11.5. Prowadzenie operacji łączeniowych w sieci zamkniętej 1. Miejscem prowadzenia operacji łączeniowych w sieci zamkniętej są stacje elektroenergetyczne. 2. W sieci zamkniętej operacjami łączeniowymi kierują służby dyspozytorskie upoważnione przez właściwego operatora systemu, z zastrzeżeniem, że w sieci przesyłowej, w zakresie uziemiania urządzeń, operacjami łączeniowymi kierują służby nadzoru eksploatacji będące w strukturach OSP i przez niego upoważnione. 3. W sieci zamkniętej operacje łączeniowe wykonuje obsługa ruchowa stacji upoważniona przez właściciela stacji. W stacjach wyposażonych w systemy zdalnego sterowania czynności łączeniowe mogą być wykonywane zdalnie przez służby dyspozytorskie upoważnione przez właściwego operatora systemu. W przypadku stacji będących własnością OSP, czynności łączeniowe wykonują służby nadzoru eksploatacji w zakresie kompetencji określonych przez właściciela stacji w szczegółowych instrukcjach współpracy. 4. Kierowanie operacjami łączeniowymi przez służbę dyspozytorską polega na wydaniu służbie ruchowej, upoważnionej do wykonywania operacji łączeniowych, jednoznacznego polecenia dotyczącego miejsca, zakresu, kolejności i czasu wykonania tych operacji. 5. Operacje łączeniowe na urządzeniach elektroenergetycznych będących w ruchu lub pozostających w rezerwie ruchowej mogą być wykonywane wyłącznie na polecenie lub za zgodą służby dyspozytorskiej upoważnionej przez właściwego operatora systemu. 6. Operacje łączeniowe w rozdzielni są wykonywane przez uprawnioną i upoważnioną przez właściciela służbę ruchową (obsługę ruchową stacji). Są to dyżurni stacji, dyżurni pogotowia energetycznego, inne osoby upoważnione do wykonywania operacji łączeniowych przez właściciela. Obsługa ruchowa stacji wykonuje polecone operacje łączeniowe zgodnie z opracowaną przez właściciela szczegółową instrukcją eksploatacji stacji, z uwzględnieniem zakresu kompetencji służb dyspozytorskich określonych w instrukcji współdziałania służb dyspozytorskich i ruchowych w prowadzeniu ruchu stacji. 7. W rozdzielniach sieci przesyłowej operacjami łączeniowymi kierują służby dyspozytorskie odpowiednio OSP - KDM lub OSP - ODM. W polach linii blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych elektrowni, po bezpośrednim uzyskaniu zgody służby dyspozytorskiej OSP - ODM, służba ruchowa wytwórcy DIRE w porozumieniu z obsługą ruchową stacji wykonuje zdalnie operacje łączeniowe lub poleca ich wykonanie obsłudze ruchowej stacji. 8. W rozdzielniach koordynowanej sieci 110 kV operacjami łączeniowymi kierują służby dyspozytorskie OSD. Zakres i czas przeprowadzenia tych operacji wymaga każdorazowo zgody służby dyspozytorskiej OSP - ODM. W polach linii blokowych i transformatorów potrzeb ogólnych elektrowni, po bezpośrednim uzyskaniu zgody służby dyspozytorskiej OSD, służba ruchowa wytwórcy DIRE w porozumieniu z obsługą ruchową stacji wykonuje zdalnie operacje łączeniowe lub poleca ich wykonanie obsłudze ruchowej stacji. 9. W polach 110 kV transformatorów NN/110 kV polecenia wykonania czynności łączeniowych wydają służby dyspozytorskie OSP - ODM po każdorazowym uzgodnieniu ze służbą dyspozytorską OSD, o ile instrukcja współdziałania służb dyspozytorskich i ruchowych w stacji nie stanowi inaczej. 10. Upoważnione służby ruchowe mogą dokonywać operacji łączeniowych w rozdzielni bez zgody OSP lub OSD jedynie w przypadku zagrożenia życia ludzkiego lub zagrożenia zniszczeniem INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 179 z 255 28 lipca 2025 r. urządzeń. O wykonaniu operacji łączeniowych upoważnione służby ruchowe powinny niezwłocznie powiadomić właściwego operatora systemu. 11. OSP wspólnie z właściwym OSD oraz innymi podmiotami, których urządzenia przyłączone są do rozdzielni stacji NN/110 kV oraz rozdzielni 110 kV z przyłączonymi JWCD opracowują instrukcję współdziałania służb dyspozytorskich i ruchowych w prowadzeniu ruchu stacji w zakresie urządzeń sieci zamkniętej. Uzgodniona instrukcja podlega zatwierdzeniu przez OSP i powyższe podmioty. 12. Za opracowanie, uzgodnienie i zatwierdzenie instrukcji współdziałania służb dyspozytorskich i ruchowych dla stacji o górnym napięciu 110 kV, do której przyłączone są urządzenia innych podmiotów z wyłączeniem rozdzielni 110 kV określonych powyżej, odpowiada właściwy OSD. 13. OSP wspólnie z właściwym OSD oraz innymi podmiotami, których urządzenia przyłączone są do rozdzielni stacji NN/110 kV, opracowują instrukcję współpracy służb ruchowych w zakresie prowadzenia ruchu i eksploatacji, potrzeb własnych stacji oraz organizacji bezpiecznej pracy przy urządzeniach elektroenergetycznych. Uzgodniona instrukcja podlega zatwierdzeniu przez OSP i powyższe podmioty. 14. Układy pracy sieci zamkniętej powstałe w wyniku prowadzonych operacji łączeniowych powinny spełniać warunki techniczne decydujące o niezawodności, wymienione w pkt 1.4.2. Dopuszcza się krótkotrwałe odstępstwa od warunków technicznych decydujących o niezawodności dla układów przejściowych rozdzielni powstających w trakcie wykonywania sekwencji operacji łączeniowych. 15. W odniesieniu do sieci zamkniętej polecenie wykonania operacji łączeniowych powodujących podanie napięcia na urządzenie wytwórcy, innego operatora, odbiorcy końcowego lub powodujących załączenie elementu systemu pod obciążenie wymaga wcześniejszego uzgodnienia z upoważnioną służbą dyspozytorską/ruchową podmiotu, którego to dotyczy. 16. Przed wydaniem zgody na załączenie pod napięcie lub obciążenie urządzenia sieciowego przyłączonego do sieci przesyłowej, OSP powinien uzyskać oświadczenie od właściwego podmiotu o gotowości do podania napięcia lub załączenia pod obciążenie. W przypadku nowych lub modernizowanych elementów oświadczenie takie powinno mieć formę pisemną. 11.6. Działania regulacyjne w sieci zamkniętej 1. Działania regulacyjne w sieci zamkniętej obejmują: (1) regulację mocy wymiany międzysystemowej i częstotliwości; (2) regulację napięć. 2. Działania regulacyjne, o których mowa w pkt 1. obejmują w szczególności: (1) zmianę wytwarzania mocy czynnej lub biernej przez MWE; (2) pracę w zaniżeniu lub w przeciążeniu MWE; (3) zmianę nastaw nadrzędnych układów regulacji napięcia i skojarzonych z nim układów, regulatora centralnego oraz innych automatyk zainstalowanych w systemie; (4) załączanie lub wyłączanie nadrzędnych układów regulacji napięcia i skojarzonych z nimi układów; (5) wykorzystanie szybkich rezerw mocy, w tym MWE elektrowni szczytowo - pompowych; (6) załączanie dławików i kondensatorów; (7) załączanie elementów sieci (linii, transformatorów); (8) synchronizację MWE z siecią; (9) zmianę zaczepów transformatorów; INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 180 z 255 28 lipca 2025 r. (10) zmianę trybów regulacji i wartości zadanych układów regulacji i automatyk. 3. KSE pracuje w ramach systemu synchronicznego Europy kontynentalnej i z tego względu OSP obowiązują, w zakresie regulacji mocy wymiany i częstotliwości, wymagania dotyczące regulacji pierwotnej, wtórnej oraz dokładności dotrzymywania salda uzgodnionej wymiany międzysystemowej, określone zgodnie z SAFA RGCE. OSP odpowiada za wypełnienie wymagań w zakresie regulacji częstotliwości i utrzymywania mocy wymiany międzysystemowej, zgodnie z postanowieniami TCM - uchyb regulacyjny odbudowy częstotliwości. 4. Regulacja mocy i częstotliwości w KSE jest prowadzona przez OSP w ramach systemu LFC, przy wykorzystaniu: ### 11. Prowadzenie Ruchu Sieciowego (1) rezerwy utrzymania częstotliwości (FCR) aktywowanej lokalnie w funkcji częstotliwości, w ramach regulacji pierwotnej (FSM); (2) rezerwy odbudowy częstotliwości z aktywacją automatyczną (aFRR) aktywowanej centralnie poprzez dedykowany sygnał regulatora centralnego LFC, w ramach automatycznej regulacji wtórnej; (3) rezerwy odbudowy częstotliwości z aktywacją nieautomatyczną typu bezpośredniego (mFRRd) aktywowanej centralnie poprzez dedykowany sygnał regulatora centralnego LFC, w ramach manualnej regulacji wtórnej; (4) rezerwy zastępczej (RR), aktywowanej w ramach regulacji trójnej centralnie poprzez zmianę mocy bazowej przez dedykowany sygnał regulatora centralnego LFC (BPP lub dP, odpowiednio do typu zasobu); (5) redysponowania MWE lub odpowiedzi odbioru w przypadku braku możliwości zapewnienia bezpieczeństwa pracy sieci elektroenergetycznej. 5. OSP zapewnia realizację wymagań wynikających z pracy synchronicznej KSE w ramach systemu synchronicznego Europy kontynentalnej, zgodnie z postanowieniami SAFA RGCE dotyczących regulacji poprzez: (1) zapewnienie dostępu do wymaganego zakresu rezerw mocy w ramach regulacji pierwotnej i regulacji wtórnej; (2) zapewnienie parametrów regulacji pierwotnej i regulacji wtórnej oraz rezerwy zastępczej (RR); (3) utrzymanie systemu LFC. 6. Minimalna wielkość wymaganej rezerwy regulacji pierwotnej wyznaczana jest corocznie w ramach ENTSO-E dla wszystkich systemów Europy kontynentalnej, zgodnie z zasadami określonymi w SAFA RGCE. 7. Rekomendowana wielkość rezerwy regulacji wtórnej jest zależna od przewidywanego zapotrzebowania na moc w KSE i wynika z zasad określonych w SAFA RGCE. 8. Rezerwa regulacji wtórnej powinna pokryć niezbilansowanie wynikające z: (1) zmienności zapotrzebowania i generacji w systemie; (2) utraty generacji największego konwencjonalnego MWE w systemie. W przypadku gdy niezbilansowanie nie może być pokryte przez regulację wtórną, wielkość ta powinna być pokryta przez szybką regulację trójną. Szczegółowe zasady wyznaczania wielkości rezerw określa TCM - rezerwy odbudowy częstotliwości. 9. OSP prowadząc regulację wtórną częstotliwości i mocy wymiany międzysystemowej w ramach systemu synchronicznego Europy kontynentalnej, korzysta z mechanizmu wzajemnego kompensowania niezbilansowań poszczególnych obszarów regulacyjnych prowadzonego na INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 181 z 255 28 lipca 2025 r. platformie International Grid Control Cooperation (IGCC), przy uwzględnieniu zdolności przesyłowych. 10. OSP ustala typ, rodzaj i zakres wyposażenia koniecznego do prowadzenia automatycznej regulacji częstotliwości i mocy, w szczególności: (1) rodzaj i parametry regulatora centralnego oraz algorytm jego działania; (2) rodzaj i parametry wykorzystywanych środków łączności; (3) funkcjonalność i sposób działania oraz nastaw obiektowych układów regulacji, w szczególności w zakresie strefy martwej i statyzmu dla regulacji pierwotnej; (4) środki służące do kontroli dyscypliny i jakości regulacji. 11. OSP zapewnia aparaturę centralną, środki łączności do aparatury obiektowej oraz algorytmy i oprogramowanie konieczne do automatycznej regulacji częstotliwości i mocy. 12. Częstotliwość zadana dla regulatora centralnego LFC wynosi 50 Hz. W przypadku gdy różnica czasu astronomicznego i synchronicznego przekroczy zadaną wartość, następuje korekta czasu synchronicznego, zgodnie z zasadami obowiązującymi w ENTSO-E. 13. Podmioty, których zasoby uczestniczą w procesie regulacji pierwotnej, wtórnej oraz trójnej, powinny zapewnić: (1) załączanie i odstawianie układu regulacji wtórnej wyłącznie na polecenie OSP; (2) utrzymywanie uzgodnionego z OSP zakresu i gradientu zmian mocy w torze regulacji wtórnej; (3) informowanie o każdej zmianie parametrów pracy układów regulacji pierwotnej i wtórnej; (4) bieżące informowanie o zmianach w nastawach regulacji pierwotnej, w szczególności statyzmu i strefy martwej; (5) poprawną jakość regulacji; (6) dostęp do systemów zapewniających przekazywanie informacji o dyspozycyjności układów regulacji i zgłaszania ofert. 14. OSP we współpracy z podmiotami wymienionymi w pkt 18. prowadzi regulację napięć i rozpływu mocy biernej w sieci zamkniętej celem: (1) utrzymywania napięć w węzłach sieci w granicach dopuszczalnych dla urządzeń sieciowych, określonych zgodnie z pkt 1.4.1.; (2) zapewnienia warunków stabilnej pracy KSE; (3) dotrzymania porozumień międzyoperatorskich w zakresie wymiany międzysystemowej mocy biernej na liniach wymiany międzysystemowej; (4) realizacji przesyłu energii elektrycznej siecią przy możliwie najniższych stratach mocy i energii; (5) utrzymania napięć w rozdzielniach 110 kV na poziomie proponowanym przez właściwych OSD, jeżeli nie jest to sprzeczne z obowiązującymi warunkami technicznymi, decydującymi o niezawodności pracy sieci, określonymi zgodnie z pkt 1.4.2. 15. Regulacja napięć i rozpływu mocy biernej obejmuje następujące działania przygotowawcze: (1) określenie poziomów napięć i tworzenie planów wykorzystania źródeł mocy biernej oraz innych elementów regulacji w sieci zamkniętej, a następnie jego operatywną realizację przez służby ruchowe; (2) opracowanie zasad postępowania w awaryjnych stanach napięciowych; INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 182 z 255 28 lipca 2025 r. (3) prowadzenie baz danych o urządzeniach pierwotnych i układach regulacji wykorzystywanych do regulacji napięcia i mocy biernej. 16. Do regulacji napięcia i mocy biernej w sieci zamkniętej wykorzystywane są: (1) MWE; (2) kompensatory synchroniczne; (3) kompensatory statyczne; (4) dławiki równoległe; (5) baterie kondensatorów; (6) transformatory z możliwością regulacji zaczepów pod obciążeniem; (7) układ przekształtnikowy HVDC pracujący w trybie regulacji napięcia lub pracujący w trybie kompensatora statycznego, o ile posiada taką zdolność. 17. Regulacja napięcia i rozpływu mocy biernej obejmuje następujące działania operatywne, odpowiednio do potrzeb poprawnej pracy KSE: (1) zadawania napięć w węzłach sieci; (2) zadawania obciążenia mocą bierną JWCD i JWCK; (3) zadawania trybów regulacji dla regulatorów napięcia i mocy biernej oraz wartości zadanych dla poszczególnych PPM typu FW i PV; (4) wydawania poleceń w zakresie wymaganego trybu pracy automatyk regulacji napięcia i mocy biernej, indywidualnie dla poszczególnych węzłów sieci; (5) wydawania poleceń w zakresie załączania i wyłączania statycznych źródeł mocy biernej (dławiki i kondensatory) zainstalowanych w KSE; (6) wydawania poleceń załączania i wyłączania kompensatorów statycznych i synchronicznych. 18. Podmiotami współpracującymi z OSP przy regulacji napięcia i mocy biernej w sieci zamkniętej są: (1) wytwórcy przyłączeni do sieci zamkniętej, w szczególności wytwórcy zobowiązani do posiadania układów regulacji napięcia i mocy biernej przystosowanych do współpracy z nadrzędnymi układami regulacji napięcia OSP; (2) OSD; (3) odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci zamkniętej; (4) inni właściciele układów kompensacji mocy biernej. 19. OSP prowadzi regulację napięcia i mocy biernej, zgodnie z pkt 15. w sieci zamkniętej, wykorzystując urządzenia do regulacji napięcia wymienione w pkt 16. W tym celu służby dyspozytorskie OSP - ODM wydają stosowne polecenia służbom dyspozytorskim i ruchowym podmiotów wymienionych w pkt 18. 20. Podmioty wymienione w pkt 18. są zobowiązane do uzgadniania z OSP na okres nie krótszy niż jeden rok, technicznych możliwości i warunków wykorzystywania urządzeń do regulacji napięcia i mocy biernej. Przedmiotem uzgodnień są w szczególności: (1) zakresy dopuszczalnej pracy MWE; (2) typ i nastawy parametrów układów wzbudzenia MWE, w tym parametrów stabilizatorów systemowych; INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 183 z 255 28 lipca 2025 r. (3) sposób wykorzystania układów ARNE, w tym sposób wykorzystania układów ARNE koordynowany przez OSD; (4) zakresy regulacji przekładni transformatorów; (5) parametry techniczne kompensatorów synchronicznych i statycznych oraz dławików i baterii kondensatorów. 21. Podmioty wymienione w pkt 18. informują niezwłocznie OSP o zmianach parametrów urządzeń do regulacji napięcia i mocy biernej wymienionych w pkt 16. 11.7. Wprowadzanie przerw i ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej 11.7.1. Postanowienia ogólne 1. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą być wprowadzone przez: (1) Radę Ministrów, na czas oznaczony, w drodze rozporządzenia, na podstawie art. 11 ust. 7 ustawy Prawo energetyczne - w przypadkach określonych w art. 11 ust. 1 tej ustawy; (2) OSP, do czasu wejścia w życie przepisów wydanych na podstawie art. 11 ust. 7 ustawy Prawo energetyczne, lecz nie dłużej niż na okres 72 godzin - w przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej stanowią jeden z komponentów umożliwiających OSP zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. 2. Zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej może powstać w szczególności w następstwie: (1) działań wynikających z wprowadzenia stanu nadzwyczajnego; (2) katastrofy naturalnej albo bezpośredniego zagrożenia wystąpienia awarii technicznej; (3) 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 KSE; (4) strajku lub niepokojów społecznych; (5) obniżenia dostępnych rezerw zdolności wytwórczych poniżej niezbędnych wielkości określonych w pkt 10.2. lub braku możliwości ich wykorzystania. 3. W przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, OSP podejmuje we współpracy z użytkownikami systemu wszelkie możliwe działania przy wykorzystaniu dostępnych środków mających na celu usunięcie zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i zapobieżenie jego negatywnym skutkom. OSP w szczególności podejmuje następujące działania: (1) wydaje polecenia uruchomienia, odstawienia, zmiany obciążenia lub odłączenia od sieci JWCD; (2) dokonuje zakupów interwencyjnych mocy lub energii elektrycznej; (3) wydaje OSD polecenia uruchomienia, odstawienia, zmiany obciążenia lub odłączenia od sieci nJWCD; (4) wydaje OSD polecenia zmniejszenia ilości pobieranej energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na obszarze jego działania lub przerwania zasilania niezbędnej liczby odbiorców końcowych przyłączonych do sieci dystrybucyjnej na tym obszarze; (5) po wyczerpaniu wszystkich możliwych działań zmierzających do pokrycia zapotrzebowania na energię elektryczną, wydaje odbiorcom końcowym, przyłączonym bezpośrednio do sieci INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 184 z 255 28 lipca 2025 r. przesyłowej, polecenia zmniejszenia ilości pobieranej energii elektrycznej lub odłączenia od sieci urządzeń i instalacji należących do tych odbiorców, zgodnie z planem wprowadzania ograniczeń; (6) dokonuje zmniejszenia wielkości zdolności przesyłowych wymiany międzysystemowej; (7) ogłasza okres przywołania na rynku mocy, o którym mowa w art. 2 ust. 1 pkt 26 ustawy o rynku mocy; (8) stosuje wskazane w art. 22 SO GL działania zaradcze, zgodnie z zasadami i kryteriami, o których mowa w art. 21 SO GL, mającymi zastosowanie do tych działań zaradczych. Działania, o których mowa w pkt (1) - (8), podejmowane są przez OSP zgodnie z IRiESP oraz zasadami i kryteriami mającymi zastosowanie do działań zaradczych, zgodnie z SO GL, umowami zawieranymi przez OSP z użytkownikami systemu i zagranicznymi OSP, w tym SAFA RGCE, planami postępowania opracowywanymi na okoliczność wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, instrukcjami powołanymi w pkt 1.2.1. 8. w art. 2 ust. 1 pkt 26 ustawy o rynku mocy, zgodnie z przepisami i zasadami mającymi zastosowanie do rynku mocy. 4. OSP niezwłocznie powiadamia ministra właściwego do spraw energii oraz Prezesa URE o wystąpieniu zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, podjętych działaniach i środkach w celu usunięcia tego zagrożenia i zapobieżenia jego negatywnym skutkom oraz zgłasza konieczność wprowadzenia ograniczeń w trybie normalnym. 5. OSP podaje do publicznej wiadomości komunikaty o wystąpieniu zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej i podejmowanych działaniach. Komunikaty te są publikowane na stronie internetowej OSP. Na bieżąco prowadzona jest także wymiana informacji pomiędzy służbami dyspozytorskimi OSP a służbami dyspozytorskimi i ruchowymi użytkowników systemu. 6. OSP, w terminie 60 dni od dnia zniesienia ograniczeń, przedkłada ministrowi właściwemu do spraw energii i Prezesowi URE raport zawierający ustalenia dotyczące przyczyn powstałego zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, zasadności podjętych działań i zastosowanych środków w celu jego usunięcia, staranności i dbałości OSP, OSD oraz pozostałych użytkowników systemu o zapewnienie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. Powyższy raport uwzględnia ustalenia komisji, których działania określono w pkt 11.8. 9. - 11. 7. Raport, o którym mowa w pkt 6. zawiera także wnioski i propozycje działań oraz określa środki mające zapobiec w przyszłości wystąpieniu zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej. 8. Wprowadzenie ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej odbywa się w następujących trybach: (1) trybie normalnym, o którym mowa w pkt 11.7.2.; (2) trybie normalnym na polecenie OSP, o którym mowa w pkt 11.7.3. 9. Wprowadzenie przerw w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej odbywa się w następujących trybach: (1) trybie awaryjnym, o którym mowa w pkt 11.7.4.; (2) trybie automatycznym, o którym mowa w pkt 11.7.5. 11.7.2. Tryb normalny 1. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, w trybie normalnym, wprowadza Rada Ministrów w drodze rozporządzenia, na podstawie art. 11 ust. 7 ustawy Prawo energetyczne, na wniosek ministra właściwego do spraw energii. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 185 z 255 28 lipca 2025 r. Ograniczenia w tym trybie wprowadzane są na czas oznaczony, na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub jego części, w przypadku wystąpienia zagrożenia: (1) bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej polegającego na długookresowym braku równowagi na rynku paliwowo - energetycznym; (2) bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej; (3) bezpieczeństwa osób; (4) wystąpienia znacznych strat materialnych. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej mogą być wprowadzone po wyczerpaniu przez operatorów wszelkich dostępnych środków służących zapewnieniu prawidłowego funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, przy dochowaniu należytej staranności. 2. Wniosek, o którym mowa w pkt 1., sporządza minister właściwy do spraw energii z własnej inicjatywy lub na podstawie zgłoszenia OSP. 3. Zgłoszenie, o którym mowa w pkt 2. wraz z uzasadnieniem, OSP przekazuje ministrowi właściwemu do spraw energii, w terminach umożliwiających zapobieżenie zagrożeniom wymienionym w art. 11 ust. 1 ustawy Prawo energetyczne. Powyższe zgłoszenie OSP przekazuje jednocześnie Prezesowi URE. 4. OSP, we współpracy z OSD, opracowuje plan wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej na wypadek wystąpienia okoliczności powołanych w pkt 1. Plan ten, OSP uzgadnia z Prezesem URE na okres od dnia 1 czerwca danego roku do dnia 31 maja roku następnego. Plan wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej uzgodniony z Prezesem URE stosuje się do czasu uzgodnienia nowego planu wprowadzania ograniczeń, opracowanego przez OSP. 5. OSP oraz OSD opracowują swoje plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w terminach, na warunkach i zgodnie z zasadami, określonymi w rozporządzeniu w sprawie wprowadzania ograniczeń. Powyższe ma analogiczne zastosowanie do odbiorcy przyłączonego do sieci przesyłowej, będącego jednocześnie OSDp. Plany wprowadzania ograniczeń opracowywane przez tych OSDp są przez nich przekazywane OSP, celem uwzględnienia tych planów w planie wprowadzania ograniczeń, opracowywanym przez OSP. 6. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej dotyczą odbiorcy, w zakresie posiadanego przez niego obiektu, w rozumieniu § 2 ust. 1 pkt 1 rozporządzenia w sprawie wprowadzania ograniczeń, dla którego określona w umowach na podstawie których świadczone są usługi przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej, łączna wielkość mocy umownej wynosi co najmniej 300 kW. 7. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej nie mogą powodować: (1) bezpośredniego zagrożenia życia lub zdrowia osób; (2) uszkodzenia lub zniszczenia urządzeń lub ich zespołów - wykorzystywanych bezpośrednio w procesach technologicznych; (3) zakłóceń w funkcjonowaniu urządzeń lub ich zespołów - przeznaczonych bezpośrednio do wytwarzania, przesyłania lub dystrybucji energii elektrycznej lub ciepła lub do wydobycia, przesyłania lub dystrybucji paliw gazowych. 8. Przekazywanie przez OSP i OSD odbiorcom dokumentów na etapie opracowywania planu wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej oraz po jego uzgodnieniu INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 186 z 255 28 lipca 2025 r. z Prezesem URE, jak również przekazywanie komunikatów o obowiązujących stopniach zasilania i powiadomień o zmianie wprowadzonych stopni zasilania, jest realizowane w sposób określony w rozporządzeniu w sprawie wprowadzania ograniczeń. 9. Wielkości planowanych ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, ujęte w planach wprowadzania ograniczeń, poprzez ograniczenie poboru mocy czynnej, określa się w stopniach zasilania od 11 do 20, przy czym: (1) 11 stopień zasilania określa, że odbiorca może pobierać moc w obiekcie w wielkościach i na zasadach określonych w umowach, o których mowa w pkt 6.; (2) 12 stopień zasilania określa, że odbiorca może pobierać w obiekcie łączną moc do wysokości mocy maksymalnej poboru, w rozumieniu rozporządzenia w sprawie wprowadzania ograniczeń, określonej dla tego obiektu; (3) 20 stopień zasilania określa, że odbiorca może pobierać w obiekcie łączną moc do wysokości mocy minimalnej poboru, w rozumieniu rozporządzenia w sprawie wprowadzania ograniczeń, określonej dla tego obiektu; (4) wielkości łączne maksymalnych mocy określone dla obiektu, które odbiorca może pobierać, w stopniach zasilania od 12 do 20, wynikają z równomiernego podziału zakresu mocy, od wielkości mocy maksymalnej poboru do wielkości mocy minimalnej poboru. Wielkości łączne mocy określone dla obiektu, obowiązujące odbiorcę w stopniach zasilania od 12 do 20, zawarte w planie wprowadzania ograniczeń w zakresie posiadanego przez niego obiektu, operator systemu, właściwy ze względu na miejsce przyłączenia obiektu odbiorcy, przekazuje odbiorcy w sposób określony w rozporządzeniu w sprawie wprowadzania ograniczeń, zapewniając ochronę informacji, zgodnie z pkt 13.3. 10. OSP opracowuje procedury wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej przez odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, które określają w szczególności sposób powiadamiania odbiorców zgodnie z rozporządzeniem w sprawie wprowadzania ograniczeń oraz działania służb dyspozytorskich i ruchowych w procesie wprowadzania i w trakcie trwania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, stosownie do roli i uprawnień służb dyspozytorskich i ruchowych w procesie prowadzenia ruchu sieciowego. 11. Ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej są realizowane przez odbiorców, stosownie do komunikatów i powiadomień o obowiązujących stopniach zasilania, wydawanych odpowiednio przez OSP lub OSD, zgodnie z zasadami określonymi w rozporządzeniu w sprawie wprowadzania ograniczeń. 12. Odbiorcy posiadający obiekty, dla których opracowano plan wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej stosują się do przekazanych przez służby dyspozytorskie i ruchowe powiadomień dotyczących wprowadzanych ograniczeń. 13. Zaleca się, aby odbiorcy, o których mowa w pkt 12., rejestrowali w czasie trwania ograniczeń przekazywane przez służby dyspozytorskie i ruchowe powiadomienia dotyczące wprowadzanych ograniczeń oraz wielkości poboru mocy w poszczególnych stopniach zasilania. 11.7.3. Tryb normalny na polecenie OSP 1. W przypadku zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, OSP może wprowadzić na terytorium Rzeczypospolitej Polskiej lub jego części, ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie normalnym na polecenie OSP, do czasu wejścia w życie rozporządzenia, wydanego na podstawie art. 11 ust. 7 ustawy Prawo energetyczne, lecz nie dłużej niż na okres 72 godzin. 2. Plany wprowadzania ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej oraz procedury związane z wprowadzaniem ograniczeń, opracowane dla trybu normalnego i określone w pkt 11.7.2., mają zastosowanie w trybie normalnym na polecenie OSP. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 187 z 255 28 lipca 2025 r. 3. W przypadku wprowadzenia ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie normalnym na polecenie OSP, przekazywanie przez OSP i OSD komunikatów i powiadomień jest realizowane analogicznie, jak w trybie normalnym. 11.7.4. Tryb awaryjny 11.7.4.1. Tryb awaryjny sieciowy 1. OSP może wprowadzić przerwy w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, realizowane w postaci wyłączeń awaryjnych odbiorców w trybie awaryjnym sieciowym, jeżeli zaistnieje co najmniej jeden z poniższych przypadków: (1) gdy jest to konieczne do zapobieżenia rozprzestrzenianiu się lub pogarszaniu stanu zagrożenia; (2) wystąpił stan odbudowy lub stan zaniku zasilania; (3) wystąpiło zagrożenie bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej uniemożliwiające zapewnienie bezpieczeństwa pracy sieci; (4) wystąpiło zagrożenie bezpiecznej pracy urządzeń, instalacji lub sieci lub zagrożenia bezpieczeństwa osób, mienia lub środowiska. Tryb awaryjny sieciowy w przypadkach, o których mowa w pkt (3) i (4) może być wprowadzony nie dłużej niż na okres 72 godzin. 2. Wyłączenia awaryjne odbiorców w trybie awaryjnym sieciowym (dalej „wyłączenia awaryjne sieciowe”) są realizowane na polecenie OSP. W szczególnych przypadkach, w szczególności w związku z zagrożeniem bezpieczeństwa osób, OSD może dokonać wyłączeń awaryjnych sieciowych bez wydania polecenia przez OSP. W takim przypadku OSD jest zobowiązany niezwłocznie poinformować o tym służby dyspozytorskie OSP - ODM. 3. Wyłączenia awaryjne sieciowe są realizowane w stopniach A1 - A5. Stopnie od A1 do A5 powinny zapewniać równomierny spadek poboru mocy czynnej, każdy w przedziale 9% - 11% prognozowanego zapotrzebowania na moc. Wyłączenia awaryjne sieciowe wprowadzone łącznie w stopniach od A1 do A5 powinny zapewnić zmniejszenie poboru mocy czynnej o 50% prognozowanego zapotrzebowania na moc. 4. Wyłączenia awaryjne sieciowe są realizowane: (1) poprzez wyłączenia linii o napięciu 110 kV, transformatorów 110 kV/SN lub linii i stacji SN; (2) poprzez zmniejszenie ilości pobieranej energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV lub wyższym, za której ruch sieciowy odpowiada OSDp; (3) poprzez zmniejszenie ilości pobieranej energii elektrycznej przez OSDn przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV; (4) a po wyczerpaniu wszystkich powyższych działań, poprzez zmniejszenie ilości pobieranej energii elektrycznej przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przesyłowej; na obszarze wskazanym przez służby dyspozytorskie wydające polecenie o wprowadzeniu wyłączeń awaryjnych sieciowych. 5. Wyłączenia awaryjne sieciowe powinny być zrealizowane niezwłocznie, w czasie nie dłuższym niż: (1) 15 minut - w przypadku wprowadzenia stopnia A1; (2) 15 minut - w przypadku wprowadzenia jednocześnie stopni A1 i A2; (3) 30 minut - w przypadku wprowadzenia jednocześnie stopni od A1 do A3; INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 188 z 255 28 lipca 2025 r. (4) 45 minut - w przypadku wprowadzenia jednocześnie stopni od A1 do A4; (5) 60 minut - w przypadku wprowadzenia jednocześnie stopni od A1 do A5; od wydania polecenia dyspozytorskiego. 6. OSP w porozumieniu z OSDp (dla każdego obszaru sieci dystrybucyjnej, o którym mowa w pkt 1.4.1. 10.) i odbiorcami końcowymi przyłączonymi do sieci przesyłowej 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 A. 7. Plany wyłączeń awaryjnych sieciowych określające przewidywany efekt wprowadzenia stopni od A1 do A5, opracowują: (1) OSP - dla całego KSE, z uwzględnieniem planów, o których mowa w pkt (2) i (3); (2) OSDp - dla każdego obszaru sieci dystrybucyjnej, o którym mowa w pkt 1.4.1. 10., z uwzględnieniem planów opracowanych przez OSDn zlokalizowanych w tych obszarach i planów opracowanych przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV lub wyższym, za której ruch sieciowy odpowiada OSDp; (3) odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci przesyłowej. 8. W przypadku konieczności wprowadzenia wyłączeń awaryjnych sieciowych w sposób odmienny niż określony w planach wyłączeń awaryjnych sieciowych, OSP może polecić wprowadzenie tych wyłączeń, poprzez wskazanie: (1) wartości mocy czynnej do wyłączenia przez OSD; (2) obszaru sieci dystrybucyjnej, na którym należy wprowadzić wyłączenia awaryjne sieciowe; (3) wartości mocy czynnej do wyłączenia przez odbiorcę końcowego przyłączonego do sieci przesyłowej. 9. Załączenia odbiorców wyłączonych w trybie awaryjnym sieciowym są realizowane wyłącznie na polecenie OSP. W szczególnych przypadkach, zwłaszcza gdy zagrożone jest bezpieczeństwo osób, OSD, jak również odbiorca ujęty w planie wyłączeń awaryjnych sieciowych, może dokonać załączenia bez wydania polecenia przez OSP, przy czym w takim przypadku podmioty te zobowiązane są niezwłocznie poinformować o tym zdarzeniu właściwe służby dyspozytorskie, z podaniem przyczyny. 11.7.4.2. Tryb awaryjny bilansowy 1. OSP może wprowadzić przerwy w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w postaci wyłączeń awaryjnych odbiorców w trybie awaryjnym bilansowym (dalej „wyłączenia awaryjne bilansowe”), po wprowadzeniu ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie normalnym lub trybie normalnym na polecenie OSP, w przypadku braku możliwości zapewnienia zrównoważenia dostaw energii elektrycznej z zapotrzebowaniem na tę energię w KSE pomimo wcześniejszego wprowadzenia przez OSP innych środków zaradczych. Wprowadzenie przez OSP wyłączeń awaryjnych bilansowych możliwe jest także przed wprowadzeniem ograniczeń w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie normalnym na polecenie OSP, w przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej w czasie uniemożliwiającym zastosowanie tego trybu. W takim przypadku wyłączenia awaryjne bilansowe mogą być wprowadzone pomiędzy ogłoszeniem przez OSP powołanego stanu a obowiązywaniem stopni zasilania zgodnie z pierwszym komunikatem w tej sprawie, wydanym zgodnie z rozporządzeniem w sprawie wprowadzania ograniczeń. 2. Wyłączenia awaryjne bilansowe są realizowane na polecenie OSP w stopniach B1 - B15. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 189 z 255 28 lipca 2025 r. Stopnie B1 - B15 powinny zapewniać spadek poboru mocy czynnej, każdy w przedziale 3% - 4% prognozowanego zapotrzebowania na moc. Wyłączenia awaryjne bilansowe wprowadzone łącznie w stopniach od B1 do B15, powinny zapewnić zmniejszenie poboru mocy czynnej o 50% prognozowanego zapotrzebowania na moc. 3. Wyłączenia awaryjne bilansowe są realizowane poprzez wyłączenia linii o napięciu 110 kV, transformatorów 110 kV/SN lub linii i stacji SN. 4. OSP w porozumieniu z OSDp, dla każdego obszaru sieci dystrybucyjnej, o którym mowa w pkt 1.4.1. 10., 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 B. 5. Plany wyłączeń awaryjnych bilansowych określające przewidywany efekt wprowadzenia stopni od B1 do B15 opracowują: (1) OSP - dla całego KSE, z uwzględnieniem planów, o których mowa w pkt (2) i (3); (2) OSDp - dla każdego obszaru swojej sieci dystrybucyjnej, o którym mowa w pkt 1.4.1. 10., z uwzględnieniem planów opracowanych przez OSDn zlokalizowanych w tych obszarach i planów opracowanych przez odbiorców końcowych przyłączonych do sieci o napięciu 110 kV lub wyższym, za której ruch sieciowy odpowiada OSDp; (3) odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci przesyłowej. 6. OSP wydaje OSDp polecenie wprowadzenia wyłączeń awaryjnych bilansowych z wyprzedzeniem co najmniej 4 godzin. W przypadkach spowodowanych nagłymi, awaryjnymi wyłączeniami MWE ujętych w TCM - wykaz SGU, czas ten może ulec skróceniu do 2 godzin. 7. Polecenie wprowadzenia wyłączeń awaryjnych bilansowych wydaje OSP wskazując dany stopień B lub ich grupę dla całego KSE oraz czas obowiązywania. 8. Wyłączenia awaryjne bilansowe powinny być wprowadzane rotacyjnie (rotacja oznacza zastąpienie danego stopnia B innym stopniem B lub grupy stopni B inną grupą stopni B), przy czym wyłączenie awaryjne bilansowe w danym stopniu B powinno trwać nie dłużej niż 4 godziny. 9. W przypadku zastosowania rotacji wyłączeń awaryjnych bilansowych, należy prowadzić załączenia i wyłączenia odbiorców w taki sposób, aby zminimalizować efekt skokowych zmian obciążenia. 10. Załączenia odbiorców wyłączonych w trybie awaryjnym bilansowym są realizowane bez zgody OSP, zgodnie z wydanym poleceniem, o którym mowa w pkt 7. 11.7.5. Tryb automatyczny 1. Wyłączenia odbiorców w trybie automatycznym realizowane są przez układy SCO, w przypadku obniżenia się częstotliwości do nastawionej na tych układach wartości kryterialnej. 2. Układ SCO instaluje OSD oraz odbiorca zobowiązany do instalacji takiego układu przepisami rozporządzenia systemowego. 3. Odbiorca przyłączony do sieci SN podlega stosowaniu układu SCO tego OSD, do którego sieci jest przyłączony, zgodnie z postanowieniami umowy zawartej pomiędzy tym odbiorcą a OSD. 4. OSD połączony z siecią SN i nN innego OSD może podlegać stosowaniu układu SCO zainstalowanego przez tego OSD, zgodnie z postanowieniami umowy zawartej pomiędzy tym odbiorcą a OSD. 5. Czas zadziałania układu SCO powinien być nie dłuższy niż 150 ms z zastrzeżeniem, że w przypadku układu SCO, do którego nie mają zastosowania wymagania NC DC, zainstalowanego przed datą stosowania art. 15 ust. 5 - 8 NC ER (tj. datą 18 grudnia 2022 r.), w sieci OSD lub w INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 190 z 255 28 lipca 2025 r. instalacji odbiorcy przyłączonego do sieci o napięciu 110 kV lub wyższym, czas zadziałania układu SCO powinien być nie dłuższy niż 300 ms. 6. Przekaźnik SCO, stosowany w układach SCO, powinien: (1) umożliwiać nastawienie wartości częstotliwości w zakresie od 47,00 do 50,00 Hz ze zmianą skokową co 0,05 Hz; (2) umożliwiać nastawienie zwłoki czasowej w zakresie od 0,05 do 1 s ze zmianą skokową co 0,05 s, jeżeli zastosowanie zwłoki czasowej jest konieczne do prawidłowego działania tego przekaźnika; (3) zapewniać dotrzymanie czasu własnego przekaźnika na poziomie nie większym niż 100 ms; (4) zapewniać poprawną pracę w zakresie od 0,5 do 1,1 Un; (5) zapewniać dokładność pomiaru częstotliwości nie mniejszą niż 10 mHz; (6) zapewniać identyfikację kierunku przepływu mocy czynnej i mieć możliwość nastawiania lub blokowania jego zadziałania w zależności od nastawionego kierunku przepływu mocy czynnej w miejscu instalacji wyłącznika; (7) zapewniać możliwość zastosowania blokady napięciowej przy obniżonej amplitudzie napięcia poniżej wartości zadanej, przy czym aktywacja zdolności następuje w uzgodnionych z OSP przypadkach. 7. Testy układu SCO przeprowadzane są przez jego właściciela co najmniej raz na pięć lat lub w terminie jednego roku od modernizacji tego układu, uwzględniając wymagania techniczne określone w pkt 5. i 6. oraz zgodnie z postanowieniami TCM - plan testów. 8. OSP, w terminie do dnia 31 marca każdego roku, przekazuje wartości mocy czynnej wyłączanej przez układy SCO: (1) odbiorcom przyłączonym do sieci przesyłowej; (2) OSDp, w podziale dla każdego obszaru sieci dystrybucyjnej, o którym mowa w pkt 1.4.1. 10. Wartości mocy czynnej wyłączanej przez układy SCO są wyznaczane zgodnie z załącznikiem do NC ER, dla poszczególnych stopni SCO (poziomów obowiązkowego odłączenia odbioru przy niskiej częstotliwości w rozumieniu NC ER) w odniesieniu do zapotrzebowania netto KSE. Przez zapotrzebowanie netto KSE rozumie się sumę generacji mocy czynnej MWE na obszarze działania OSP (w tym generację mocy czynnej autoproducentów), powiększoną o wartość importu oraz pomniejszoną o wartość eksportu, mocy pobieranej przez MEE i mocy pobieranej przez MWE elektrowni szczytowo - pompowych, przy czym wielkość ta nie obejmuje mocy potrzeb własnych MWE oraz potrzeb ogólnych elektrowni. 9. OSDp, na podstawie danych przekazanych przez OSP, o których mowa w pkt 8., wyznacza wartości mocy czynnej wyłączanej przez układy SCO na swoim obszarze działania, uwzględniając: (1) odbiorców, o których mowa w pkt 2. przyłączonych do sieci tego OSDp; (2) OSDn przyłączonych do sieci tego OSDp. 10. OSD i odbiorca, o którym mowa w pkt 2., przekazuje do operatora systemu, do którego sieci jest przyłączony, informacje o zainstalowanym układzie SCO i wielkościach mocy czynnej wyłączanej przez ten układ. 11. OSD powinien zapewniać możliwość wyłączania przez układy SCO zainstalowane w jego sieci, uwzględniając odbiorców, o których mowa w pkt 3., przyłączonych do sieci tego OSD, INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 191 z 255 28 lipca 2025 r. 45% zapotrzebowania netto OSD, w każdej chwili czasu, zgodnie z zasadą możliwie równomiernego rozkładu mocy wyłączanej w obszarze jego sieci. Przez zapotrzebowanie netto OSD rozumie się sumę generacji mocy czynnej MWE na obszarze działania tego OSD (w tym generację mocy czynnej autoproducentów), powiększoną o saldo wymiany mocy czynnej z OSP, uwzględniającą saldo wymiany mocy czynnej z innymi OSD oraz pomniejszoną o wartość mocy pobieranej przez MEE i mocy pobieranej przez MWE elektrowni szczytowo - pompowych, przy czym wielkość ta nie obejmuje mocy potrzeb własnych MWE oraz potrzeb ogólnych elektrowni. 12. Odbiorca, o którym mowa w pkt 2. powinien zapewnić możliwość wyłączania przez układy SCO zainstalowane w jego instalacji odbiorczej, 45% mocy czynnej pobieranej z tej sieci, w każdej chwili czasu. 13. Postanowień pkt 12. nie stosuje się w odniesieniu do odbiorcy posiadającego MWE, którego produkcja pokrywa co najmniej 50% jego zapotrzebowania na energię elektryczną w roku poprzedzającym obowiązek określony w pkt 14. W tym przypadku wartości mocy czynnej wyłączanej przez układ SCO, odpowiednio odbiorca albo OSDp, do którego sieci przyłączony jest taki odbiorca, zobowiązany jest uzgodnić z OSP indywidualnie, biorąc pod uwagę ograniczenia techniczne odbiorcy oraz zastosowane technologie urządzeń, instalacji i sieci. W przypadku nieuzgodnienia z OSP wartości mocy czynnej wyłączanej przez układ SCO, odpowiednio odbiorca albo OSDp, do którego sieci przyłączony jest taki odbiorca, zobowiązany jest do przedłożenia OSP opinii niezależnej firmy eksperckiej, w której zostaną określone, w przypadku takiego odbiorcy, rekomendowane wartości mocy czynnej wyłączanej przez układ SCO. 14. OSDn i odbiorcy, o których mowa w pkt 2., z wyłączeniem odbiorców końcowych przyłączonych do sieci przesyłowej, do dnia 15 września każdego roku realizują obowiązki, o których mowa w pkt 9. - 13. oraz informują OSDp o wdrożeniu nastaw i wartości mocy czynnej wyłączanej przez układy SCO. OSDp i odbiorcy końcowi przyłączeni do sieci przesyłowej do dnia 30 września każdego roku realizują obowiązki, o których mowa w pkt 9. - 13. oraz informują OSP o wdrożeniu nastaw i wartości mocy czynnej wyłączanej przez układy SCO. 15. Na podstawie informacji przekazanych zgodnie z pkt 14., OSP w stosunku do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej oraz OSD w stosunku do odbiorców przyłączonych do jego sieci, opracowują plany wyłączeń wskutek zastosowania układu SCO, uwzględniając parametry określone w załączniku do NC ER. Operatorzy systemu przekazują zatwierdzone plany wyłączeń wskutek zastosowania układu SCO, OSD przyłączonym do ich sieci i odbiorcom przyłączonym do ich sieci ujętym w tych planach. 16. Przy stosowaniu układów SCO należy stosować zasadę, o której mowa w art. 15 ust. 7 lit. b NC ER, tj. minimalizowania odłączania MWE, w szczególności tych, które zapewniają inercję. 17. Załączenie odbiorcy wyłączonego wskutek zadziałania układu SCO odbywa się wyłącznie na polecenie OSP. 18. OSP w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej oraz OSD w odniesieniu do odbiorców przyłączonych do jego sieci może dokonać kontroli spełnienia wymagań dotyczących układów SCO, a w przypadku zadziałania układu SCO, ustala przyczynę i zakres zadziałania tego układu. 19. OSP może zwolnić z obowiązku instalowania i stosowania układu SCO odbiorcę przyłączonego do sieci o napięciu 220 kV lub wyższym, o którym mowa w § 43 ust. 10 rozporządzenia systemowego, na wniosek tego odbiorcy, pod warunkiem uzgodnienia przez OSP i odbiorcę planu działania na wypadek wystąpienia stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy systemu. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 192 z 255 28 lipca 2025 r. 20. Wniosek o, którym mowa w pkt 19., podpisany zgodnie z zasadami reprezentacji, odbiorca składa do OSP w formie pisemnej na adres: PSE S.A. Departament Zarządzania Systemem ul. Warszawska 165; 05-520 Konstancin - Jeziorna 21. OSP, opiniując wniosek otrzymany od odbiorcy, bierze pod uwagę załączony przez odbiorcę plan działania na wypadek wystąpienia stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy uwzględniający zainstalowane u odbiorcy MWE lub MEE, zdolność pracy urządzeń w zakresie częstotliwości od 47,5 do 49,0 Hz, ograniczenia techniczne, zasilanie awaryjne i zastosowane technologie urządzeń, instalacji lub sieci. W przypadku gdy przedstawione przez odbiorcę uzasadnienie zwolnienia z obowiązku instalowania i stosowania układu SCO, OSP uzna za niewystarczające lub zgłosi zastrzeżenia, wówczas OSP wzywa odbiorcę do przedłożenia opinii niezależnej firmy eksperckiej, która dokona oceny zasadności zwolnienia odbiorcy z obowiązku instalowania i stosowania układu SCO. 22. OSD przekazuje OSP informację o odbiorcach zwolnionych z obowiązku instalowania i stosowania układu SCO, w przypadku zwolnienia odbiorców, o których mowa w § 43 ust. 10 rozporządzenia systemowego, wraz z informacją o uzgodnieniu przez strony planu działania na wypadek wystąpienia stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy systemu. 11.8. Monitorowanie pracy systemu 1. OSP monitoruje i określa stan KSE, przygotowuje, uruchamia i koordynuje działania zaradcze zgodnie z zasadami i kryteriami określonymi w SO GL, wdraża i utrzymuje w sprawności środki wskazane w planie obrony systemu i planie odbudowy zgodnie z NC ER oraz realizuje działania wskazane w przepisach krajowych. 2. Służby dyspozytorskie operatorów systemu oraz służby ruchowe wytwórców, MEE i odbiorców końcowych przyłączonych do sieci zamkniętej, zgodnie z zakresem zadań określonym w pkt 13.2., w sposób ciągły monitorują pracę KSE wykorzystując systemy SCADA. Zakres zbieranych w sposób ciągły danych i sygnalizacji z sieci zamkniętej jest określony w TCM - zakres wymiany danych. 3. Operatorzy systemu są obowiązani do zapewnienia ciągłej pracy i niezbędnej niezawodności systemów SCADA w obszarze sieci zamkniętej. 4. OSP we współpracy z OSD stosują, jeżeli to możliwe i celowe: (1) ograniczenia w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej, zgodnie z zasadami określonymi w pkt 11.7.2. i 11.7.3.; (2) przerwy w dostarczaniu i poborze energii elektrycznej w trybie awaryjnym i automatycznym, zgodnie z zasadami określonymi w pkt 11.7.4. i 11.7.5. 5. W przypadku wystąpienia zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, podział kompetencji służb dyspozytorskich określony w pkt 11.2. pozostaje bez zmian, chyba, że plan obrony systemu albo plan odbudowy stanowi inaczej. 6. Podmioty wskazane w planie odbudowy organizują i utrzymują system łączności głosowej niezbędny do likwidacji zagrożenia bezpieczeństwa dostaw energii elektrycznej, stanu zagrożenia, stanu zaniku zasilania lub stanu odbudowy zgodnie z wymogami określonymi w art. 41 NC ER. System łączności głosowej powinien ponadto pozwalać na rejestrację prowadzonej wymiany informacji. 7. Podmioty wskazane w planie obrony systemu i planie odbudowy, zgodnie z art. 58 ust. 4 lit. k SO GL, powinny uczestniczyć w szkoleniach służb dyspozytorskich i ruchowych organizowanych INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 193 z 255 28 lipca 2025 r. przez OSP, w szczególności w zakresie komponentów wskazanych w art. 58 ust. 4 SO GL, w tym wynikających z planu obrony systemu i planu odbudowy. 8. Podmioty będące właścicielami MWE wskazanych w TCM - Wykaz SGU są zobowiązane do przeprowadzania szkoleń obsługi z zakresu wykorzystania planu działań, o którym mowa w § 42 ust. 8 rozporządzenia systemowego. 9. W przypadku wystąpienia w KSE incydentu klasyfikowanego jako incydent o kategorii bezpieczeństwa klasy 2 lub 3, według skali klasyfikacji incydentów przyjętej zgodnie z art. 8 ust. 3 lit. a rozporządzenia (WE) nr 714/2009 i wskazanej w art. 15 SO GL, powoływana jest komisja, która ustala przebieg incydentu i przyczyny jego powstania, a także proponuje działania zapobiegające powstaniu podobnego incydentu w przyszłości. W pracach komisji mają obowiązek brać udział przedstawiciele podmiotów wskazanych w planie obrony systemu i planie odbudowy, których dotyczy incydent oraz, jeżeli OSP uzna za uzasadnione, przedstawiciele innych podmiotów objętych zakresem podmiotowym IRiESP. OSP powiadamia Prezesa URE o powołaniu komisji przed rozpoczęciem jej prac. 10. W przypadku wystąpienia incydentu w sieci przesyłowej, komisję o której mowa w pkt 9. powołuje OSP, a w przypadku incydentu w sieci OSD, komisję powołuje OSP we współpracy z właściwym OSD. 11. W przypadku zakłócenia nie klasyfikowanego jako incydent o kategorii bezpieczeństwa klasy 2 lub 3, według skali klasyfikacji incydentów przyjętej zgodnie z art. 8 ust. 3 lit. a rozporządzenia (WE) nr 714/2009 i wskazanej w art. 15 SOGL, jeżeli w ocenie OSP albo właściwego OSD zakłócenie miało znaczący wpływ na bezpieczeństwo pracy KSE albo pracy systemu dystrybucyjnego tego OSD, OSP albo odpowiednio właściwy OSD ma obowiązek powołać komisję, która ustala przebieg zakłócenia i przyczyny jego powstania, a także proponuje działania zapobiegające powstaniu podobnego zakłócenia w przyszłości. W pracach komisji mają obowiązek brać udział przedstawiciele podmiotów, których zakłócenie dotyczy. W przypadku komisji powoływanej przez OSD, OSP powinien być poinformowany o powołaniu tej komisji i przedstawiciel OSP ma prawo brać udział w pracach tej komisji. O powołaniu komisji w tym trybie, przed rozpoczęciem jej prac, należy powiadomić Prezesa URE. 12. OSP i OSD przekazują sobie wzajemnie wnioski i zalecenia wynikające z protokołów prac komisji, o których mowa pkt 9. i 11. dotyczących badania incydentu lub zakłócenia w sieci zamkniętej. 13. OSP może wydać polecenie zabezpieczenia przed utratą danych będących w posiadaniu podmiotu, którego dotyczy incydent lub zakłócenie, w tym danych pomiarowych dotyczących pracy MWE, dla potrzeb prac komisji wymienionej w pkt 9. i 11. 14. Dane, o których mowa w pkt 13. ustalane są indywidualnie dla każdego podmiotu, którego dotyczy incydent lub zakłócenie z uwzględnieniem jego warunków pracy w rozpatrywanym okresie i w przypadku MWE dane te obejmują w szczególności: (1) moc czynną i bierną mierzoną na zaciskach generatora; (2) napięcie na zaciskach generatora; (3) napięcie na rozdzielni potrzeb własnych MWE i potrzeb ogólnych elektrowni; (4) działanie głównych układów zabezpieczeń technologicznych MWE; (5) działanie zainstalowanej w torze wyprowadzenia mocy automatyki EAZ; (6) tryb pracy regulatorów turbin lub regulatorów mocy i częstotliwości; (7) inne wielkości charakteryzujące przebieg procesu technologicznego produkcji energii. 15. W celu realizacji planu działań, o którym mowa w § 42 ust. 8 rozporządzenia systemowego, dopuszcza się prewencyjne przejście MWE do pracy na potrzeby własne, poprzez wykorzystanie dodatkowych zabezpieczeń podnapięciowych i podczęstotliwościowych, przy czym nastawy INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 194 z 255 28 lipca 2025 r. parametrów krytycznych (poziom napięcia, poziom częstotliwości, zwłoki czasowe) powinny być uzgodnione z właściwym operatorem systemu, zgodnie z trybem opisanym w pkt 16. 16. Nastawy dodatkowych zabezpieczeń podnapięciowych i podczęstotliwościowych, o których mowa w pkt 15., wytwórca jest obowiązany uzgodnić z: (1) OSP - w przypadku MWE przyłączonych do sieci przesyłowej oraz pozostałych JWCD; (2) OSD - w przypadku MWE przyłączonych do koordynowanej sieci 110 kV, nieobjętych postanowieniami pkt (1), przy czym OSD zobowiązany jest do dokonania odpowiednich uzgodnień z OSP; (3) OSD - w przypadku pozostałych MWE przyłączonych do sieci dystrybucyjnej, przy czym wytwórca, posiadający uzgodnione z OSP instrukcje lub procedury dotyczące udziału w realizacji planu odbudowy, zobowiązany jest do przeprowadzenia uzgodnień zapisów tego planu i nastaw zabezpieczeń z OSP za pośrednictwem OSD. INSTRUKCJA RUCHU I EKSPLOATACJI SIECI PRZESYŁOWEJ obowiązuje od dnia strona 195 z 255 28 lipca 2025 r.