją profili obciążenia dla odbiorców nie posiadających źródeł wytwórczych oraz mocy przyłączeniowej nie mniejszej niż 40 kW, c) jednokierunkowy pomiar energii czynnej, a w uzasadnionych przypadkach pomiar energii biernej – dotyczy tylko układów pomiarowo-rozliczeniowych odbiorców zaliczonych do kategorii C1, d) jednokierunkowy pomiar energii czynnej z rejestracją profili obciążenia – dla pomiaru na zaciskach generatora, w celu potwierdzania ilości wytworzonej energii dla potrzeb wydawania świadectw pochodzenia.
II.4.7.1.9.	Transmisja danych z układów pomiarowo-rozliczeniowych energii elektrycznej do LSPR powinna być realizowana za pośrednictwem: a) wyjść cyfrowych liczników energii elektrycznej, b) wyjść cyfrowych rejestratorów (koncentratorów), które to rejestratory (koncentratory) będą pozyskiwały dane za pomocą wyjść cyfrowych liczników energii elektrycznej. Wymagania co do szybkości i jakości transmisji danych kanałami telekomunikacyjnymi określa PCC EB .
II.4.7.1.10.	Dla układów pomiarowych energii elektrycznej poszczególnych kategorii wymagane jest: a) dla kategorii: B1 i B2 – stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu pomiarowo-rozliczeniowego i układu pomiarowo-kontrolnego. Dla pozostałych kategorii dopuszcza się stosowanie układów pomiarowo- kontrolnych, przy czym mogą być one przyłączone do uzwojenia przekładników układu pomiarowo-rozliczeniowego.
II.4.7.1.11.	Miejsce zainstalowania układu pomiarowo-rozliczeniowego określa PCC EB, w warunkach przyłączenia. Dodatkowo miejsce zainstalowania układu pomiarowo- rozliczeniowego może być określone w umowie dystrybucji lub umowie kompleksowej.
II.4.7.1.12.	Przekładniki prądowe powinny być tak dobrane, aby prąd pierwotny wynikający z mocy umownej mieścił się w granicach 20-120% ich prądu znamionowego. W szczególnie uzasadnionych przypadkach, za zgodą PCC EB, dopuszcza się stosowanie przekładników prądowych o przeciążalności do 200% prądu znamionowego, przy zachowaniu dokładności pomiaru wymaganego w danej klasie. W przypadku źródeł, przekładniki prądowe powinny być tak dobrane, aby prąd pierwotny wynikający z mocy umownej mieścił się w granicach: a) 20-120% prądu znamionowego przekładników o klasie dokładności 0,5, b) 5-120% prądu znamionowego przekładników o klasie dokładności 0,5S i 0,2,

	c) 1-120% prądu znamionowego przekładników o klasie dokładności 0,2S. Przekładniki prądowe i napięciowe powinny być tak dobrane, aby obciążenie strony wtórnej zawierało się miedzy 25%, a 100% wartości nominalnej mocy uzwojeń/rdzeni przekładników. W przypadku wystąpienia konieczności dociążenia rdzenia pomiarowego jako dociążenie należy zastosować atestowane rezystory instalowane w obudowach przystosowanych do plombowania.
II.4.7.1.13.	Do uzwojenia wtórnego przekładników prądowych w układach pomiarowych nie można przyłączać innych przyrządów poza licznikami energii elektrycznej oraz w uzasadnionych przypadkach rezystorów dociążających.
II.4.7.1.14.	Współczynnik bezpieczeństwa przyrządu (FS) dla przekładników prądowych w układach pomiarowych podstawowych i rezerwowych nowobudowanych i modernizowanych powinien być ≤5. W przypadku modernizacji układów pomiarowo-rozliczeniowych dopuszcza się pozostawienie dotychczasowych przekładników prądowych o współczynniku FS > 5, o ile spełniają one pozostałe wymagania IRiESD.
II.4.7.1.15.	Wszystkie elementy członu zasilającego oraz osłony i urządzenia wchodzące w skład układu pomiarowego energii elektrycznej muszą być przystosowane do plombowania. Plombowanie musi umożliwiać zabezpieczenie przed: zmianą parametrów lub nastaw urządzeń wchodzących w skład układu pomiarowego oraz ingerencją powodującą zafałszowanie jego wskazań.
II.4.7.1.16.	Zmiana kwalifikacji układu pomiarowego do kategorii określonej w pkt. II.4.7.1.7., następuje na wniosek odbiorcy lub PCC EB. Dostosowanie układu do wymagań nowej kategorii spoczywa na właścicielu układu pomiarowego.
II.4.7.1.17.	W przypadku zmiany charakteru odbioru, PCC EB może nakazać wprowadzenie zmian w istniejącym układzie pomiarowo-rozliczeniowym zgodnie z wymaganiami określonymi w niniejszej IRiESD.
II.4.7.1.18.	Wszelkie stwierdzone nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego lub jego elementu winny być niezwłocznie zgłaszane przez odbiorcę lub PCC EB.
II.4.7.1.19.	W przypadku podejrzenia nieprawidłowości działania układu pomiarowego lub jego elementu, odbiorca lub PCC EB ma prawo żądać laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowego lub jego elementu.
II.4.7.1.20.	W przypadku zgłoszenia żądania laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowego lub jego elementu, właściciel układu pomiarowego zapewnia demontaż wskazanego elementu układu pomiarowego. Demontaż następuje w obecności przedstawiciela odbiorcy i PCC EB.
II.4.7.1.21.	PCC EB przekazuje zdemontowany element układu pomiarowego do laboratoryjnego sprawdzenia prawidłowości działania w terminie 14-stu dni kalendarzowych od dnia zgłoszenia żądania. Jeżeli właścicielem układu pomiarowego jest podmiot inny niż PCC EB, to podmiot ten ma obowiązek przekazać PCC EB zdemontowany element układu pomiarowego bezpośrednio po jego demontażu.

II.4.7.1.22.	Jeżeli laboratoryjne sprawdzenie nie wykaże błędów w działaniu zdemontowanego elementu układu pomiarowego, to podmiot wnioskujący o sprawdzenie ponosi koszty sprawdzenia oraz demontażu i montażu badanego elementu.
II.4.7.1.23.	PCC EB przekazuje odbiorcy kopię wyniku laboratoryjnego sprawdzenia, niezwłocznie po jego otrzymaniu.
II.4.7.1.24.	Jeżeli PCC EB nie jest właścicielem układu pomiarowego, PCC EB zwraca zdemontowany element układu pomiarowego właścicielowi w terminie do 60-go dnia od dnia jego otrzymania od podmiotu wykonującego laboratoryjne sprawdzenie prawidłowości działania, o ile żadna ze stron nie wystąpi z wnioskiem, o którym mowa w pkt. II.4.7.1.25.
II.4.7.1.25.	W ciągu 30-stu dni kalendarzowych od dnia otrzymania kopii wyniku badania laboratoryjnego, odbiorca lub PCC EB może zlecić wykonanie dodatkowej ekspertyzy badanego uprzednio zdemontowanego elementu układu pomiarowego. PCC EB umożliwia przeprowadzenie takiej ekspertyzy.
II.4.7.1.26.	Koszt ekspertyzy, o której mowa w pkt. II.4.7.1.25. pokrywa podmiot, który wnioskuje o jej przeprowadzenie.
II.4.7.1.27.	W okresie zdemontowania elementu układu pomiarowego, właściciel układu pomiarowego zapewni zastępczy element układu pomiarowego, który będzie spełniał wymagania techniczne określone w niniejszej IRiESD.
II.4.7.1.28.	W przypadku stwierdzenia nieprawidłowości w działaniu układu pomiarowego, z wyłączeniem nielegalnego poboru energii elektrycznej, właściciel układu pomiarowego zwraca koszty, o których mowa w pkt. II.4.7.1.22. i II.4.7.1.26., a PCC EB dokonuje korekty dostarczonej/odebranej energii elektrycznej, na podstawie której dokonywane są korekty rozliczeń pomiędzy podmiotami prowadzącymi rozliczenia tego podmiotu, o ile do rozliczeń nie można było wykorzystać wskazań innego układu pomiarowego.
II.4.7.1.29.	W przypadku stwierdzenia prawidłowości w działaniu układu pomiarowego energii elektrycznej, strona wnioskująca o sprawdzenie układu pomiarowego pokrywa uzasadnione koszty związane z demontażem, montażem i wypożyczeniem zastępczego elementu układu pomiarowego.
II.4.7.1.30.	W przypadku wymiany układu pomiarowego lub jego elementu w trakcie dostarczania energii elektrycznej, a także po zakończeniu jej dostarczania, PCC EB wydaje odbiorcy/wytwórcy dokument zawierający dane identyfikujące układ pomiarowy i stan wskazań licznika w chwili demontażu.
II.4.7.2.	Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kategorii B.
II.4.7.2.1.	Dla układów pomiarowych kategorii B1, powinny być spełnione następujące wymagania: a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu pomiarowo- rozliczeniowego i układu pomiarowo-kontrolnego, zasilanych z oddzielnych

przekładników prądowych i napięciowych, przy czym dopuszcza się stosowanie przekładników z dwoma uzwojeniami pomiarowymi na jednym rdzeniu,

b) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 (zalecana klasa 0,2) służące do pomiaru energii elektrycznej,

c) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-kontrolnych powinny mieć klasę dokładności nie gorsza niż 0,5,

d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę nie gorszą niż 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 dla energii biernej,

e) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii biernej,

f) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co najmniej 63 dni kalendarzowych i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,

g) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania źródłami zewnętrznymi,

h) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać transmisję danych do LSPR PCC EB nie częściej niż 4 razy na dobę,

i) dla układu pomiarowo-rozliczeniowego (podstawowego) wymagana jest rezerwowa droga transmisji danych pomiarowych, przy czym dopuszcza się wykorzystanie urządzeń teleinformatycznych odbiorcy (np. poprzez wystawianie danych na serwer ftp, dedykowane platformy wymiany danych lub za pomocą poczty elektronicznej). Nie jest wymagane dostarczanie danych o mocy pobieranej i energii biernej,

j) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.

II.4.7.2.2.

Dla układów pomiarowych kategorii B2, powinny być spełnione następujące wymagania:

a) konieczne jest stosowanie dwóch układów pomiarowych – układu pomiarowo- rozliczeniowego i układ pomiarowo-kontrolnego; układy mogą być zasilane z jednego uzwojenia przekładnika,

c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę nie gorszą niż 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 dla energii biernej,

d) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-kontrolnych powinny mieć klasę nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii

biernej,

e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co najmniej 63 dni kalendarzowych i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,

f) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania ze źródeł zewnętrznych,

g) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych pomiarowych do LSPR PCC EB nie częściej niż raz na dobę pod warunkiem kompletności danych pomiarowych. Nie jest wymagane dostarczanie danych o mocy pobieranej i energii biernej,

h) powinien być możliwy lokalny, pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.

II.4.7.2.3.

Dla układów pomiarowych kategorii B3, powinny być spełnione następujące wymagania:

a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 0,5 (zalecana klasa 0,2) służące do pomiaru energii czynnej,

b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę nie gorszą niż 0,5 dla energii czynnej i nie gorszą niż 1 dla energii biernej,

c) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co najmniej 63 dni kalendarzowych i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy,

d) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę oraz podtrzymanie zasilania ze źródeł zewnętrznych,

e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych pomiarowych do LSPR PCC EB nie częściej niż raz na dobę pod warunkiem kompletności danych pomiarowych, nie jest wymagane dostarczanie danych o mocy pobieranej i energii biernej,

f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.

II.4.7.2.4.

Dla układów pomiarowych kategorii B4, powinny być spełnione następujące wymagania:

a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 1 (zalecana klasa 0,5) służące do pomiaru energii czynnej,

b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii biernej,

c) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60

minut przez co najmniej 63 dni kalendarzowych i automatycznie zamykać

	okres rozliczeniowy, d) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę, e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych pomiarowych do LSPR PCC EB nie częściej niż raz na dobę pod warunkiem kompletności danych pomiarowych. Nie jest wymagane dostarczanie danych o mocy pobieranej i energii biernej, f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
II.4.7.2.5.	Dla układów pomiarowych kategorii B5, powinny być spełnione następujące wymagania: a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych powinny mieć rdzenie uzwojenia pomiarowego o klasie dokładności nie gorszej niż 1 (zalecana klasa 0,5) służące do pomiaru energii elektrycznej, b) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę nie gorszą niż 2 dla energii czynnej i nie gorszą niż 3 dla energii biernej, c) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co najmniej 63 dni kalendarzowych i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy, d) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny posiadać układy synchronizacji czasu rzeczywistego co najmniej raz na dobę, e) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych pomiarowych do LSPR PCC EB nie częściej niż raz na dobę pod warunkiem kompletności danych pomiarowych, f) powinien być możliwy lokalny pełny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
II.4.7.3.	Wymagania dla układów pomiarowo-rozliczeniowych kategorii C.
II.4.7.3.1.	Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C1 są następujące: c) liczniki energii elektrycznej w układach pomiarowo-rozliczeniowych powinny mieć klasę dokładności nie gorszą niż 2 dla energii czynnej; d) PCC EB w przypadkach zbierania danych pomiarowych ze względów na potrzeby tworzenia standardowych profili zużycia, wymaganych względami technicznymi lub ekonomicznymi może zadecydować o konieczności: • realizowania przez układ pomiarowy rejestracji i przechowywania w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co najmniej 63 dni, • realizowania przez układ pomiarowy transmisji danych pomiarowych do LSPR PCC EB, • pomiaru mocy i energii biernej.
II.4.7.3.2.	Wymagania dla układów pomiarowych kategorii C2 są następujące:

	a) przekładniki prądowe i napięciowe w układach pomiarowych 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 powinny mieć klasę nie gorszą niż 1 dla energii czynnej i nie gorszą niż 2 dla energii biernej, c) układy pomiarowe powinny umożliwiać rejestrowanie i przechowywanie w pamięci pomiarów mocy czynnej w okresach od 15 do 60 minut przez co najmniej 63 dni i automatycznie zamykać okres rozliczeniowy, d) układy pomiarowo-rozliczeniowe powinny zapewniać transmisję danych pomiarowych do LSPR PCC EB nie częściej niż raz na dobę pod warunkiem kompletności danych pomiarowych, e) powinien być możliwy lokalny odczyt układu pomiarowego w przypadku awarii łączy transmisyjnych lub w celach kontrolnych.
II.4.8.	Wymagania związane z systemami teletransmisyjnymi
II.4.8.1.	PCC EB odpowiada za utrzymanie infrastruktury telekomunikacyjnej i informatycznej niezbędnej do właściwego prowadzenia ruchu sieci dla obszaru swojego działania.
II.4.8.2.	Infrastruktura telekomunikacyjna powinna umożliwiać współpracę z operatorami sąsiednich systemów dystrybucyjnych, a w przypadkach określonych przez PCC EB również z podmiotami zakwalifikowanymi do pozostałych grup przyłączeniowych.
II.4.8.3.	W zakresach, gdzie wymagane jest dostosowanie infrastruktury do potrzeb wymienionych w pkt. II.4.8.1. zainteresowane strony wzajemnie uzgadniają między sobą zakres i szczegółowe wymagania, wraz z określeniem sposobów sfinansowania niezbędnych działań, uwzględniając w szczególności postanowienia IRiESP oraz IRiESD OSDp.

II.5. DANE PRZEKAZYWANE DO PCC EB PRZEZ PODMIOTY PRZYŁĄCZONE I PRZYŁĄCZANE DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

II.5.1.

Zakres danych

II.5.1.1.

Dane przekazywane do PCC EB przez podmioty przyłączane i przyłączone do sieci dystrybucyjnej obejmują:

a) dane opisujące stan istniejący,

b) dane prognozowane dla perspektywy określonej przez PCC EB,

c) dane pomiarowe opisujące stan pracy sieci, inne niż pomiary energii elektrycznej.

II.5.1.2.

Wytwórcy posiadający jednostki wytwórcze oraz farmy wiatrowe przyłączone do

	sieci dystrybucyjnej PCC EB o mocy osiągalnej równej 5 MW i wyższej, przekazują dane do Centralnego rejestru jednostek wytwórczych prowadzonego przez OSP zgodnie z zasadami opisanymi w IRiESP.
II.5.2.	Dane opisujące stan istniejący
II.5.2.1.	Wytwórcy przekazują do PCC EB następujące dane opisujące stany istniejące swoich instalacji i urządzeń: a) nazwę węzła i napięcie przyłączenia, b) moc osiągalną, c) schematy, plany i konfigurację głównych układów elektrycznych, d) dane jednostek wytwórczych, e) dane techniczne aparatury rozdzielczej, sterującej oraz elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej.
II.5.2.2.	Odbiorcy wskazani przez PCC EB przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do PCC EB 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.
II.5.2.3.	Dane o węzłach obejmują w szczególności: 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) udział odbiorców przemysłowych w szczytowym obciążeniu stacji, g) moc bierną kompensującą, kondensatory ze znakiem „+”, dławiki ze znakiem „-”, h) układ normalny pracy.
II.5.2.4.	Dane o jednostkach wytwórczych obejmują w szczególności: a) nazwę węzła, do którego jednostka wytwórcza jest przyłączona,

b) sprawność przemiany energetycznej,

c) wskaźnik zużycia energii elektrycznej na potrzeby własne jednostek wytwórczych,

d) produkcję energii elektrycznej,

e) wskaźniki odstawień awaryjnych,

f) parametry jakościowe paliwa (QAS) wraz z jego zużyciem,

g) emisje zanieczyszczeń SO2, NOX, pyły i CO2,

h) stosowane instalacje ochrony środowiska (wraz z ich sprawnością),

i) rezystancję i reaktancję gałęzi generator-transformator blokowy,

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

k) maksymalną wartość siły elektromotorycznej E’max podaną na poziomie napięcia węzła, do którego przyłączona jest jednostka wytwórcza,

l) stosunek reaktancji dla składowej symetrycznej zerowej do reaktancji dla składowej symetrycznej zgodnej dla gałęzi jednostka wytwórcza-transformator blokowy,

m) znamionową moc pozorną jednostki wytwórczej,

n) napięcie znamionowe jednostki wytwórczej,

o) znamionowy współczynnik mocy jednostki wytwórczej,

p) reaktancję transformatora blokowego odniesioną do napięcia węzła, do którego jest przyłączony transformator,

q) moduł przekładni transformatora blokowego w jednostkach względnych,

r) moc czynną potrzeb własnych,

s) współczynnik mocy potrzeb własnych,

t) maksymalną generowaną moc czynną,

u) minimalną generowaną moc czynną,

v) dla jednostek wytwórczych u wytwórców energii elektrycznej minimalną i maksymalną generowaną moc czynną w sezonie letnim i zimowym,

w) statyzm turbiny,

x) reaktancję podprzejściową generatora w osi d w jednostkach względnych,

y) reaktancję zastępczą gałęzi jednostka wytwórcza-transformator blokowy odniesioną do napięcia węzła, do którego jest przyłączona jednostka wytwórcza.

II.5.2.5.

Formę przekazywanych danych, termin oraz sposób przekazania podmioty uzgadniają z PCC EB.

II.5.3.	Dane prognozowane dla perspektywy czasowej określonej przez PCC EB
II.5.3.1.	Dane prognozowane opisujące warunki pracy urządzeń, instalacji i sieci podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PCC EB 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 wymianie międzysystemowej, d) informacje o projektach zarządzania popytem, e) inne dane w zakresie uzgodnionym przez PCC EB i podmiot przyłączony do sieci dystrybucyjnej PCC EB.
II.5.3.2.	Informacje o jednostkach wytwórczych, o których mowa w pkt.II.5.3.1, 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) liczbę dni remontów planowych, e) techniczny i księgowy czas eksploatacji, f) sprawności wytwarzania energii elektrycznej, 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.
II.5.3.3.	Odbiorcy wskazani przez PCC EB przyłączeni do sieci SN i nN, przekazują do PCC EB następujące informacje o zapotrzebowaniu na moc i energię elektryczną, o których mowa w pkt. II.5.3.1: a) zapotrzebowanie na moc i energię elektryczną, b) krzywe obciążeń w wybranych dobach reprezentatywnych, c) miesięczne bilanse mocy i energii.
II.5.3.4.	Formę przekazywanych danych prognozowanych, termin oraz sposób przekazania podmioty uzgadniają z PCC EB .

II.6. ZASADY PLANOWANIA ROZWOJU

II.6.1.	Postanowienia ogólne
II.6.1.1.	PCC EB opracowuje plan rozwoju w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na energię elektryczną.
II.6.1.2.	Plan rozwoju obejmuje zakres określony w ustawie Prawo energetyczne.
II.6.1.3.	Projekt planu rozwoju podlega uzgodnieniu z Prezesem URE.
II.6.1.4.	PCC EB współpracuje z innymi operatorami systemów dystrybucyjnych elektroenergetycznych, pozostałymi przedsiębiorstwami energetycznymi, organami administracyjnymi i samorządów terytorialnych oraz odbiorcami, których urządzenia, instalacje lub sieci są przyłączone do sieci dystrybucyjnej elektroenergetycznej, w celu koordynacji planowania rozwoju tej sieci.
II.6.1.5	Po pozytywnym zaopiniowaniu planu rozwoju przez organy administracji państwowej PCC EB może wystąpić z wnioskiem do tych organów o wprowadzenie zmian do miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego.

III. EKSPLOATACJA URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI

III.1. PRZEPISY OGÓLNE

III.1.1.	Urządzenia przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB muszą spełniać warunki legalizacji, uzyskiwania homologacji i/lub certyfikatów, znaku CE oraz innych wymagań określonych odrębnymi przepisami. Projektowanie oraz eksploatacja urządzeń, instalacji i sieci powinny zapewniać racjonalne i oszczędne zużycie paliw lub energii przy zachowaniu: a) niezawodności współdziałania z siecią, b) bezpieczeństwa obsługi i otoczenia po spełnieniu wymagań ochrony środowiska, c) zgodności z wymaganiami odrębnych przepisów, a w szczególności przepisów: prawa budowlanego, o ochronie przeciwporażeniowej, o ochronie przeciwpożarowej, o dozorze technicznym, Polskich Norm wprowadzonych do obowiązkowego stosowania.
III.1.2.	Zasady i standardy techniczne eksploatacji sieci dystrybucyjnej PCC EB obejmują zagadnienia związane z: a) przyjmowaniem urządzeń, instalacji i sieci do eksploatacji, b) prowadzeniem zabiegów eksploatacyjnych, c) przekazaniem urządzeń, instalacji i sieci do remontu lub wycofywaniem z eksploatacji, d) dokonywaniem uzgodnień z OSDp i sąsiednimi OSDn przy wykonywaniu prac eksploatacyjnych, e) prowadzeniem dokumentacji technicznej i prawnej.
III.1.3.	Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci odpowiada za ich należyty stan techniczny w tym za prawidłowe ich utrzymanie oraz prowadzenie eksploatacji przy zachowaniu należytej staranności poprzez x.xx. wykonywanie oględzin, przeglądów, konserwacji i remontów oraz badań, pomiarów i prób eksploatacyjnych. Właściciel urządzeń, instalacji lub sieci może na podstawie umowy powierzyć prowadzenie eksploatacji swoich urządzeń, instalacji lub sieci innemu podmiotowi, z uwzględnieniem zasad określonych w niniejszej IRiESD.
III.1.4.	Dopuszcza się w umowie zawartej pomiędzy właścicielem urządzeń, instalacji lub sieci oraz PCC EB, uzgodnienie innych niż określone w IRiESD standardów eksploatacji urządzeń, instalacji lub sieci.
III.1.5.	PCC EB prowadzi eksploatację własnych urządzeń elektroenergetycznych, zgodnie z zapisami niniejszej IRiESD oraz w oparciu o zasady i instrukcje eksploatacji sieci, instalacji, grup urządzeń lub poszczególnych urządzeń, w tym układów automatyki i zabezpieczeń, pomiarowych, regulacyjnych i sterowniczo-

	sygnalizacyjnych.
III.1.6.	Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB zobowiązane są do eksploatowania sieci, urządzeń i instalacji będących ich własnością w sposób nie zagrażający bezpiecznej pracy systemu dystrybucyjnego. Granicę eksploatacji sieci, urządzeń i instalacji (w tym układy automatyki zabezpieczeniowej, telemechaniki i układy pomiarowo-rozliczeniowe) oraz obowiązki stron w zakresie utrzymywania tych elementów w należytym stanie technicznym, reguluje umowa o świadczenie usług dystrybucyjnych lub umowa kompleksowa. PCC EB może zażądać od podmiotu, któremu świadczy usługę dystrybucji wglądu w dokumentację eksploatacyjną potwierdzającą terminowość i zakres prowadzonych prac eksploatacyjnych sieci, urządzeń i instalacji, których stan techniczny może mieć wpływ na pracę sieci dystrybucyjnej.
III.1.7.	Wykonywanie oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz konserwacji i remontów urządzeń, instalacji oraz sieci dystrybucyjnych określa PCC EB w dokumencie „Wytyczne dokonywania oględzin, przeglądów, oceny stanu technicznego oraz konserwacji i remontów urządzeń, instalacji oraz sieci dystrybucyjnych. eksploatowanych przez PCC EB”.
III.1.8	Obowiązujące Wytyczne, o których mowa w pkt. III.1.7 PCC EB publikuje na swojej stronie internetowej.

III.2. PRZYJMOWANIE URZĄDZEŃ, INSTALACJI I SIECI DO EKSPLOATACJI

III.2.1.	Przyjęcie do eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci: nowych, przebudowanych i po remoncie - następuje po przeprowadzeniu prób i pomiarów oraz stwierdzeniu spełnienia warunków określonych w niniejszej instrukcji, w zawartych umowach, a także warunków zawartych w dokumentacji projektowej i fabrycznej oraz spełnieniu wymagań, o których mowa w pkt. VII.3. Przyjmowane do eksploatacji urządzenia, instalacje i sieci w zależności od potrzeb, powinny posiadać wymaganą dokumentację prawną i techniczną.
III.2.2.	Urządzenia określone przez PCC EB przyłączane lub przyłączone do sieci SN i nN, po dokonaniu remontu lub przebudowy, przed przyjęciem do eksploatacji są poddawane specjalnej procedurze przy wprowadzaniu do eksploatacji np. ruchowi próbnemu.
III.2.3.	Specjalne procedury o których mowa w pkt.III.2.2. są uzgadniane pomiędzy właścicielem lub podmiotem prowadzącym eksploatację urządzeń, PCC EB i wykonawcą prac, z uwzględnieniem wymagań producenta urządzeń.
III.2.4.	Właściciel urządzeń, instalacji i sieci (w porozumieniu z PCC EB, jeżeli właścicielem nie jest PCC EB ) dokonuje odbioru urządzeń, instalacji i sieci oraz sporządza protokół stwierdzający spełnienie przez przyjmowane do eksploatacji urządzenia, instalacje i sieci wymagań określonych w niniejszej IRiESD. PCC EB, w przypadku gdy nie jest właścicielem uruchamianych urządzeń,

instalacji i sieci, zastrzega sobie prawo sprawdzenia urządzeń, instalacji i sieci przyłączanych do sieci, której jest operatorem.

III.3. PRZEKAZANIE URZĄDZEŃ DO REMONTU, PRZEBUDOWY LUB WYCOFYWANIE Z EKSPLOATACJI

III.3.1.	Przekazanie urządzeń do remontu, przebudowy lub wycofanie z eksploatacji następuje na podstawie decyzji właściciela urządzeń.
III.3.2.	Datę i sposób przekazania urządzeń do remontu, przebudowy lub wycofania z eksploatacji należy uzgodnić z PCC EB.

III.4. UZGADNIANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH Z OPERATORAMI SYSTEMÓW DYSTRYBUCYJNYCH

III.4.1.

Wszystkie prace wykonywane w sieciach dystrybucyjnych PCC EB są prowadzone w uzgodnieniu z PCC EB.

III.4.2.

W przypadku powierzenia prowadzenia eksploatacji urządzeń, instalacji lub sieci innemu podmiotowi, szczegółowe zasady i terminy dokonywania uzgodnień prac eksploatacyjnych z PCC EB reguluje umowa.

III.4.3.

PCC EB dokonuje niezbędnych uzgodnień planowanych prac eksploatacyjnych w zakresie, w jakim mogą one mieć wpływ na pracę sieci, której ruch prowadzą inni operatorzy.

III.5. DOKUMENTACJA TECHNICZNA I PRAWNA

III.5.1.

Właściciel obiektu lub urządzenia elektroenergetycznego prowadzi i na bieżąco aktualizuje następującą dokumentację:

a) dla obiektu elektroenergetycznego – dokumentację prawną i techniczną,

b) dla urządzeń – dokumentację techniczną.

Dopuszcza się prowadzenie oraz aktualizacje dokumentacji przez inny podmiot działający na podstawie umowy zawartej z właścicielem. Rodzaj i zakres prowadzonej dokumentacji określa umowa.

III.5.2.

Dokumentacja prawna obiektu elektroenergetycznego powinna zawierać w szczególności:

c) decyzję o warunkach zabudowy i zagospodarowania terenu – jeżeli jest

	wymagana, d) dokumenty stwierdzające stan prawno-własnościowy nieruchomości, e) pozwolenie na budowę wraz z załącznikami, f) pozwolenie na użytkowanie – jeżeli jest wymagane.
III.5.3.	Dokumentacja techniczna w zależności od potrzeb, rodzaju obiektu, urządzenia lub grupy urządzeń obejmuje x.xx.: a) dokumentację projektową i powykonawczą, b) protokół zakwalifikowania pomieszczeń i ich stref lub przestrzeni zewnętrznych do kategorii niebezpieczeństwa pożarowego i/lub zagrożenia wybuchem, c) dokumentację techniczno – ruchową urządzeń, d) dokumentację związaną z ochroną środowiska naturalnego, e) dokumentację eksploatacyjną i ruchową.
III.5.4.	Dokumentacja eksploatacyjna i ruchowa w zależności od potrzeb, rodzaju obiektu, urządzenia lub grupy urządzeń obejmuje x.xx.: a) dokumenty przyjęcia do eksploatacji, 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 badań, prób i pomiarów, e) wykaz niezbędnych części zamiennych, f) dokumenty z przeprowadzonej oceny stanu technicznego, g) dziennik operacyjny, h) schemat elektryczny obiektu z zaznaczeniem granic własności, i) wykaz nastawień zabezpieczeń i automatyki, j) karty przełączeń, k) ewidencję założonych uziemień, l) programy łączeniowe, m) wykaz personelu ruchowego.
III.5.5.	Instrukcja eksploatacji obiektu, urządzenia lub grupy urządzeń jest opracowywana przez właściciela i w zależności od potrzeb oraz rodzaju obiektu, urządzenia lub grupy urządzeń zawiera x.xx.: a) ogólną charakterystykę urządzenia,

b) niezbędne warunki eksploatacji urządzenia,

c) wymagania dotyczące kwalifikacji osób zajmujących się eksploatacją,

d) określenie czynności związanych z uruchomieniem, obsługą w czasie pracy i wyłączeniem urządzenia w warunkach normalnej eksploatacji,

e) zakresy przeprowadzania oględzin, przeglądów oraz prób, pomiarów i badań,

f) wymagania w zakresie konserwacji i napraw,

g) zasady postępowania w razie awarii, pożaru i w przypadku innych zakłóceń w pracy urządzenia,

h) wykaz niezbędnego sprzętu ochronnego,

i) informacje o środkach łączności,

j) wymagania związane z ochroną środowiska naturalnego,

k) zakresy wykonywania zapisów ruchowych, w tym wskazań aparatury kontrolno-pomiarowej,

l) opis zastosowanych środków ochrony przed porażeniem, pożarem, wybuchem oraz środków w zakresie bezpieczeństwa obsługi i otoczenia.

III.6. REZERWA URZĄDZEŃ I CZĘŚCI ZAPASOWYCH

III.6.1.	PCC EB, w zakresie posiadanego majątku, zapewnia rezerwy urządzeń i części zapasowych, niezbędne z punktu widzenia bezpiecznej pracy systemu elektroenergetycznego.
III.6.2.	W przypadku powierzenia PCC EB prowadzenia eksploatacji przez właściciela urządzeń zawarta umowa powinna regulować zasady utrzymywania niezbędnej rezerwy urządzeń i części zapasowych.

III.7. WYMIANA INFORMACJI EKSPLOATACYJNYCH

III.7.1.	Podmioty prowadzące eksploatację sieci dystrybucyjnej oraz urządzeń, instalacji i sieci przyłączonych do sieci dystrybucyjnej wymieniają wzajemnie informacje eksploatacyjne. Odbiorcy i wytwórcy mogą uzyskać od PCC EB informacje eksploatacyjne o sieci dystrybucyjnej PCC EB w zakresie związanym z bezpieczeństwem i niezawodnością pracy ich urządzeń i instalacji.
III.7.2.	Wymiana informacji eksploatacyjnych obejmuje w zależności od potrzeb: a) informacje niezbędne do sporządzenia schematów sieci dystrybucyjnej, b) wyniki oględzin, przeglądów i oceny stanu technicznego, c) wyniki badań, 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.
III.7.3.	Informacje eksploatacyjne, o których mowa w pkt.III.7.2, są aktualizowane i przekazywane na bieżąco.
III.7.4.	Operatorzy systemów dystrybucyjnych oraz podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB stosują jednolite nazewnictwo i numerację swoich obiektów i urządzeń.
III.7.5.	Spory wynikające z proponowanego nazewnictwa i numeracji w zakresie sieci dystrybucyjnej PCC EB i obiektów i urządzeń przyłączonych do sieci PCC EB - rozstrzyga PCC EB.
III.7.6.	PCC EB sporządza i aktualizuje schematy sieci dystrybucyjnej PCC EB.

III.8. OCHRONA ŚRODOWISKA NATURALNEGO

III.8.1.

PCC EB oraz podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB są zobowiązane do przestrzegania zasad ochrony środowiska, określonych obowiązującymi normami i przepisami prawnymi.

III.8.2.

PCC EB stosuje środki techniczne i organizacyjne ograniczające wpływ pracy urządzeń elektrycznych na środowisko naturalne.

III.8.3.

Dokumentacja projektowa obiektów i urządzeń sieci dystrybucyjnej jest uzgadniana w zakresie wymogów ochrony środowiska z właściwymi organami administracji, jeśli uzgodnienia takie są wymagane obowiązującymi przepisami

prawa.

III.9. OCHRONA PRZECIWPOŻAROWA

III.9.1.

Właściciel urządzeń, instalacji i sieci zapewnia ich ochronę przeciwpożarową zgodnie z obowiązującymi normami i przepisami prawnymi.

III.9.2.

PCC EB zapewnia opracowanie instrukcji przeciwpożarowych dla określonych obiektów, układów, urządzeń i instalacji eksploatowanej przez siebie sieci

dystrybucyjnej.

III.10. PLANOWANIE PRAC EKSPLOATACYJNYCH

III.10.1.	PCC EB opracowuje roczne plany prac eksploatacyjnych dla urządzeń, instalacji i sieci dystrybucyjnej PCC EB obejmujące w szczególności: a) oględziny, przeglądy oraz badania i pomiary, b) remonty.
III.10.2.	Poza pracami przewidywanymi w rocznym planie prac eksploatacyjnych PCC EB zapewnia realizację doraźnych prac eksploatacyjnych, mających na celu naprawę uszkodzeń zagrażających prawidłowemu funkcjonowaniu urządzeń, instalacji i sieci dystrybucyjnej PCC EB lub stwarzających zagrożenie dla bezpieczeństwa ludzi i środowiska naturalnego.
III.10.3.	Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB uzgadniają z PCC EB prace eksploatacyjne w zakresie, w jakim mogą mieć one wpływ na ruch i eksploatację sieci dystrybucyjnej.
III.10.4.	Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń elementów sieci dystrybucyjnej PCC EB są zobowiązane do przestrzegania zasad i trybu planowania wyłączeń w sieci dystrybucyjnej PCC EB ustalonego w pkt.VI.5.
III.10.5.	Podmioty planujące realizację prac eksploatacyjnych wymagających wyłączeń

elementów sieci dystrybucyjnej PCC EB przekazują do PCC EB zgłoszenia wyłączeń elementów sieci. Zawartość i terminy przekazywania zgłoszeń określono w pkt.VI.5.

III.11. WARUNKI BEZPIECZNEGO WYKONYWANIA PRAC

III.11.1.

PCC EB opracowuje instrukcję organizacji bezpiecznej pracy, obowiązującą osoby eksploatujące jego urządzenia, instalacje i sieci.

III.11.2.

Pracownicy zatrudnieni przy eksploatacji urządzeń, instalacji i sieci elektroenergetycznych powinni posiadać odpowiednie kwalifikacje i spełniać

określone wymagania zdrowotne oraz być przeszkoleni do pracy na zajmowanych stanowiskach.

IV. BEZPIECZEŃSTWO FUNKCJONOWANIA SYSTEMU ELEKTROENERGETYCZNEGO

IV.1. BEZPIECZEŃSTWO DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ, AWARIA SIECIOWA I AWARIA W SYSTEMIE

IV.1.1.	Operator systemu przesyłowego, zgodnie z Instrukcją Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej, na bieżąco kontroluje warunki pracy KSE. OSP może stwierdzić zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i podać do publicznej wiadomości komunikat o wystąpieniu zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i podejmowanych działaniach.
IV.1.2.	Podstawowym stanem pracy KSE wymagającym działań interwencyjnych służb dyspozytorskich i służb ruchowych jest zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w tym: a) awaria w systemie, b) awaria sieciowa. Zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej może powstać w szczególności w następstwie: a) działań wynikających z wprowadzenia stanu nadzwyczajnego, b) katastrofy naturalnej albo bezpośredniego zagrożenia wystąpienia awarii technicznej, c) wprowadzenia embarga, blokady, ograniczenia lub braku dostaw paliw lub energii elektrycznej z innego kraju na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, lub zakłóceń w funkcjonowaniu systemów elektroenergetycznych połączonych z krajowym systemem elektroenergetycznym d) strajku lub niepokojów społecznych, e) obniżenia dostępnych rezerw zdolności wytwórczych poniżej niezbędnych wielkości lub braku możliwości ich wykorzystania.
IV.1.3.	W przypadku ogłoszenia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, OSP może stosować procedury awaryjne bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi, nazywane również procedurami awaryjnymi. Procedury awaryjne stosowane na rynku bilansującym określa Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej.
IV.1.4.	Operator Systemu Przesyłowego ma prawo stosować zgodnie z IRiESP Procedury Awaryjne w przypadku wystąpienia każdej z poniższych sytuacji: a) Zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w tym awarii sieciowej lub awarii w systemie, b) Awarii systemów teleinformatycznych o podstawowym znaczeniu dla realizacji bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi, między

	innymi takich jak WIRE, SOWE, system planowania pracy jednostek wytwórczych lub systemy wspomagania dyspozytorskiego.
IV.1.5.	W przypadku stwierdzenia przez OSP zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, JWCD i JWCK przyłączone do sieci dystrybucyjnej stosują się do bezpośrednich poleceń operatora systemu przesyłowego. Pozostali wytwórcy oraz odbiorcy przyłączeni do sieci dystrybucyjnej stosują się do poleceń PCC EB. W przypadkach awarii sieciowych i awarii w systemie nie powodujących wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, bezpośrednie polecenia właściwych operatorów realizują podmioty bezpośrednio zaangażowane w proces usunięcia skutków awarii.
IV.1.6.	PCC EB wraz z OSDp podejmują, zgodnie z IRiESP, niezwłoczne działania zmierzające do likwidacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, awarii sieciowej lub awarii w systemie.
IV.1.7.	PCC EB w uzgodnieniu z OSDp opracowuje i na bieżąco aktualizuje procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu dystrybucyjnego, którego pracą kieruje.
IV.1.8.	Procedury dyspozytorskie na okres odbudowy zasilania systemu dystrybucyjnego obejmują w szczególności: a) podział kompetencji służb dyspozytorskich, b) awaryjne układy pracy sieci, c) wykaz operacji ruchowych wykonywanych w poszczególnych fazach odbudowy zasilania, d) dane techniczne niezbędne do odbudowy zasilania, tryb i zasady wymiany informacji i poleceń dyspozytorskich.
IV.1.9.	Jeżeli zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w tym awaria sieciowa lub awaria w systemie, lub też przewidziana procedura likwidacji awarii lub zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej stanowi zagrożenie dla użytkowników systemu nie objętych awarią lub stanem zagrożenia, PCC EB udziela tym użytkownikom niezbędnych informacji o zagrożeniu i sposobach przeciwdziałania rozszerzaniu się awarii lub stanu zagrożenia.
IV.1.10.	W celu ustalenia przebiegu awarii sieci dystrybucyjnej, przyczyny jej powstania, a także zaproponowania działań zapobiegających powstaniu podobnych awarii w przyszłości, operator systemu dystrybucyjnego ma prawo powołać komisję poawaryjną. W pracach komisji biorą udział przedstawiciele podmiotów, których urządzenia, instalacje lub sieci brały bezpośredni udział w awarii.

IV.2. BEZPIECZEŃSTWO PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

IV.2.1.	PCC EB prowadzi ruch sieci dystrybucyjnej w sposób zapewniający bezpieczeństwo realizacji dostaw energii elektrycznej siecią dystrybucyjną PCC EB.
IV.2.2.	PCC EB dotrzymuje standardowych parametrów jakościowych energii elektrycznej i standardów jakościowych obsługi odbiorców.

IV.3. WPROWADZANIE PRZERW ORAZ OGRANICZEŃ W DOSTARCZANIU I POBORZE ENERGII ELEKTRYCZNEJ

IV.3.1.	Postanowienia ogólne
IV.3.1.1.	Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą być wprowadzone przez OSP, na czas oznaczony, w przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej lub w przypadku wprowadzenia przez Radę Ministrów w drodze rozporządzenia, na podstawie § 11 ust. 7 ustawy Prawo energetyczne, ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej.
IV.3.1.2.	W przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, w tym w przypadku wystąpienia awarii sieciowej lub awarii w systemie, OSP, OSDp i PCC EB podejmują we współpracy z użytkownikami systemu wszelkie możliwe działania przy wykorzystaniu dostępnych środków mających na celu usunięcie zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zapobieżenia jego negatywnym skutkom. a) PCC EB na polecenie OSP lub OSDp w szczególności wydaje polecenia zmniejszenia ilości pobieranej energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na obszarze działania lub przerywa zasilanie niezbędnej liczby odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na tym obszarze.
IV.3.1.3.	Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadza się wg następujących trybów: a) tryb normalny, określony w pkt IV.3.2, b) tryb normalny na polecenie OSP, określony w pkt IV.3.3, c) tryb awaryjny, określony w pkt IV.3.4, d) tryb automatyczny, określony w pkt IV.3.5, e) tryb ograniczenia poziomu napięć, określony w pkt IV.3.6.
IV.3.1.4.	PCC EB nie ponosi odpowiedzialności za skutki ograniczeń w dostawach energii elektrycznej wprowadzonych zgodnie z przepisami prawa oraz zgodnie z IRiESD.
IV.3.2.	Tryb normalny.

IV.3.2.1.	Ograniczenia w trybie normalnym wprowadza Rada Ministrów, w drodze rozporządzenia, wydanego na podstawie ustawy Prawo energetyczne, na wniosek ministra właściwego do spraw gospodarki. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadzane są na czas oznaczony, na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub jego części, w przypadku wystąpienia zagrożenia: a) bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej polegającego na długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo – energetycznym, b) bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, c) bezpieczeństwa osób, d) wystąpienia znacznych strat materialnych. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą być wprowadzane po wyczerpaniu, przez operatorów we współpracy z zainteresowanymi podmiotami, wszelkich dostępnych środków, o których mowa w IRiESP, służących do zapewnienia prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, przy dołożeniu należytej staranności.
IV.3.2.2.	Wniosek, o którym mowa w pkt IV.3.2.1, sporządza minister właściwy dla spraw gospodarki z własnej inicjatywy lub na podstawie zgłoszenia OSP.
IV.3.2.3.	OSP we współpracy z OSDp opracowuje plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na wypadek wystąpienia okoliczności przywołanych w pkt IV.3.2.1. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej nie mogą powodować zagrożenia bezpieczeństwa osób oraz uszkodzenia lub zniszczenia obiektów technologicznych, a także zakłóceń w funkcjonowaniu obiektów przeznaczonych do wykonywania zadań w zakresie bezpieczeństwa lub obronności państwa, opieki zdrowotnej, telekomunikacji, edukacji, wydobywania paliw kopalnych ze złóż, ich przeróbki i dostarczania do odbiorców, wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej oraz ciepła do odbiorców oraz ochrony środowiska.
IV.3.2.4.	Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej wprowadzane w trybie normalnym mogą dotyczyć odbiorców o mocy umownej wyższej niż 300 kW.
IV.3.2.5.	Przyporządkowane odbiorcom, wymienionym w pkt IV.3.2.4, wielkości dopuszczalnego maksymalnego ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej uwzględnia się w umowach zawartych z tymi odbiorcami.
IV.3.2.6.	Plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, o których mowa w pkt IV.3.2.3 obowiązują dla okresu od dnia 1 września danego roku do dnia 31 sierpnia roku następnego i wymagają: a) uzgodnienia z Prezesem URE w przypadku planów opracowywanych przez OSP, b) uzgodnienia z OSP w przypadku planów opracowywanych przez OSDp, c) uzgodnienia z OSDp, w przypadku planów opracowywanych przez PCC EB,

d) corocznej aktualizacji w terminie do dnia 31 sierpnia.

IV.3.2.7.

Procedura przygotowania planu wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie normalnym obejmuje:

a) przygotowanie przez PCC EB, wstępnego planu wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w stosunku do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na obszarze działania PCC EB. Przygotowanie ww. planu nastąpi w terminie miesiąca od dnia poinformowania PCC EB przez OSDp o treści uzgodnionego przez OSDp z OSP planu wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, nie później niż do 31 sierpnia,

b) uzgodnienie planu wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej przygotowanego przez PCC EB z OSDp,

c) powiadomienie odbiorców, w formie pisemnej lub w sposób określony w umowach lub za pomocą innego środka komunikowania się w sposób przyjęty zwyczajowo przez PCC EB, o uzgodnionym planie wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, w terminie 4 tygodni od przekazania do PCC EB przez OSDp uzgodnionego planu.

W przypadku zmiany wielkości minimalnego dobowego poboru energii elektrycznej, odbiorcy przyłączeni do sieci PCC EB są zobowiązani do niezwłocznego powiadomienia o tym PCC EB. Na tej podstawie może nastąpić zmiana dopuszczalnego maksymalnego ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej – poprzez dokonanie odpowiedniej zmiany w umowie o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej lub umowie kompleksowej zawartej z danym odbiorcą.

IV.3.2.8.

Wielkości planowanych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, ujęte w planach wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, poprzez ograniczenie poboru mocy, określa się w stopniach zasilania od 11 do 20, przy czym:

a) 11 stopień zasilania określa, że odbiorca może pobierać moc do wysokości mocy umownej,

b) stopnie zasilania od 12 do 19 powinny zapewniać równomierne obniżanie mocy pobieranej przez odbiorcę,

c) 20 stopień zasilania określa, iż odbiorca może pobierać moc do wysokości ustalonego minimum, niepowodującego,

i) zagrożenia bezpieczeństwa osób oraz uszkodzenia lub zniszczenia obiektów technologicznych,

ii) zakłóceń w funkcjonowaniu obiektów przeznaczonych do wykonywania zadań w zakresie: bezpieczeństwa lub obronności państwa określonych w przepisach odrębnych, opieki zdrowotnej, telekomunikacji, edukacji,

wydobywania paliw kopalnych ze złóż, ich przeróbki i dostarczania do

	odbiorców, wytwarzania i dostarczania energii elektrycznej oraz ciepła do odbiorców, ochrony środowiska.
IV.3.2.9.	W trybie normalnym ograniczenia w poborze energii elektrycznej są realizowane przez odbiorców, stosownie do komunikatów operatora systemu przesyłowego o obowiązujących stopniach zasilania. Komunikaty o stopniach zasilania wprowadzonych jako obowiązujące w najbliższych 12 godzinach i przewidywanych na następne 12 godzin, są ogłaszane w środkach masowego przekazu zgodnie z zasadami określonymi w rozporządzeniu, o którym mowa w §. 11 ust. 6 Prawo energetyczne. W przypadku zróżnicowania wprowadzonych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w stosunku do stopni zasilania ogłoszonych w komunikatach, PCC EB powiadamia odbiorców PCC EB ujętych w planach ograniczeń indywidualnie w formie pisemnej lub w sposób określony w umowach lub za pomocą innego środka komunikowania się w sposób zwyczajowo przyjęty w PCC EB.
IV.3.2.10.	Odbiorcy objęci planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej realizują polecenia dyspozytorskie dotyczące ograniczeń.
IV.3.2.11.	Odbiorcy objęci planem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej rejestrują w czasie trwania ograniczeń: a) polecone stopnie zasilania, b) wielkości poboru mocy w poszczególnych stopniach zasilania.
IV.3.3.	Tryb normalny na polecenie OSP.
IV.3.3.1.	W przypadku zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej OSP może wprowadzić ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub jego części do czasu wejścia w życie przepisów, o których mowa w pkt IV.3.2.1, lecz nie dłużej niż na okres 72 godzin.
IV.3.3.2.	Plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej oraz procedury związane z wprowadzaniem ograniczeń opracowane dla trybu normalnego i opisane w pkt IV.3.2 mają zastosowanie w trybie normalnym na polecenie OSP.
IV.3.3.3. IV.3.3.4.	W przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie normalnym na polecenie OSP, OSP przekazuje stosowne komunikaty o ograniczeniach, w sposób analogiczny jak dla informacji określonych w pkt IV.3.2.9. Wydanie stosownych komunikatów za pośrednictwem środków masowego przekazu zgodnie z zasadami określonymi w rozporządzeniu, o którym mowa w § 11 ust. 6 ustawy Prawo energetyczne, następuje w możliwie najkrótszym terminie. Polecenia OSP w ww. zakresie mogą być przekazane PCC EB także za pośrednictwem OSDp

IV.3.4.	Tryb awaryjny.
IV.3.4.1.	OSP może dokonać wyłączeń odbiorców w trybie awaryjnym w przypadku zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej lub wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa osób, jednak nie dłużej niż na okres 72 godzin.
IV.3.4.2.	Wyłączenia odbiorców według trybu awaryjnego, realizuje się na polecenie OSP jako wyłączenia awaryjne. W przypadku dokonania przez PCC EB, wyłączeń odbiorców, w szczególności w związku z zagrożeniem bezpieczeństwa osób, PCC EB jest zobowiązany niezwłocznie powiadomić o tym fakcie służby dyspozytorskie OSDp.
IV.3.4.3.	Wyłączenia awaryjne odbiorców powinny być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie dłużej niż w czasie do 60 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego. Zmniejszenie poboru mocy czynnej o 20% (wprowadzenie ograniczeń w stopniach A1 i A2), powinno być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie dłużej niż w ciągu 15 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego. Ograniczenia w stopniu A3 powinny być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie dłużej niż w ciągu 30 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego. Ograniczenia w stopniu A4 powinny być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie dłużej niż w ciągu 45 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego. Ograniczenia w stopniu A5 powinny być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, nie dłużej niż w ciągu 60 minut od wydania polecenia dyspozytorskiego. Wyłączenia awaryjne odbiorców nie mogą powodować zagrożenia bezpieczeństwa osób oraz zakłóceń w funkcjonowaniu obiektów wymienionych w pkt IV.3.2.8.c).ii)
IV.3.4.4.	OSP w porozumieniu z OSDp ustala corocznie dla każdego miesiąca, dla prognozowanego zapotrzebowania na moc w dobowych szczytach tego zapotrzebowania dla typowych warunków pogodowych, wartości obniżenia poboru mocy czynnej w poszczególnych stopniach wyłączeń awaryjnych.
IV.3.4.5.	Opracowuje się optymalne plany wyłączeń awaryjnych dla których przyjmuje się pięciostopniową skalę wyłączeń: od Al do A5. Stopnie A1-A5 powinny zapewniać równomierny spadek poboru mocy czynnej (każdy około 10%). Wyłączenie awaryjne w stopniu A5 powinno zapewnić zmniejszenie poboru mocy czynnej o 50% prognozowanego zapotrzebowania na moc w dobowych szczytach tego zapotrzebowania dla typowych warunków pogodowych.
IV.3.4.6.	Niezależnie od planów opracowywanych zgodnie z pkt IV.3.4.5, OSP może polecić wprowadzenie ograniczeń awaryjnych poprzez wskazanie: a) wartości mocy czynnej do wyłączenia przez OSDp lub, b) obszaru sieci dystrybucyjnej, na którym należy wprowadzić ograniczenia.

IV.3.4.7. IV.3.4.8. IV.3.4.9.	Załączenia odbiorców wyłączonych w trybie awaryjnym odbywają się wyłącznie za zgodą OSP. Polecenia OSP w ww. zakresie mogą być przekazane PCC EB także za pośrednictwem OSDp. Odbiorcy ograniczeniami w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej realizują polecenia dyspozytorskie PCC EB dotyczące ograniczeń.
IV.3.5.	Tryb automatyczny
IV.3.5.1.	OSP określa zmiany wartości mocy czynnej wyłączanej przez automatykę SCO z podziałem pomiędzy poszczególnych OSD (dla każdego obszaru sieci dystrybucyjnej, o którym mowa w IRiESP), w terminie do 31 marca każdego roku. Wartości mocy są wyliczane dla poszczególnych stopni SCO w odniesieniu do szczytowego obciążenia KSE. Poszczególne stopnie SCO są ustalane dla zakresu częstotliwości między wartością górną 49 Hz i dolną 47,5 Hz. Urządzenia i instalacje odbiorców przyłączonych do sieci o napięciu znamionowym 6 kV lub wyższym powinny mieć zainstalowaną automatykę SCO. OSDp powinien zapewnić możliwość wyłączania przez automatykę SCO mocy w wysokości co najmniej 50% zapotrzebowania szczytowego.
IV.3.5.2.	OSDp realizuje wymagania pkt IV.3.5.1 do 30 września każdego roku, zgodnie z zasadą możliwie równomiernego rozkładu mocy w sieci.
IV.3.5.3.	OSDp w stosunku do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym 6 kV lub wyższym opracowuje plany wyłączeń poprzez automatykę SCO. Odbiorcy, przekazują do OSDp informacje o zainstalowanej automatyce SCO i nastawach. OSDp przekazuje do OSP informacje o zainstalowanej automatyce SCO i nastawach dla podległego mu obszaru sieci dystrybucyjnej.
IV.3.5.4.	OSDp w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej o napięciu znamionowym wyższym niż 6 kV może dokonywać kontroli stanu realizacji wymagań dotyczących automatyki SCO, a w przypadku zadziałania automatyki SCO, ustalenia przyczyny i zakresu.
IV.3.5.5.	Załączenia odbiorców wyłączonych w trybie automatycznym odbywają się wyłącznie za zgodą OSP.
IV.3.5.6. IV.3.5.7.	Zastosowanie przez OSDp ograniczeń określonych powyżej w stosunku do PCC EB stanowi podstawę do ograniczenia dostarczania energii przez PCC EB do odbiorców. Odbiorcy ograniczeniami w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej realizują polecenia dyspozytorskie PCC EB dotyczące ograniczeń.
IV.3.6.	Tryb ograniczenia poziomu napięć

IV.3.6.1.	W przypadku zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, OSP może dokonać ograniczenia poziomu napięcia po stronie SN, jednak nie dłużej niż na okres 72 godzin.
IV.3.6.2.	Ograniczenie poziomu napięć na danym obszarze powinno być zrealizowane na polecenie OSP poprzez: a) zablokowanie automatycznej regulacji napięć transformatorów 110 kV/SN i utrzymywaniu poleconej bądź aktualnej pozycji przełącznika zaczepów transformatora 110 kV/SN, lub b) obniżenie o 5% zadanego napięcia SN układów automatycznej regulacji napięcia transformatorów 110 kV/SN.
IV.3.6.3.	Ograniczenie poziomu napięć powinno być zrealizowane bez zbędnej zwłoki, w czasie nie dłużej niż do 60 minut od wydania polecenia; zalecany czas wprowadzenia nie powinien przekraczać 30 min.
IV.3.6.4.	OSDp i odbiorcy przyłączeni do sieci dystrybucyjnej 110kV po wprowadzeniu trybu ograniczenia poziomu napięcia rejestrują w czasie trwania ograniczeń: a) poziom napięcia, b) pozycje przełączników zaczepów transformatorów 110 kV/SN, c) tryb pracy automatycznej regulacji napięć transformatorów 110 kV/SN.

V. WSPÓŁPRACA PCC EB Z INNYMI OPERATORAMI I PRZEKAZYWANIE INFORMACJI POMIĘDZY OPERATORAMI ORAZ OPERATORAMI A UŻYTKOWNIKAMI SYSTEMU

V.1.	PCC EB współpracuje z następującymi operatorami: a) operatorem systemu przesyłowego, b) operatorami systemów dystrybucyjnych, c) operatorami handlowo-technicznymi, d) operatorami handlowymi, e) operatorami pomiarów oraz innymi użytkownikami systemu, w tym odbiorcami i wytwórcami.
V.2.	PCC EB, realizuje określone w prawie energetycznym, IRiESP oraz IRiESD OSDp obowiązki w zakresie współpracy z operatorem systemu przesyłowego lub systemu połączonego za pośrednictwem operatora systemu dystrybucyjnego, z którego siecią jest połączony, który jednocześnie posiada bezpośrednie połączenie z siecią przesyłową (OSDp).
V.3.	Zasady i zakres współpracy PCC EB z OSDp, są określone w niniejszej IRiESD, IRiESP i IRiESD OSDp oraz instrukcjach współpracy ruchowej i w stosownych umowach zawartych pomiędzy PCC EB i OSDp.
V.4.	Szczegółowe zasady współpracy pomiędzy operatorami systemów dystrybucyjnych, oraz pomiędzy operatorami a użytkownikami systemu są określone w rozdziałach II, III, IV i VI.
V.5.	Operatorzy handlowo-technicznymi oraz operatorzy handlowi są zobowiązani do zawarcia stosownej umowy z operatorem systemu przesyłowego oraz z właściwymi operatorami systemu dystrybucyjnego, jeżeli ich działalność dotyczy podmiotów przyłączonych do sieci dystrybucyjnej.
V.6.	PCC EB umożliwia realizację umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów kompleksowych zawartych przez odbiorców przyłączonych do sieci, również poprzez zamieszczanie na swoich stronach internetowych oraz udostępnianie do publicznego wglądu w swojej siedzibie: a) aktualnej listy sprzedawców energii elektrycznej, z którymi PCC EB zawarł umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, b) wzorców umów zawieranych z użytkownikami systemu, w szczególności wzorców umów zawieranych z odbiorcami końcowymi oraz ze sprzedawcami energii elektrycznej.
	Z chwilą jego wyłonienia - OSDn będzie zamieszczał także na swoich stronach

internetowych oraz udostępniał do publicznego wglądu w swojej siedzibie - informacje o sprzedawcy z urzędu energii elektrycznej działającym na obszarze działania OSDn.

VI. PROWADZENIE RUCHU SIECI DYSTRYBUCYJNEJ PCC EB

VI.1. OBOWIĄZKI PCC EB

VI.1.1.

W zakresie prowadzenia ruchu PCC EB na obszarze kierowanej sieci dystrybucyjnej PCC EB w szczególności:

a) planuje pracę sieci dystrybucyjnej PCC EB, w tym opracowuje: programy pracy sieci, plany wyłączeń oraz planuje i kieruje operacjami łączeniowymi,

b) planuje i kieruje pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PCC EB, innych niż JWCD oraz JWCK,, w tym planuje techniczne możliwości pokrycia zapotrzebowania w ramach sporządzania koordynacyjnych planów produkcji energii elektrycznej,

c) monitoruje pracę sieci dystrybucyjnej oraz zapobiega wystąpieniu zagrożeniom dostaw energii elektrycznej,

d) prowadzi działania sterownicze, o których mowa w pkt.VI.2,

e) opracowuje bilanse mocy i energii elektrycznej uwzględniając zawarte umowy sprzedaży energii elektrycznej, umowy o świadczenie usług dystrybucji oraz umowy kompleksowe,

f) zapewnia utrzymanie odpowiedniego poziomu i struktury rezerw mocy w celu dotrzymania standardowych parametrów jakościowych energii elektrycznej,

g) wprowadza ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie awaryjnym,

h) likwiduje występujące w sieci dystrybucyjnej PCC EB awarie sieciowe, awarie w systemie i stany zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, samodzielnie oraz we współpracy z innymi operatorami systemów dystrybucyjnych.

VI.1.2.

Planowanie pracy sieci dystrybucyjnej PCC EB odbywa się w okresach dobowych, tygodniowych, miesięcznych, rocznych.

VI.1.3.

PCC EB na obszarze sieci dystrybucyjnej za której ruch odpowiada, koordynuje nastawienia zabezpieczeń i automatyk sieciowych oraz uziemienia punktów neutralnych transformatorów.

VI.2.

STRUKTURA I PODZIAŁ KOMPETENCJI SŁUŻB DYSPOZYTORSKICH OPERATORA SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO

VI.2.1.	Dla realizacji zadań wymienionych w pkt. VI.1., PCC EB organizuje służby dyspozytorskie i ustala zakres oraz tryb współdziałania tych służb.
VI.2.2.	Struktura zależności służb dyspozytorskich organizowanych przez PCC EB i inne podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB ma charakter hierarchiczny, służby dyspozytorskie niższego szczebla są podporządkowane ruchowo służbom dyspozytorskim wyższego szczebla.
VI.2.3.	Organem koordynującym prace służb dyspozytorskich, o których mowa w pkt.VI.2.2 są właściwi operatorzy systemów dystrybucyjnych.
VI.2.4.	Służby dyspozytorskie PCC EB działają za pośrednictwem własnego personelu dyżurnego i/lub personelu dyżurnego innych podmiotów, na podstawie umów oraz instrukcji, o których mowa w pkt.VI.2.10.
VI.2.5.	PCC EB przy pomocy służb dyspozytorskich, na obszarze sieci dystrybucyjnej za której ruch odpowiada, operatywnie kieruje: a) układami pracy sieci dystrybucyjnej PCC EB, b) pracą jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PCC EB, innych niż JWCD i JWCK, c) urządzeniami sieci dystrybucyjnej PCC EB, d) czynnościami łączeniowymi wg podziału kompetencji.
VI.2.6.	Służby dyspozytorskie o których mowa w pkt.VI.2.5., sprawują operatywne kierownictwo nad urządzeniami systemu dystrybucyjnego, polegające w szczególności na: a) monitorowaniu pracy urządzeń, b) dokonywaniu operacji ruchowych, bądź wydawaniu poleceń dokonywania operacji ruchowych, c) rejestrowaniu stanów pracy urządzeń, d) prowadzeniu analiz z pracy urządzeń systemu dystrybucyjnego.
VI.2.7.	Służby dyspozytorskie PCC EB na obszarze sieci dystrybucyjnej, za której ruch odpowiada, sprawują operatywny nadzór nad: a) układami pracy sieci dystrybucyjnej PCC EB operatywnie kierowanymi przez podległe mu służby dyspozytorskie, b) urządzeniami sieci dystrybucyjnej PCC EB operatywnie kierowanymi przez podległe mu służby dyspozytorskie, c) czynnościami łączeniowymi i regulacyjnymi wykonywanymi przez podległe mu służby dyspozytorskie lub personel dyżurny wg podziału kompetencji, d) źródłami energii elektrycznej czynnej i biernej operatywnie kierowanymi przez podległe mu służby dyspozytorskie.
VI.2.8.	Służby dyspozytorskie o których mowa w pkt.VI.2.7. sprawują operatywny nadzór

	nad określonymi urządzeniami systemu dystrybucyjnego PCC EB, polegający w szczególności 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.
VI.2.9.	Wszystkie rozmowy telefoniczne prowadzone przez służby dyspozytorskie PCC EB w ramach wykonywania funkcji określonych w pkt.VI.2.5 do VI.2.8. są rejestrowane na nośniku magnetycznym lub cyfrowym. PCC EB ustala okres ich przechowywania.
VI.2.10.	Zasady współpracy własnych służb dyspozytorskich ze służbami dyspozytorskimi innych operatorów systemów dystrybucyjnych zawarte są w umowach i/lub w instrukcjach współpracy.
VI.2.11.	Podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV zaliczone do III i VI grupy przyłączeniowej oraz wytwórcy niezależnie od poziomu napięcia sieci, a także w uzasadnionych przypadkach inne podmioty wskazane przez PCC EB opracowują instrukcje współpracy, które powinny uwzględniać wymagania określone w niniejszej IRiESD.
VI.2.12.	Przedmiotem instrukcji współpracy, o których mowa w pkt.VI.2.10 oraz VI.2.11 jest w zależności od potrzeb: a) podział kompetencji i odpowiedzialności w zakresie czynności łączeniowych i regulacyjnych, z uwzględnieniem określonej w umowie granicy majątku b) organizacja przerw i ograniczeń w dostawach energii elektrycznej, c) określenie zasad i warunków związanych z wzajemnym wykorzystaniem elementów sieci dystrybucyjnej, d) szczegółowe ustalenia sposobów realizacji poszczególnych zadań wymienionych w pkt.VI.1, e) określenie zasad wzajemnego wykorzystywania służb dyspozytorskich, f) koordynacja pracy elektroenergetycznej automatyki zabezpieczeniowej i sieciowej, g) wykazy osób upoważnionych do prowadzenia uzgodnień, h) zakres i tryb obiegu informacji w tym środków łączności oraz postępowania w przypadku zaniku łączności, i) określenie zasad i odpowiedzialności związanej z usuwaniem zakłóceń i awarii oraz koordynacja prac eksploatacyjnych.
VI.2.13	Użytkownicy systemu zobowiązani są do wykonywania łączeń ruchowych oraz prowadzenia rozmów ruchowych ze służbami dyspozytorskimi PCC EB, zgodnie z instrukcjami współpracy oraz niniejszą IRiESD.

VI.3.

PROGNOZOWANIE ZAPOTRZEBOWANIA NA MOC I ENERGIĘ

ELEKTRYCZNĄ

VI.3.1.	PCC EB sporządza prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną w sieci dystrybucyjnej PCC EB.
VI.3.4.	Prognozy zapotrzebowania na moc i energię elektryczną sporządzone przez PCC EB uwzględniają prognozy przygotowane przez podmioty uczestniczące w rynku lokalnym.

VI.4. PROGRAMY PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

VI.4.1.	Ruch elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej PCC EB o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV jest prowadzony na podstawie programu pracy sieci. Dla poszczególnych części elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej mogą być opracowane odrębne programy pracy.
VI.4.2.	PCC EB określa przypadki, dla których występuje konieczność opracowania programów pracy sieci o napięciu znamionowym niższym niż 1 kV.
VI.4.3.	Program pracy sieci elektroenergetycznej, w zależności od potrzeb obejmuje: 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) dopuszczalne obciążenia, f) wykaz i warunki uruchomienia urządzeń rezerwowych i źródeł mocy biernej, g) nastawienia zabezpieczeń oraz automatyki łączeniowej i regulacyjnej, h) ograniczenia poboru mocy elektrycznej, i) miejsca uziemienia punktów gwiazdowych transformatorów, j) harmonogram pracy transformatorów, k) wykaz jednostek wytwórczych.
VI.4.4.	Program pracy elektroenergetycznej sieci dystrybucyjnej PCC EB jest aktualizowany nie rzadziej niż co 5 lat.

VI.5. PLANY WYŁĄCZEŃ ELEMENTÓW SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

VI.5.1.

PCC EB opracowuje roczny, miesięczny, tygodniowy i dobowy plan wyłączeń elementów sieci dystrybucyjnej PCC EB.

VI.5.2.

Użytkownicy systemu zgłaszają PCC EB propozycję wyłączenia elementu sieci dystrybucyjnej co najmniej na 14 dni kalendarzowych przed planowaną datą wyłączenia.

VI.5.3.

Użytkownicy systemu zgłaszający do PCC EB propozycję wyłączenia elementu sieci dystrybucyjnej określają:

a) nazwę rozdzielni i elementu,

b) proponowany termin wyłączenia,

	c) operatywną gotowość – rozumianą jako czas potrzebny użytkownikowi systemu na przygotowanie urządzeń do podania napięcia po wydaniu polecenia ruchowego na przerwanie/zakończenie prowadzonych prac, d) typ wyłączenia (np.: trwałe, codzienne), e) opis wykonywanych prac, f) w zależności od potrzeb harmonogram prac i program łączeniowy.
VI.5.4.	Użytkownicy systemu zgłaszający do PCC EB potrzebę wyłączenia elementu sieci dystrybucyjnej o czasie trwania powyżej 1 tygodnia, przedstawiają celem uzgodnienia harmonogram wykonywanych prac. PCC EB ma prawo zażądać od użytkownika systemu zgłaszającego wyłączenie szczegółowego harmonogramu prac również w przypadku wyłączeń krótszych. Harmonogramy te dostarczane są do PCC EB w terminie co najmniej 10 dni kalendarzowych dla pozostałych elementów sieci dystrybucyjnej PCC EB przed planowanym wyłączeniem. PCC EB i użytkownicy systemu współpracują ze sobą w celu dotrzymywania terminów planowanych wyłączeń elementów sieci oraz minimalizacji czasu trwania wyłączeń.
VI.5.5.	PCC EB podejmuje decyzję zatwierdzającą lub odrzucającą propozycję wyłączenia elementu sieci dystrybucyjnej PCC EB w terminie do 5 dni kalendarzowych od daty dostarczenia propozycji wyłączenia,
VI.5.6.	Przyjmuje się ogólną zasadę, że terminy wyłączeń zatwierdzone w planach o dłuższym horyzoncie czasowym mają priorytet w stosunku do propozycji wyłączeń zgłaszanych do planów o krótszym horyzoncie czasowym.
VI.5.7.	Wszystkie rozmowy telefoniczne prowadzone przez służby dyspozytorskie PCC EB, w ramach wykonywania funkcji planowania wyłączeń elementów systemu dystrybucyjnego PCC EB, powinny być rejestrowane na nośniku magnetycznym lub cyfrowym. OSD ustala okres ich przechowywania.

VI.6. PROGRAMY ŁĄCZENIOWE

VI.6.1.

Programy łączeniowe opracowuje się w przypadku konieczności prowadzenia złożonych operacji łączeniowych w związku z wykonywanymi pracami sieciowymi.

VI.6.2.

Za opracowanie programu łączeniowego odpowiedzialny jest właściciel danego elementu sieci.

VI.6.3.

Programy łączeniowe zawierają co najmniej:

a) charakterystykę załączanego elementu sieci,

b) opis stanu łączników przed realizacją programu,

	c) szczegółowy opis operacji łączeniowych z zachowaniem kolejności wykonywanych czynności, d) opisy stanów pracy i nastawień zabezpieczeń i automatyk w poszczególnych fazach programu, e) schematy ułatwiające ocenę stanu pracy sieci w poszczególnych fazach programu, f) czas rozpoczęcia i czas przewidywanego zakończenia realizacji programu, g) osoby odpowiedzialne za realizację programu łączeniowego.
VI.6.4.	Propozycje programów łączeniowych dostarczane są do uzgodnienia z PCC EB w terminie co najmniej 10 dni kalendarzowych przed planowanym terminem realizacji programów łączeniowych.
VI.6.5.	PCC EB może przedstawić uwagi do przekazanych propozycji programów łączeniowych nie później niż 2 dni kalendarzowych przed planowanym terminem realizacji programów łączeniowych.
VI.6.6.	PCC EB zatwierdza programy łączeniowe nie później niż do godz. 15.00 dnia poprzedzającego rozpoczęcie programu. W przypadku przekazania przez PCC EB uwag do propozycji programu, zgodnie z pkt.VI.6.5., warunkiem zatwierdzenia programu jest uwzględnienie w nim wszystkich zgłoszonych przez PCC EB uwag.
VI.6.7.	Terminy wymienione w pkt. VI.6.4., VI.6.5. i VI.6.6. nie dotyczą programów łączeniowych wymuszonych procesem likwidacji awarii sieciowej lub awarii w systemie.

VI.7. ZASADY DYSPONOWANIA MOCĄ JEDNOSTEK WYTWÓRCZYCH PRZYŁĄCZONYCH DO SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

VI.7.1.

Wytwórcy posiadający przyłączone do sieci dystrybucyjnej JWCD i JWCK biorą udział w procesie dysponowania mocą, zgodnie z procedurami określonymi przez operatora systemu przesyłowego w IRiESP.

VI.7.2.

Wytwórcy posiadający JWCD lub JWCK przyłączone do sieci dystrybucyjnej, uzgadniają z PCC EB plany maksymalnych i minimalnych mocy dyspozycyjnych oraz harmonogramy remontów planowych, przed ich przekazaniem operatorowi systemu przesyłowego.

VI.7.3.

Uwzględniając otrzymane zgłoszenia planów pracy, PCC EB określa dla jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, innych niż podane w pkt.VI.7.1:

a) czas synchronizacji,

b) czas osiągnięcia pełnych zdolności wytwórczych,

c) planowane obciążenie mocą czynną,

	d) czas odstawienia.
VI.7.5.	PCC EB 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.
VI.7.6.	Wytwórcy w zakresie jednostek wytwórczych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej są zobowiązani do niezwłocznego przekazywania PCC EB informacji o zmianie mocy dyspozycyjnej.
VI.7.7.	Bezpośrednio przed synchronizacją lub odstawieniem jednostki wytwórczej, wytwórca jest zobowiązany uzyskać zgodę OSD.

VI.8. DANE PRZEKAZYWANE PRZEZ PODMIOTY DO PCC EB

VI.8.1.

PCC EB otrzymuje od OSDp dane zgodnie z zakresem określonym w IRiESD OSDp.

VI.8.3.

Wytwórcy i odbiorcy posiadający źródła energii elektrycznej (z wyłączeniem mikroźródeł), przekazują w formie ustalonej przez PCC EB następujące informacje:

a) proponowany harmonogram remontów kapitalnych i średnich, bilans mocy uwzględniający ubytki mocy z rozbiciem na poszczególne miesiące od stycznia do grudnia danego roku, zestawienie zmian mocy zainstalowanej i osiągalnej z uwzględnieniem numeru urządzenia, wielkości zmiany, daty i przyczyny zmiany (jeśli takie zmiany mają miejsce), planowaną produkcję energii elektrycznej brutto w [MWh] oraz netto w [MWh] jaką planuje się wprowadzić do sieci dystrybucyjnej w rozbiciu na poszczególne miesiące roku do dnia 5 września każdego roku na następne trzy lata kalendarzowe oraz do dnia 15 stycznia, 15 kwietnia i 15 lipca, w każdym terminie dla kolejnych 18 miesięcy kalendarzowych lub w innych terminach – jeżeli będzie tego wymagać OSDp,

b) planowaną miesieczną produkcję energii elektrycznej brutto oraz netto w [MWh] jaką planuje się wprowadzić do sieci dystrybucyjnej dla każdej godziny doby do 18 dnia miesiąca poprzedniego,

c) planowane wartości mocy dyspozycyjnych, maksymalnych i minimalnych. Planowaną produkcję energii elektrycznej brutto w [MWh] oraz planowaną produkcję energii elektrycznej netto w [MWh] jaką planuje się wprowadzić do sieci dystrybucyjnej dla każdej godziny doby codziennie do godziny 8:00 dla kolejnych 9 dób,

d) wartość sumaryczną wytworzonej mocy (wykonanie) przez jednostki wytwórcze dla każdej godziny doby.

VII. STANDARDY TECHNICZNE I BEZPIECZEŃSTWA PRACY SIECI DYSTRYBUCYJNEJ PCC EB

VII.1.

Warunki pracy punktu neutralnego transformatorów SN/nN określa PCC EB .

VII.2.

Dopuszcza się okresowo w sieci dystrybucyjnej PCC EB pracę wyłączników z przekroczoną mocą wyłączalną, po wyrażeniu zgody na taką pracę przez PCC EB.

VII.3.

Rozwiązania techniczne stosowane przy projektowaniu i budowie nowych oraz remoncie istniejących sieci dystrybucyjnych PCC EB powinny spełniać wymagania określone w standardach/wytycznych budowy systemów

elektroenergetycznych obowiązujących w PCC EB.

VIII. PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ, WSKAŹNIKI JAKOŚCI I NIEZAWODNOŚCI DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ ORAZ STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UŻYTKOWNIKÓW SYSTEMU

VIII. 1. PARAMETRY JAKOŚCIOWE ENERGII ELEKTRYCZNEJ

VIII.1.1. Wyróżnia się następujące parametry znamionowe sieci dystrybucyjnej:

a) napięcia znamionowe,

b) częstotliwość znamionowa.

VIII.1.2. Regulacja częstotliwości w KSE jest prowadzona przez OSP.

VIII.1.3. W normalnych warunkach pracy sieci (wyłączając przerwy w zasilaniu), w każdym tygodniu, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości skutecznych napięcia zasilającego powinno mieścić się w przedziale odchyleń ±10% napięcia znamionowego lub deklarowanego (przy współczynniku tg φ nie większym niż 0,4) .

VIII.1.4. W normalnych warunkach pracy sieci, dla odbiorców których urządzenia, instalacje lub sieci przyłączone są bezpośrednio do sieci PCC EB ustala się następujące parametry techniczne energii elektrycznej:

1) wartość średnia częstotliwości, mierzonej przez 10 sekund w miejscach przyłączenia, powinna być zawarta w przedziale:

a) 50 Hz ± 1% (od 49,5 Hz do 50,5 Hz) przez 99,5% tygodnia,

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

a) przez 95% czasu każdego tygodnia, wskaźnik długookresowego migotania światła Plt spowodowanego wahaniami napięcia zasilającego nie powinien być większy od1,

2) 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 od 0% do 2%,

b) dla każdej harmonicznej napięcia zasilającego, powinno być mniejsze lub równe wartościom określonym w poniższych tabelach:

Harmoniczne nieparzyste		Harmoniczne parzyste
nie będące krotnością 3	będące krotnością 3	Rząd	Wartość względna

Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej	Strona: 83
zatwierdzono:

Rząd harmo- nicznej (h)

Wartość względna napięcia wyrażona w procentach składowej

podstawowej (uh)

Rząd harmo- nicznej (h)

Wartość względna napięcia wyrażona w procentach składowej

podstawowej (uh)

harmo- nicznej (h)

napięcia wyrażona w procentach składowej podstawowej (uh)

3,5%

1,5%

>15

1,5%

0,5%

3) współczynnik odkształcenia harmonicznymi napięcia zasilającego THD, uwzględniający wyższe harmoniczne do rzędu 40, powinien być mniejszy lub równy 8 %,

Warunkiem utrzymania parametrów napięcia zasilającego w granicach określonych w powyższych podpunktach 1)-4), jest pobieranie przez odbiorcę mocy nie większej od mocy umownej, przy współczynniku tgφ nie większym niż 0,4.

VIII.2. WSKAŹNIKI JAKOŚCI I NIEZAWODNOŚCI DOSTAW ENERGII ELEKTRYCZNEJ

VIII.2.1.

Przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej, w zależności od czasu ich trwania, dzieli się na:

1) przemijające (mikroprzerwy), trwające nie dłużej niż 1 sekundę;

2) krótkie, trwające dłużej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty;

3) długie, trwające dłużej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin;

4) bardzo długie, trwające dłużej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny;

5) katastrofalne, trwające dłużej niż 24 godziny.

VIII.2.2.

Przerwa planowana, o której odbiorca nie został powiadomiony w formie, o której mowa w pkt.VIII.4.1.4), jest traktowana jako przerwa nieplanowana

VIII.2.3.

Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych III i VI dopuszczalny czas trwania jednorazowej przerwy planowanej i nieplanowanej w dostarczaniu energii elektrycznej oraz dopuszczalny łączny czas trwania w ciągu roku kalendarzowego wyłączeń planowanych i nieplanowanych określa umowa o świadczenie usług

dystrybucji lub umowa kompleksowa.

VIII.2.4.

Dla podmiotów zaliczanych do grup przyłączeniowych IV i V dopuszczalny czas trwania:

1) jednorazowej przerwy w dostarczaniu energii elektrycznej nie może przekroczyć w przypadku:

a) przerwy planowanej – 16 godzin,

b) przerwy nieplanowanej – 24 godzin.

2) przerw w ciągu roku, stanowiący sumę czasów trwania przerw jednorazowych długich i bardzo długich nie może przekroczyć w przypadku:

a) przerw planowanych – 35 godzin,

b) przerw nieplanowanych – 48 godzin.

VIII.2.5.

PCC EB w terminie do dnia 31 marca każdego roku, podaje do publicznej wiadomości przez zamieszczenie na swojej stronie internetowej następujące wskaźniki dotyczące czasu trwania przerw w dostarczaniu energii elektrycznej wyznaczone dla poprzedniego roku kalendarzowego:

1) wskaźnik przeciętnego systemowego czasu trwania przerwy długiej i bardzo długiej (SAIDI), wyrażony w minutach na odbiorcę na rok, stanowiący sumę iloczynów czasu jej trwania i liczby odbiorców narażonych na skutki tej przerwy w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców,

2) wskaźnik przeciętnej systemowej częstości przerw długich i bardzo długich (SAIFI), stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich tych przerw w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców,

3) wskaźnik przeciętnej częstości przerw krótkich (MAIFI), stanowiący liczbę odbiorców narażonych na skutki wszystkich przerw krótkich w ciągu roku podzieloną przez łączną liczbę obsługiwanych odbiorców.

Wskaźniki określone w podpunktach 1) i 2) wyznacza sie oddzielnie dla przerw planowanych i nieplanowanych z uwzględnieniem przerw katastrofalnych oraz bez uwzględnienia tych przerw.

Dla każdego wskaźnika, o którym mowa w podpunktach 1), 2) i 3), należy podać liczbę obsługiwanych odbiorców przyjętą do jego wyznaczenia.

VIII.3. DOPUSZCZALNE POZIOMY ZABURZEŃ PARAMETRÓW JAKOŚCIOWYCH ENERGII ELEKTRYCZNEJ

VIII.3.1.

Ustala się poniższe dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów

jakościowych energii elektrycznej.

VIII.3.2.	Dopuszczalne poziomy zaburzeń parametrów jakościowych energii elektrycznej wprowadzanych przez odbiorniki w sieciach niskich napięć
VIII.3.2.1.	Dopuszczalne poziomy wahań napięcia i migotania światła
	W przypadku odbiorników o fazowym prądzie znamionowym ≤75A, wprowadza się następujące maksymalnie dopuszczalne poziomy: a) wartość Pst nie powinna być większa niż 1, b) wartość Plt nie powinna być większa niż 0,65, c) wartość d (t) = ΔU (t) podczas zmiany napięcia nie powinna przekraczać 3,3% Un przez czas dłuższy niż 500ms, d) względna zmiana napięcia w stanie ustalonym d = ΔU nie powinna Un przekraczać 3,3%, gdzie: ΔU - zmiana wartości skutecznej napięcia, wyznaczona jako pojedyncza wartość dla każdego kolejnego półokresu napięcia źródła, pomiędzy jego przejściami przez zero, występująca między okresami, gdy napięcie jest w stanie ustalonym co najmniej przez 1s.
VIII.3.2.2.	Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu
VIII.3.2.2.1.	W celu wyznaczenia maksymalnych poziomów emisji harmonicznych odbiorniki dzieli się wg. następującej klasyfikacji: a) Klasa A – symetryczne odbiorniki trójfazowe, sprzęt do zastosowań domowych z pominięciem przynależnego do klasy D, narzędzia z pominięciem narzędzi przenośnych, ściemniacze do żarówek, sprzęt akustyczny i wszystkie inne z wyjątkiem zakwalifikowanych do jednej z poniższych klas, b) Klasa B – narzędzia przenośne tj. narzędzia elektryczne, które podczas normalnej pracy trzymane są w rękach i używane tylko przez krótki czas (kilka minut), nieprofesjonalny sprzęt spawalniczy, c) Klasa C – sprzęt oświetleniowy, d) Klasa D – sprzęt o mocy 600W lub mniejszej następującego rodzaju: komputery osobiste i monitory do nich, odbiorniki telewizyjne.
VIII.3.2.2.2.	Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez odbiorniki o fazowym prądzie znamionowym ≤16A zakwalifikowane do: a) Klasy A podano w Tablicy 1, b) Klasy B podano w Tablicy 2, c) Klasy C podano w Tablicy 3,

d) Klasy D podano w Tablicy 4.

Tablica 1. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy A.

Rząd harmonicznj [n]	Maksymalny dopuszczalny prąd harmonicznej [A]
Harmoniczne nieparzyste
3	2,3
5	1,14
7	0,77
9	0,4
11	0,33
13	0,21
15 ≤ n ≤ 39	0,15 15 n
Harmoniczne paryste
2	1,08
4	0,43
6	0,3
8 ≤ n ≤40	0,23 8 n

Tablica 2. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy B.

Rząd harmonicznej [n]	Maksymalny dopuszczalny prąd harmonicznej [A]
Harmoniczne nieparzyste
3	3,45
5	1,71
7	1,155
9	0,6
11	0,495
13	0,315
15 ≤ n ≤ 39	0,225 15 n
Harmoniczne pazyste
2	1,62
4	0,645
6	0,45
8 ≤ n ≤40	0,345 8 n

Tablica 3. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy C.

Rząd harmonicznej [n]	Maksymalny dopuszczalny prąd harmonicznej, wyrażony w % harmonicznej podstawowej prądu wejściowego [%]
2	2
3	30λ*
5	10
7	7
9	5
11 ≤ n ≤ 39 (tylko harmoniczne nieparzyste)	3
*λ – współczynnik mocy obwodu

Tablica 4. Dopuszczalne poziomy dla odbiorników klasy D.

Rząd harmonicznej [n]	Maksymalny dopuszczalny prąd harmonicznej, w przeliczeniu na Wat [88a/W	Maksymalny dopuszczalny prąd harmonicznej [A]
3	3,4	2,3
5	1,9	1,14
7	1,0	0,77
9	0,5	0,4
11	0,35	0,33
13 ≤ n ≤ 39 (tylko harmoniczne nieparzyste)	3,85 n	Patrz Tablica 1.

VIII.3.2.2.3. Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez odbiorniki o fazowym prądzie znamionowym >16A:

Dopuszczalne poziomy emisji harmonicznych prądu powodowane przez odbiorniki o fazowym prądzie znamionowym >16A zakwalifikowane do Klasy A, Klasy B, Xxxxx C oraz Klasy D podano w Tablicy 5.

Tablica 5.

Rząd harmonicznej [n]	Maksymalny dopuszczalny prąd harmonicznej, wyrażony w % harmonicznej podstawowej prądu zasilającego [%]
3	21,6
5	10,7
7	7,2
9	3,8
11	3,1
13	2
15	0,7
17	1,2

19	1,1
21	≤0,6
23	0,9
25	0,8
27	≤0,6
29	0,7
31	,7
≥33	≤0,6

VIII.4. STANDARDY JAKOŚCIOWE OBSŁUGI UŻYTKOWNIKÓW SYSTEMU

VIII.4.1.

Ustala się następujące standardy jakościowe obsługi odbiorców:

1) przyjmowanie od odbiorców, przez całą dobę, zgłoszeń i reklamacji związanych z dostarczaniem energii elektrycznej,

2) bezzwłoczne przystępowanie do usuwania zakłóceń w dostarczaniu energii elektrycznej, spowodowanych nieprawidłową pracą sieci,

3) udzielanie odbiorcom, na ich żądanie, informacji o przewidywanym terminie wznowienia dostarczania energii elektrycznej przerwanego z powodu awarii w sieci,

4) powiadamianie odbiorców, z co najmniej pięciodniowym wyprzedzeniem, o terminach i czasie planowanych przerw w dostarczaniu energii elektrycznej, w formie:

a) ogłoszeń prasowych, internetowych, komunikatów radiowych lub telewizyjnych lub w 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 komunikowania się – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV;

5) informowanie na piśmie, z co najmniej:

a) tygodniowym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym wyższym niż 1 kV, o zamierzonej zmianie nastawień w automatyce zabezpieczeniowej i innych parametrach mających wpływ na współpracę ruchową z siecią,

b) rocznym wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu znamionowym nie wyższym niż 1 kV, o konieczności dostosowania urządzeń i instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu prądów zwarcia, zmiany rodzaju przyłącza lub innych warunków funkcjonowania sieci,

c) 3-letnim wyprzedzeniem – odbiorców zasilanych z sieci o napięciu

znamionowym wyższym niż 1 kV, o konieczności dostosowania urządzeń i instalacji do zmienionego napięcia znamionowego, podwyższonego poziomu prądów zwarcia lub zmianie innych warunków funkcjonowania sieci;

6) odpłatne podejmowanie stosownych czynności w sieci w celu umożliwienia bezpiecznego wykonania, przez odbiorcę lub inny podmiot, prac w obszarze oddziaływania tej sieci,

7) nieodpłatne udzielanie informacji w sprawie zasad rozliczeń oraz aktualnych taryf,

8) rozpatrywanie wniosków i reklamacji, odbiorcy w sprawie rozliczeń i udzielanie odpowiedzi, nie później niż w terminie 14 dni kalendarzowych od dnia złożenia wniosku lub zgłoszenia reklamacji, chyba że w umowie między stronami określono inny termin, z wyłączeniem spraw określonych w podpunkcie 9, które są rozpatrywane w terminie 14 dni kalendarzowych od zakończenia stosownych kontroli i pomiarów,

9) na wniosek odbiorcy, w miarę możliwości technicznych i organizacyjnych, dokonywanie sprawdzenia dotrzymania parametrów jakościowych energii elektrycznej, dostarczanej z sieci, określonych w aktach wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne lub w umowie lub niniejszej IRiESD, poprzez wykonanie odpowiednich pomiarów. W przypadku zgodności zmierzonych parametrów ze standardami określonymi w aktach wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne lub w umowie lub niniejszej IRiESD, koszty sprawdzenia i pomiarów ponosi odbiorca na zasadach określonych w taryfie OSD,

10) na pisemny wniosek odbiorcy, po rozpatrzeniu i uznaniu jego zasadności, udzielanie bonifikaty w wysokości określonej w taryfie za niedotrzymanie parametrów jakościowych energii elektrycznej, o których mowa w aktach wykonawczych do ustawy Prawo energetyczne lub w umowie lub niniejszej IRiESD.

VIII.4.2.

Na żądanie odbiorcy PCC EB dokonuje sprawdzenia prawidłowości działania układu pomiarowo-rozliczeniowego na zasadach i w terminach określonych w ustawie Prawo energetyczne i aktach wykonawczych do niej oraz pkt.II.4.7.1.

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

CZĘŚĆ:

BILANSOWANIE SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO I ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI

A POSTANOWIENIA WSTĘPNE

A.1. UWARUNKOWANIA FORMALNO-PRAWNE

A.1.1.

Uwarunkowania formalno-prawne części Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Dystrybucyjnej – Bilansowanie systemu dystrybucyjnego i zarządzanie ograniczeniami systemowymi (IRiESD-Bilansowanie) wynikają z następujących przepisów i dokumentów:

a) ustawy z dnia 10 kwietnia 1997 r. - Prawo energetyczne (Dz. U. z 2012 r. poz. 1059 z późn. zm., zwanej dalej „ustawą Prawo energetyczne”) oraz wydanymi na jej podstawie aktami wykonawczymi,

b) decyzji Prezesa URE nr DPE-4711-89(8)/2012/9195/KF z dnia 26.04.2012r. z późn. zmianami o wyznaczeniu PCC Energetyka Blachownia Sp. z o.o. Operatorem Systemu Dystrybucyjnego, zwanego dalej „PCC EB”,

c) koncesji PCC EB na dystrybucję energii elektrycznej nr PEE/101/9195/W/1/2/98/RG z dnia 16 lutego 1999 r.wraz z późniejszymi zmianami,

d) taryfy PCC EB,

e) Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Systemu Dystrybucyjnego (IRiESD OSDp) opracowanej przez TAURON Dystrybucja S.A., zatwierdzonej decyzją Prezesa URE,

f) Instrukcji Ruchu i Eksploatacji Sieci Przesyłowej (IRiESP) opracowanej przez PSE S.A., zatwierdzonej decyzją Prezesa URE,

A.1.2.

PCC EB jest Operatorem Systemu Dystrybucyjnego, którego sieć dystrybucyjna nie posiada bezpośredniego połączenia z siecią przesyłową OSP i zgodnie z postanowieniami IRiESP pełni rolę operatora typu OSDn.

Na podstawie przepisów ustawy Prawo energetyczne PCC EB, jako OSDn realizuje obowiązki w zakresie współpracy z OSP dla obszaru swojej sieci dystrybucyjnej poprzez operatora typu OSDp, z którego siecią PCC EB jest połączony: tj. poprzez TAURON Dystrybucja S.A. z siedzibą w Krakowie.

Podmiot, którego sieci, urządzenia i instalacje są przyłączone do sieci dystrybucyjnej PCC EB i który posiada umowę dystrybucyjną z PCC EB albo umowę kompleksową zawartą ze sprzedawcą, na podstawie której sprzedawca zapewnia temu podmiotowi usługę dystrybucji energii elektrycznej świadczonej przez PCC EB: jest Uczestnikiem Rynku Detalicznego (URD).

A.2. ZAKRES PRZEDMIOTOWY I PODMIOTOWY

A.2.1.

IRiESD-Bilansowanie określa zasady, procedury i uwarunkowania bilansowania systemu dystrybucyjnego oraz realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej (umowa sprzedaży) lub umów kompleksowych zawartych przez podmioty przyłączone do sieci dystrybucyjnej i realizowanych w sieci dystrybucyjnej przez PCC EB, a w szczególności:

a) podmioty i warunki bilansowania systemu dystrybucyjnego,

b) zasady kodyfikacji podmiotów,

c) procedury powiadamiania o zawartych umowach sprzedaży energii elektrycznej lub umowach kompleksowych i weryfikacji powiadomień oraz wymiany informacji w tym zakresie,

d) zasady pozyskiwania i udostępniania danych pomiarowych,

e) zasady współpracy PCC EB z OSDp w zakresie przekazywania danych pomiarowych dla potrzeb rozliczeń na rynku bilansującym,

f) procedurę zmiany sprzedawcy przez odbiorców,

g) zasady bilansowania handlowego w obszarze rynku detalicznego,

h) zasady wyznaczania, przydzielania i weryfikacji standardowych profili zużycia,

i) postępowanie reklamacyjne,

j) zarządzanie ograniczeniami systemowymi,

k) zasady udzielania informacji i obsługi odbiorców.

A.2.2.

Obszar objęty bilansowaniem określonym w IRiESD-Bilansowanie obejmuje sieć dystrybucyjną PCC EB.

A.2.3.

Procedury bilansowania i zarządzania ograniczeniami systemowymi w sieci dystrybucyjnej określone w IRiESD-Bilansowanie obowiązują:

a) PCC EB,

b) odbiorców i wytwórców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PCC EB,

c) uczestników rynku bilansującego (URB) pełniących funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe (POB) na obszarze PCC EB,

d) sprzedawców energii elektrycznej,

e) „sąsiednich OSDn” tzn. OSDn, których sieci są połączone wyłącznie z siecią PCC EB, a więc których sieci nie są połączone z sieciami OSDp,

f) Operatorów Handlowych (OH) i Handlowo-Technicznych (OHT) reprezentujących podmioty wymienione w punktach od a) do e) w przypadku,

gdy ich działalność operatorska dotyczy sieci dystrybucyjnej PCC EB.

A.2.4.

Zgodnie z IRiESP - każdy OSDn realizuje określone w ustawie Prawo energetyczne obowiązki w zakresie współpracy z OSP dotyczące bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi, za pośrednictwem odpowiednich OSDp, z których sieciami są połączone jego sieci. Obszar sieci, dla którego OSDp wykonuje obowiązki w zakresie współpracy z OSP jest nazywany

„obszarem sieci OSDp/OSDn”, rozumianym jako pojedynczy obszar sieci składający się z sieci dystrybucyjnej OSDp oraz sieci dystrybucyjnych OSDn, dla których OSDp realizuje obowiązki w zakresie współpracy z OSP.

Z uwagi na powyższe w wypadku gdyby z jakichkolwiek przyczyn zasady, procedury i uwarunkowania dotyczące bilansowania systemu i zarządzania ograniczeniami systemowymi określone w niniejszej IRiESD pozostawały w sprzeczności z postanowieniami zatwierdzonej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki IRiESD OSDp – to w zakresie niezbędnym do realizacji obowiązków

współpracy PCC EB z OSP za pośrednictwem OSDp – stosuje sie odpowiednie postanowienia IRiESD OSDp a nie postanowienia niniejszej IRiESD.

A.3. OGÓLNE ZASADY FUNKCJONOWANIA RYNKU BILANSUJĄCEGO I DETALICZNEGO

A.3.1.

Podmiotem odpowiedzialnym za funkcjonowanie Rynku Bilansującego i prowadzenie centralnego mechanizmu bilansowania handlowego jest PSE S.A., który na mocy ustawy Prawo energetyczne oraz posiadanej koncesji realizuje zadania OSP. Zasady funkcjonowania Rynku Bilansującego określa IRiESP- Bilansowanie.

A.3.2.

PCC EB w ramach swoich obowiązków, określonych przepisami prawa umożliwia realizację:

a) umów sprzedaży energii elektrycznej – na podstawie umowy o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej, tzw. Generalnej Umowy Dystrybucji (GUD) zawartej ze sprzedawcą oraz umowy o świadczenie usług dystrybucji zawartej z URD

b) umów kompleksowych, na podstawie umów, o których mowa w pkt. A.4.3.6., akapit drugi, zawartych ze sprzedawcą,

zawartych przez podmioty przyłączone do jego sieci, przy uwzględnieniu możliwości technicznych systemu dystrybucyjnego oraz przy zachowaniu jego bezpieczeństwa.

Z uwagi na fakt, iż do sieci dystrybucyjnej PCC EB, nie jest przyłączony żaden URD w gospodarstwie domowym pobierający energię elektryczną o napięciu do 1kV, zatem PCC EB nie realizuje umów kompleksowych z wybranym sprzedawcą, posiadającym zawartą GUD-K z PCC EB. Jednakże w razie gdyby

PCC EB rozoczął dostarczanie energii elektrycznej dla URD w gospodarstwie

	domowym pobierającego energię elektryczną o napięciu do 1kV, to wówczas PCC EB rozpocząłby realizację takich umów kompleksowych. W takim wypadku do czasu zmiany niniejszej IRiESD w tym zakresie stosowana byłaby odpowiednio IRiESD OSDp.
A.3.3.	PCC EB uczestniczy w administrowaniu rynkiem bilansującym przekazując niezbędne w tym zakresie dane OSDp.
A.3.4.	Uczestnik Rynku Detalicznego (URD) jest bilansowany handlowo na rynku bilansującym przez URB. URB pełni dla URD na rynku energii elektrycznej, funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe (POB).
A.3.5.	POB jest wskazywany przez sprzedawcę oraz przedsiębiorstwo zajmujące się wytwarzaniem energii elektrycznej, w umowie o świadczenie usług dystrybucji. Rozliczeń wynikających z niezbilansowania energii elektrycznej dostarczanej i pobieranej z systemu, dla danego punktu poboru energii (PPE), dokonuje tylko jeden POB.
A.3.6.	Zmiana POB odbywa się na warunkach i zasadach określonych w rozdziale E niniejszej IRiESD-Bilansowanie.
A.3.7.	Podstawą dokonania zmiany, o której mowa w pkt. A.3.6., jest wprowadzenie odpowiednich zmian we wszystkich wymaganych umowach pomiędzy PCC EB, sprzedawcą, wytwórcą, dotychczasowym POB i POB przejmującym odpowiedzialność za bilansowanie handlowe, zgodnie z zasadami opisanymi w rozdziale E.
A.3.8.	Informacja o podmiotach pełniących funkcję sprzedawcy rezerwowego, o których mowa w ustawie Prawo energetyczne, podana jest na stronie internetowej PCC EB pod adresem xxx.xxxxxxx.xx oraz udostępniana jest w siedzibie PCC EB.
A.3.9.	PCC EB zamieszcza na swojej stronie internetowej oraz udostępnia do publicznego wglądu w swojej siedzibie: a) aktualną listę sprzedawców energii elektrycznej, z którymi zawarł GUD, b) wzorce umów zawieranych z użytkownikami systemu, w szczególności wzorce umów zawieranych z odbiorcami końcowymi oraz ze sprzedawcami energii elektrycznej i URB pełniącymi funkcję podmiotu odpowiedzialnego za bilansowanie handlowe.
	Z chwilą jego wyłonienia - OSDn będzie zamieszczał także na swoich stronach internetowych oraz udostępniał do publicznego wglądu w swojej siedzibie - informacje o sprzedawcy z urzędu energii elektrycznej działającym na obszarze działania OSDn.

A.4. WARUNKI REALIZACJI UMÓW SPRZEDAŻY ORAZ UMÓW KOMPLEKSOWYCH I UCZESTNICTWA W PROCESIE BILANSOWANIA

A.4.1.

PCC EB zapewnia użytkownikom systemu dystrybucyjnego realizację umów sprzedaży energii elektrycznej lub umów kompleksowych zawartych przez te podmioty, jeżeli zostaną one zgłoszone do PCC EB w obowiązującej formie, trybie i terminie oraz przy spełnieniu przez te podmioty wymagań określonych w IRiESD i odpowiednich umowach zawartych z PCC EB.

A.4.2.

Wytwórcy, odbiorcy oraz sprzedawcy, którzy posiadają zawartą z PCC EB umowę dystrybucji, mogą zlecić wykonywanie swoich obowiązków wynikających z IRiESD-Bilansowanie innym podmiotom, o ile nie jest to sprzeczne z przepisami obowiązującego prawa i posiadanymi koncesjami. Podmioty te działają w imieniu i na rzecz wytwórcy, odbiorcy lub sprzedawcy.

A.4.3.

Warunki i wymagania formalno-prawne

A.4.3.1.

PCC EB, z zachowaniem wymagań pkt. A.4.3.6, realizuje zawarte przez URD umowy sprzedaży energii elektrycznej, po:

a) uzyskaniu przez URD odpowiednich koncesji – jeżeli jest taki wymóg prawny,

b) zawarciu przez URD umowy dystrybucji z PCC EB,

c) zawarciu przez URD typu odbiorca (URDO) umowy z wybranym sprzedawcą, posiadającym zawartą generalną umowę dystrybucji z PCC EB,

d) zawarciu przez URD typu wytwórca (URDW) umowy z wybranym POB, posiadającym zawartą umowę dystrybucji z PCC EB.

A.4.3.2.

Umowa dystrybucji zawarta pomiędzy URD a PCC EB, powinna spełniać wymagania określone w ustawie Prawo energetyczne i zawierać w szczególności następujące elementy:

a) zobowiązanie stron do stosowania w pełnym zakresie postanowień IRiESD,

b) wskazanie POB, a w przypadku URD typu wytwórca (URDW) również zasad jego zmiany,

c) sposób i zasady rozliczeń z PCC EB z tytułu niezbilansowania dostaw energii elektrycznej, w przypadku utraty POB – dotyczy URD typu wytwórca (URDW),

d) algorytm wyznaczania rzeczywistej ilości energii w Punkcie Dostarczania Energii (PDE), zgodny z pkt. C.1.5.

A.4.3.4.

Podmiot posiadający: zawartą umowę przesyłową z OSP, przydzielone i uaktywnione przez OSP MB w sieci OSDp/OSDn, zawartą umowę o świadczenie usług dystrybucji zarówno z OSDp jak i z PCC EB oraz spełniający procedury i

warunki zawarte w niniejszej IRiESD, może pełnić funkcję POB. Umowa

dystrybucji zawierana przez PCC EB z POB powinna spełniać wymagania określone w ustawie Prawo energetyczne oraz zawierać w szczególności następujące elementy:

a) oświadczenie POB o zawarciu umowy przesyłowej z OSP umożliwiającej prowadzenie działalności na rynku bilansującym,

b) kod identyfikacyjny podmiotu na rynku bilansującym,

c) dane o posiadanych przez podmiot koncesjach, związanych z działalnością w elektroenergetyce – jeżeli jest taki wymóg prawny,

d) osoby upoważnione do kontaktu z PCC EB oraz ich dane adresowe,

e) warunki przejmowania odpowiedzialności za bilansowanie handlowe na rynku bilansującym, podmiotów działających na obszarze PCC EB,

f) wykaz Miejsc Dostarczania Energii Rynku Bilansującego (MB), za których bilansowanie handlowe odpowiada POB,

g) wykaz sprzedawców i wytwórców, dla których POB świadczy usługi bilansowania handlowego,

h) zobowiązanie POB do niezwłocznego informowania o zaprzestaniu lub

o zawieszeniu albo zaprzestaniu prowadzenia działalności na RB w rozumieniu IRiESP,

i) zasady rozwiązania umowy lub wprowadzania ograniczeń w jej wykonywaniu w przypadku gdy, niezależnie od przyczyny, POB zaprzestanie lub zawiesi działalność na RB w rozumieniu IRiESP.

A.4.3.5.

Umowa, o której mowa w punkcie A.4.3.2. jest rozwiązywana automatycznie ze skutkiem natychmiastowym w przypadku zaprzestania działalności POB na rynku bilansującym, niezależnie od przyczyny jak również w przypadku utraty mocy przez umowę dystrybucji zawartą przez POB z OSDp.

A.4.3.6.

Podmiot zamierzający sprzedawać energię elektryczną URD na obszarze działania PCC EB posiadający GUD zawarte zarówno z OSDp jak i z PCC EB może pełnić funkcję sprzedawcy. Podmiot ten może pełnić również funkcję sprzedawcy rezerwowego po zawarciu odrębnej umowy lub określeniu tego faktu w GUD. GUD określa warunki realizacji umów sprzedaży energii elektrycznej dla wszystkich URD przyłączonych do sieci dystrybucyjnej PCC EB, którym ten sprzedawca będzie sprzedawać energię elektryczną na podstawie umowy sprzedaży. GUD powinna spełniać wymagania określone w ustawie Prawo energetyczne oraz zawierać co najmniej następujące elementy:

a) terminy i procedury powiadamiania o zawartych umowach sprzedaży,

b) zasady obejmowania nią kolejnych URD i zobowiązania stron w tym zakresie,

c) wskazanie wybranego przez sprzedawcę POB, który ma zawartą umowę dystrybucji z PCC EB.

d) zasady i terminy przekazywania informacji dotyczących wygaśnięcia lub rozwiązywania umów, w tym umów sprzedaży zawartych przez sprzedawcę z URD oraz zaprzestania świadczenia usług dystrybucji przez PCC EB z tym URD,

e) zasady realizacji przez PCC EB umów sprzedaży zawieranych przez odbiorców ze sprzedawcą,

f) warunki i zasady prowadzenia rozliczeń pomiędzy PCC EB a sprzedawcą,

g) zasady zabezpieczeń należytego wykonania umowy - w przypadku umowy, o której mowa w akapicie drugim, poniżej

h) zasady wymiany danych i informacji pomiędzy PCC EB a sprzedawcą,

i) osoby upoważnione do kontaktu z PCC EB oraz ich dane adresowe,

j) zasady wstrzymywania i wznawiania przez PCC EB dostarczania energii do URD,

k) zakres, zasady i terminy udostępniania danych dotyczących URD, w tym danych pomiarowo-rozliczeniowych, które są konieczne dla ich właściwej obsługi,

l) zobowiązanie sprzedawcy do niezwłocznego informowania PCC EB o utracie wskazanego POB w wyniku zaprzestania lub zawieszenia jego działalności na RB, w rozumieniu IRiESP-Bilansowanie,

m) zasady rozwiązania i ograniczania realizacji umowy, w tym, w przypadku zaprzestania działalności przez POB tego sprzedawcy.

Podmiot zamierzający sprzedawać energię elektryczną URD innym niż gospodarstwa domowe przyłączone do sieci elektroenergetycznej PCC EB o napięciu znamionowym do 1kV na obszarze działania PCC EB na podstawie umów kompleksowych, może pełnić funkcję sprzedawcy usługi kompleksowej dla tych URD. Zasady realizacji umów kompleksowych z tymi URD, określa odrębna umowa o świadczenie usług dystrybucji energii elektrycznej zawarta pomiędzy sprzedawcą a PCC EB.

A.4.3.7.

Umowa, o której mowa w pkt.A.4.3.6. jest rozwiązywana automatycznie ze skutkiem natychmiastowym w przypadku utraty przez sprzedawcę POB świadczącego na jego rzecz usługę bilansowania handlowego na rynku bilansującym, jak również w przypadku utraty mocy przez generalną umowę dystrybucji zawartą przez sprzedawcę z OSDp. Od momentu rozwiązania ww.

umowy sprzedaż energii do URD, tego sprzedawcy jest realizowana przez sprzedawcę rezerwowego, wskazanego przez tego URD.

Document Metadata

Table of Contents

Contract

Document Metadata

Contract

SPIS TREŚCI

7

15

55

63

72

74

82

I

83

BILANSOWANIE SYSTEMU DYSTRYBUCYJNEGO I ZARZĄDZANIE OGRANICZENIAMI SYSTEMOWYMI

91

93

MIĘDZYSTEMOWYCH, LINII BEZPOŚREDNICH ORAZ UKŁADÓW I SYSTEMÓW POMIAROWO-ROZLICZENIOWYCH

INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI DYSTRYBUCYJNEJ

Document Metadata