Приказ Минэнерго РФ от 14.04.2022 N 325

Зарегистрировано в Минюсте России 2 июня 2022 г. N 68710

МИНИСТЕРСТВО ЭНЕРГЕТИКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПРИКАЗ
от 14 апреля 2022 г. N 325

О ВНЕСЕНИИ ИЗМЕНЕНИЙ В ПРИКАЗЫ МИНЭНЕРГО РОССИИ ОТ 23 ИЮЛЯ 2012 Г. N 340 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПЕРЕЧНЯ ПРЕДОСТАВЛЯЕМОЙ СУБЪЕКТАМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ИНФОРМАЦИИ, ФОРМ И ПОРЯДКА ЕЕ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ" И ОТ 13 ФЕВРАЛЯ 2019 Г. N 102 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ"

В соответствии с подпунктом 4.2.14 пункта 4 Положения о Министерстве энергетики Российской Федерации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 мая 2008 г. N 400 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2008, N 22, ст. 2577), абзацем седьмым подпункта "б" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483) приказываю:

1. Утвердить изменения, которые вносятся в приказ Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340 "Об утверждении перечня предоставляемой субъектами электроэнергетики информации, форм и порядка ее предоставления" (зарегистрирован Минюстом России 6 сентября 2012 г., регистрационный N 25386) <1>, согласно приложению N 1 к настоящему приказу.

<1> С изменениями, внесенными приказами Минэнерго России от 15 июня 2016 г. N 534 (зарегистрирован Минюстом России 30 августа 2016 г., регистрационный N 43493), от 26 декабря 2016 г. N 1404 (зарегистрирован Минюстом России 10 апреля 2017 г., регистрационный N 46311), от 20 декабря 2017 г. N 1194 (зарегистрирован Минюстом России 13 февраля 2018 г., регистрационный N 50023), от 8 февраля 2019 г. N 80 (зарегистрирован Минюстом России 6 марта 2019 г., регистрационный N 53968), от 16 августа 2019 г. N 865 (зарегистрирован Минюстом России 8 ноября 2019 г., регистрационный N 56457), от 29 декабря 2020 г. N 1206 (зарегистрирован Минюстом России 29 января 2021 г., регистрационный N 62280).

2. Утвердить изменения, которые вносятся в приказ Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 102 "Об утверждении Правил предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике" (зарегистрирован Минюстом России 3 июня 2019 г., регистрационный N 54824), согласно приложению N 2 к настоящему приказу.

Министр
Н.Г. ШУЛЬГИНОВ

Приложение N 1
к приказу Минэнерго России
от 14.04.2022 г. N 325

ИЗМЕНЕНИЯ, КОТОРЫЕ ВНОСЯТСЯ В ПРИКАЗ МИНЭНЕРГО РОССИИ ОТ 23 ИЮЛЯ 2012 Г. N 340 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПЕРЕЧНЯ ПРЕДОСТАВЛЯЕМОЙ СУБЪЕКТАМИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ИНФОРМАЦИИ, ФОРМ И ПОРЯДКА ЕЕ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ" <2>

<2> Зарегистрирован Минюстом России 6 сентября 2012 г., регистрационный N 25386, с изменениями, внесенными приказами Минэнерго России от 15 июня 2016 г. N 534 (зарегистрирован Минюстом России 30 августа 2016 г., регистрационный N 43493), от 26 декабря 2016 г. N 1404 (зарегистрирован Минюстом России 10 апреля 2017 г., регистрационный N 46311), от 20 декабря 2017 г. N 1194 (зарегистрирован Минюстом России 13 февраля 2018 г., регистрационный N 50023), от 8 февраля 2019 г. N 80 (зарегистрирован Минюстом России 6 марта 2019 г., регистрационный N 53968, от 16 августа 2019 г. N 865 (зарегистрирован Минюстом России 8 ноября 2019 г., регистрационный N 56457), от 29 декабря 2020 г. N 1206 (зарегистрирован Минюстом России 29 января 2021 г., регистрационный N 62280).

1. Абзац четвертый пункта 1 изложить в следующей редакции:

"формы предоставления информации субъектами электроэнергетики согласно приложениям N 3 - 94.".

2. В приложении N 1:

а) подпункты 1.1, 1.2 и 1.4 пункта 1 признать утратившими силу;

б) подпункты 1.8.1 - 1.8.6 пункта 1 изложить в следующей редакции:

"1.8.1. Авария на объекте электроэнергетики, приведшая к гибели людей.

1.8.2. Аварийное отключение или повреждение оборудования электростанций или электрических сетей, вызвавшее прекращение электроснабжения:

в городах федерального значения, а также в городах численностью населения 1 млн человек и более независимо от продолжительности прекращения электроснабжения и численности пострадавшего населения;

потребителей суммарной фактической мощностью 10 МВт и более независимо от продолжительности прекращения электроснабжения, в том числе действием противоаварийной или режимной автоматики;

населения суммарной численностью 20 тыс. человек и более независимо от продолжительности прекращения электроснабжения;

объектов, используемых для организации доврачебной помощи, скорой и неотложной амбулаторно-поликлинической, стационарной медицинской помощи, объектов коммунальной инфраструктуры, относящихся к системам жизнеобеспечения, в том числе объектов водо-, тепло-, газо- и энергоснабжения, водоотведения, очистки сточных вод, обработки, утилизации, обезвреживания и захоронения твердых коммунальных отходов, продолжительностью 30 минут и более;

потребителей (в том числе в отношении отдельных используемых ими объектов), ограничение режима потребления электрической энергии которых может привести к экономическим, экологическим, социальным последствиям, относящихся к категориям, указанным в приложении к Правилам полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. N 442 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 23, ст. 3008; 2019, N 10, ст. 987) (далее - Правила полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии), продолжительностью 30 минут и более;

потребителей, находящихся в зоне чрезвычайной ситуации, независимо от численности пострадавшего населения, независимо от суммарной мощности отключенных энергопринимающих устройств потребителей и независимо от продолжительности прекращения электроснабжения;

потребителей продолжительностью 24 часа и более независимо от численности пострадавшего населения.

1.8.3. Массовые отключения объектов электросетевого хозяйства на территории одного субъекта Российской Федерации, вызванные неблагоприятными, опасными метеорологическими (природными) явлениями или явлениями техногенного характера, приведшие:

к отключениям линий электропередачи напряжением 6 - 35 кВ в количестве 10 штук и более, произошедшим в течение 8 часов при одновременном нахождении в отключенном состоянии 10 и более линий электропередачи в течение 30 мин и более;

к отключениям линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше в количестве 5 штук и более, произошедшим в течение 6 часов при одновременном нахождении в отключенном состоянии 5 и более линий электропередачи в течение 30 мин и более.

1.8.4. Объявление режима с высокими рисками нарушения электроснабжения или применение графиков временного отключения потребления на величину 20 МВт и более:

в городах численностью населения 1 млн человек и более;

в субъекте Российской Федерации.

1.8.5. Аварийное отключение или повреждение оборудования тепловых электростанций или электрических сетей в отопительный сезон, приводящее:

к снижению температуры теплоносителя в тепловых сетях более чем на 25 % от значений температурных графиков, утвержденных схемами теплоснабжения, в городах федерального значения и в поселениях, городских округах с численностью населения 500 тыс. человек и более независимо от продолжительности прекращения электроснабжения и численности пострадавшего населения;

к снижению температуры теплоносителя в тепловых сетях более чем на 25% от значений температурных графиков, утвержденных схемами теплоснабжения, при суммарной численности пострадавшего населения 10 тыс. человек и более на территории субъекта Российской Федерации независимо от продолжительности при отрицательных среднесуточных температурах наружного воздуха;

к прекращению теплоснабжения населения в городах федерального значения, а также городах с численностью населения 1 млн человек и более независимо от продолжительности прекращения электроснабжения и численности пострадавшего населения;

к снижению отпуска тепловой энергии на 50% и более населению суммарной численностью 5 тыс. человек и более:

на 12 часов и более при отрицательных среднесуточных температурах наружного воздуха;

на 24 часа и более при положительных среднесуточных температурах наружного воздуха;

к прекращению теплоснабжения населения суммарной численностью 5 тыс. человек и более:

на 4 часа и более при отрицательных среднесуточных температурах наружного воздуха;

на 12 часов и более при положительных среднесуточных температурах наружного воздуха.

1.8.6. Обрушение (повреждение) несущих элементов технологических зданий, сооружений объекта электроэнергетики, а также иных зданий и сооружений, не относящихся к технологическим зданиям и сооружениям объекта электроэнергетики, приводящее к отключению оборудования, угрозе отключения или невозможности его включения в работу из резерва, после ремонта, консервации.";

в) подпункты 1.10 - 1.10.6 пункта 1 изложить в следующей редакции:

"1.10. Оперативная информация о прекращении электроснабжения потребителей, нарушении функционирования и изменении режима работы объекта электроэнергетики.

1.10.1. Прекращение электроснабжения промышленных объектов, на которых используют, производят, перерабатывают, хранят или транспортируют радиоактивные вещества, пожаро- и взрывоопасные вещества, опасные химические вещества, опасные биологические вещества, создающее реальную угрозу возникновения чрезвычайной ситуации.

1.10.2. Полный сброс электрической или тепловой нагрузки, в том числе невозможность обеспечения собственных нужд, электростанцией (включая атомные электростанции) установленной мощностью 25 МВт и более.

1.10.3. Внеплановое ограничение выдачи мощности электростанцией на величину 100 МВт и более, в том числе из-за аварийного отключения линий электропередачи или оборудования электрических сетей.

1.10.4. Аварийное отключение или повреждение:

электротехнического оборудования электростанции напряжением 220 кВ и выше;

кабельных линий электропередачи (кабельных участков кабельно-воздушных линий электропередачи) напряжением 110 кВ и выше, оборудования электрических сетей, воздушных линий электропередачи, оборудования подстанций напряжением 220 кВ и выше;

линий электропередачи и (или) оборудования подстанций 110 кВ и выше, обеспечивающих межгосударственную передачу электрической энергии (мощности).

1.10.5. Повреждение энергетического котла паропроизводительностью 100 тонн в час и более или водогрейного котла производительностью 50 гигакалорий в час и более с разрушением, изменением формы или геометрических размеров котла или смещением блоков (элементов) котла или металлического каркаса.

1.10.6. Повреждение:

турбины номинальной мощностью 10 МВт и более с разрушением проточной части турбины, изменением формы и геометрических размеров или смещением корпуса турбины на фундаменте;

генератора установленной мощностью 10 МВт и более с разрушением его статора, ротора, изоляции обмоток статора, изоляции обмоток ротора;

силового трансформатора (автотрансформатора) мощностью 10 MBA и более с разрушением, изменением формы и геометрических размеров или смещением его корпуса.";

г) подпункт 1.11 пункта 1 изложить в следующей редакции:

"1.11. Оперативная информация о падении, повреждении опор (линейных порталов) воздушных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше, аварийное отключение воздушной линии электропередачи напряжением 220 кВ и выше, межгосударственной воздушной линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше, повреждение кабельной линии электропередачи (кабельного участка кабельно-воздушной линии электропередачи) напряжением 110 кВ и выше.";

д) подпункт 1.12 пункта 1 признать утратившим силу;

е) подпункт 1.14.1 пункта 1 изложить в следующей редакции:

"1.14.1. Пожар (загорание), в том числе на объекте электроэнергетики и (или) в охранной зоне, приведший к аварийному отключению и (или) повреждению, угрозе аварийного отключения и (или) повреждения электротехнического оборудования электростанции, оборудования электрических сетей, подстанций и линий электропередачи напряжением 6 кВ и выше.";

ж) пункт 1 дополнить подпунктом 1.14.4 следующего содержания:

"1.14.4. Затопление (подтопление), приведшее к аварийному отключению и (или) повреждению, угрозе аварийного отключения и (или) повреждения электротехнического оборудования электростанции, оборудования электрических сетей, подстанций и линий электропередачи напряжением 6 кВ и выше.";

з) подпункт 1.18 пункта 1 изложить в следующей редакции:

"1.18. Сведения о длительно (более 45 суток) выведенных из работы из-за неисправности средств диспетчерского технологического управления, относящихся к объектам диспетчеризации, обеспечивающих функционирование локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости, централизованных систем противоаварийной и режимной автоматики и устройств релейной защиты, сетевой, противоаварийной или режимной автоматики, отнесенных к объектам диспетчеризации.";

и) подпункт 1.19 пункта 1 изложить в следующей редакции:

"1.19. Сведения о невыполнении субъектами электроэнергетики заданий субъекта оперативно-диспетчерского управления по настройке параметров работы устройств релейной защиты, сетевой, противоаварийной или режимной автоматики, по настройке срабатывания и объемам подключения потребителей к автоматике частотной разгрузки.";

к) подпункт 1.22 пункта 1 изложить в следующей редакции:

"1.22. Сведения о наличии у субъектов электроэнергетики графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности):

сведения о наличии у субъектов электроэнергетики, являющихся первичными получателями команд об аварийных ограничениях, разработанных и утвержденных в установленном Правилами полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии порядке графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии, графиков аварийного ограничения режима потребления электрической мощности или графиков временного отключения потребления;

сведения о наличии у субъектов электроэнергетики, являющихся вторичными получателями команд об аварийных ограничениях, разработанных и утвержденных в установленном Правилами полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии порядке графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии, графиков аварийного ограничения режима потребления электрической мощности или графиков временного отключения потребления.";

л) подпункт 1.23 пункта 1 изложить в следующей редакции:

"1.23. Сведения о длительном (более 45 суток) аварийном ремонте основного технологического оборудования, приводящем к снижению рабочей мощности объекта электроэнергетики на величину 50 МВт и более, или длительном (более 45 суток) аварийном ремонте основного технологического оборудования, отнесенного к объектам диспетчеризации.";

м) пункт 1 дополнить подпунктом 1.27 следующего содержания:

"1.27. Сведения об использовании субъектами электроэнергетики автоматизированной системы мониторинга и анализа функционирования устройств релейной защиты и автоматики, для которых расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования либо их согласование осуществляются диспетчерскими центрами.";

н) пункт 2 дополнить подпунктами 2.12 и 2.13 в следующей редакции:

"2.12. Сведения о критичности тепловых электрических станций и уровне надежности систем топливоснабжения.

2.13. Сведения о минимально допустимой активной мощности тепловых электростанций и количестве снижений запасов топлива ниже установленных нормативов.";

о) наименование пункта 7 изложить в следующей редакции:

"7. Мониторинг риска нарушения работы субъектов электроэнергетики.";

п) подпункты 7.1 - 7.2, 7.6 - 7.10, 7.16 - 7.20 и 7.22 - 7.32 пункта 7 признать утратившими силу;

р) подпункт 7.34 пункта 7 изложить в следующей редакции:

"7.34. Сведения о длительно (более 45 суток) выведенных из работы из-за неисправности средств диспетчерского и технологического управления, относящихся к объектам диспетчеризации и обеспечивающих функционирование централизованных систем противоаварийной и режимной автоматики, и программно-аппаратных комплексов централизованных (центральной координирующей) систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности.";

с) в подпункте 7.35 пункта 7 слова "операторов связи" заменить словами "сетей связи";

т) пункт 7 дополнить подпунктами 7.40 - 7.44 в следующей редакции:

"7.40. Сведения о плановых объемах среднемесячной располагаемой мощности тепловых и атомных электрических станций.

7.41. Сводная аналитическая информация об изменении индексов готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон и специализированных индикаторов, используемых при оценке готовности к работе в отопительный сезон (далее - специализированные индикаторы).

7.42. Результаты предварительного расчета специализированных индикаторов.

7.43. Результаты предварительного расчета индексов готовности к работе в отопительный сезон (далее - индексы готовности) объектов, в отношении которых проводятся определение и оценка показателей, условий готовности к работе в отопительный сезон.

7.44. Результаты предварительного расчета индексов готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон.";

у) пункт 8 дополнить подпунктами 8.3 - 8.5 следующего содержания:

"8.3. Результаты предварительного расчета индексов технического состояния единиц оборудования (групп оборудования) или объектов электроэнергетики и динамика их изменения.

8.4. Информация о результатах мониторинга планирования и выполнения ремонтов линий электропередачи и основного оборудования, выполнения технического перевооружения и ремонтов объектов электроэнергетики.

8.5. Информация о результатах спутникового мониторинга технического состояния воздушных линий электропередачи в отношении относящихся к объектам диспетчеризации:

воздушных линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше с количеством аварийных отключений 3 и более за 3 месяца, предшествующих отчетному кварталу;

воздушных линий электропередачи классом напряжения 220 кВ и выше, годовой график капитального ремонта которых предусматривает работы по вырубке деревьев или расширению просек площадью 30 гектар и более.";

ф) подпункт 9.1 пункта 9 изложить в следующей редакции:

"9.1. Годовой план ремонта объектов электроэнергетики."; х) подпункт 9.3 пункта 9 признать утратившим силу.

3. В приложении N 2:

а) в пункте 1:

абзац второй изложить в следующей редакции:

"по пункту 1.27, разделам 2 (кроме пунктов 2.1 - 2.10, 2.12 - 2.13) и 6, пункту 9.4 в Минэнерго России в электронном виде по адресу электронной почты Минэнерго России, указанному на официальном сайте Минэнерго России в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет", с использованием электронной подписи в соответствии с требованиями Федерального закона от 6 апреля 2011 г. N 63-ФЗ "Об электронной подписи" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 15, ст. 2036; 2021, N 27, ст. 5187), а также посредством почтового отправления по адресу Минэнерго России на электронном носителе с сопроводительным письмом;";

абзац четвертый изложить в следующей редакции:

"по разделу 1 (кроме пунктов 1.6, 1.15 - 1.27) в ФГБУ "САЦ Минэнерго России" посредством программно-аппаратного комплекса в предусмотренных настоящим порядком формах и форматах передачи данных или посредством иного программного обеспечения, используемого субъектом электроэнергетики, интегрированного с программно-аппаратным комплексом ФГБУ "САЦ Минэнерго России", при этом:";

абзацы седьмой - одиннадцатый признать утратившими силу;

дополнить абзацами следующего содержания:

"информация, полученная ФГБУ "САЦ Минэнерго России" по пунктам 1.8, 1.10, 1.11 не позднее 15 числа месяца, следующего за отчетным, передается ФГБУ "САЦ Минэнерго России" системному оператору с соблюдением требований к объему, периодичности и форме представления информации, установленных настоящим порядком для субъектов электроэнергетики.

Установить, что информация, обязанность представления которой по пунктам 1.6, 1.22, 1.27, 2.12, 8.1, 8.2, 9.1, 9.2, 9.4 и 9.5 возложена на субъектов электроэнергетики, представляется системному оператору посредством специализированного программно-аппаратного комплекса, используемого системным оператором для сбора и обработки такой информации, в предусмотренных настоящим порядком формах и форматах передачи данных.

В случае, если информация, предусмотренная пунктами 8.1 и 8.2, представляется системному оператору посредством автоматизированной передачи данных, формат такого информационного обмена должен соответствовать требованиям национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58651.1-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Основные положения", утвержденного и введенного в действие приказом Госстандарта от 12 ноября 2019 г. N 1103-ст (М., "Стандартинформ", 2019).

Установить, что:

информация, обязанность представления которой по пунктам 1.6, 1.15 - 1.27, 2.13, 6.2, 6.4, 7.33 - 7.40, 9.1, 9.2 и 9.4 возложена на субъектов оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, представляется такими субъектами системному оператору посредством специализированного программно-аппаратного комплекса, используемого системным оператором для сбора и обработки указанной информации, в предусмотренных настоящим порядком формах и форматах передачи данных;

информация, обязанность представления которой по пунктам 1.6, 1.15 - 1.27, 2.13, 6.2, 7.33 - 7.40, 7.42 - 7.44, 8.3, 9.1, 9.2 и 9.4 возложена на системного оператора, а также информация, полученная системным оператором в соответствии с абзацами тринадцатым и шестнадцатым настоящего пункта, представляется системным оператором в Минэнерго России в электронном виде посредством предоставления уполномоченным должностным лицам Минэнерго России доступа к соответствующим разделам специализированного программно-аппаратного комплекса, используемого системным оператором для сбора и обработки такой информации, с соблюдением требований к объему, периодичности и форме представления информации, установленных настоящим порядком;

информация по пункту 7.41 раздела 7 и пунктам 8.4, 8.5 раздела 8 представляется в Минэнерго России в электронном виде по адресу электронной почты, указанному на официальном сайте Минэнерго России в информационно-телекоммуникационной сети "Интернет".

Установить, что информация не представляется в части объектов по производству электрической энергии, функционирующих на основе использования энергии ветра и (или) солнца:

по пунктам 1.7 и 1.13 раздела 1;

по пунктам 2.1, 2.2, 2.5 и 2.10 раздела 2;

по пунктам 4.2 и 4.6 раздела 4.".

б) в пункте 2:

в разделе 1 таблицы:

строки 1.1, 1.2 и 1.4 признать утратившими силу;

в строке 1.6 в графе 6 цифру "25" заменить цифрой "15";

в строке 1.7 в графе 6 слова "на IV квартал текущего года; до 10 сентября текущего года;" заменить словами "на IV квартал текущего года; до 1 сентября текущего года;";

в строке 1.8 в графе 4 слова "- при получении ими информации, а также по пункту 1.8.4" заменить словами "- в пределах информации, полученной ими в соответствии с Порядком передачи оперативной информации об авариях в электроэнергетике, утвержденным приказом Минэнерго России от 2 марта 2010 г. N 91 <3> (далее - Порядок передачи оперативной информации об авариях в электроэнергетике), а также по пункту 1.8.4";

<3> Зарегистрирован Минюстом России 30 июня 2010 г., регистрационный N 17656, с изменениями, внесенными приказами Минэнерго России от 6 февраля 2017 г. N 74 (зарегистрирован Минюстом России 17 марта 2017 г., регистрационный N 46004), от 27 июля 2017 г. N 678 (зарегистрирован Минюстом России 8 ноября 2017 г., регистрационный N 48814).

в строках 1.10, 1.13 и 1.14 в графе 4 слова "- при получении ими информации" заменить словами "- в пределах информации, полученной ими в соответствии с Порядком передачи оперативной информации об авариях в электроэнергетике";

в строке 1.11 графу 2 изложить в следующей редакции:

"Оперативная информация о падении, повреждении опор (линейных порталов) воздушных линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше";

строку 1.12 признать утратившей силу;

в строке 1.18:

графу 2 изложить в следующей редакции:

"Сведения о длительно (более 45 суток) выведенных из работы из-за неисправности средств диспетчерского и технологического управления, относящихся к объектам диспетчеризации, обеспечивающих функционирование локальных автоматик предотвращения нарушения устойчивости, централизованных систем противоаварийной и режимной автоматики, и устройств релейной защиты, сетевой, противоаварийной или режимной автоматики, отнесенных к объектам диспетчеризации";

графу 6 изложить в следующей редакции:

"до 25 числа текущего месяца (по состоянию на 00 часов 00 минут 24 числа текущего месяца)";

в строке 1.19:

графу 2 изложить в следующей редакции:

"Сведения о невыполнении субъектами электроэнергетики заданий субъекта оперативно-диспетчерского управления по настройке параметров работы устройств релейной защиты, сетевой, противоаварийной или режимной автоматики, по настройке срабатывания и объемам подключения потребителей к автоматике частотной разгрузки";

графу 6 изложить в следующей редакции:

"до 10 числа месяца, следующего за отчетным периодом (в части настройки параметров работы устройств релейной защиты, сетевой, противоаварийной или режимной автоматики);

до 15 октября отчетного периода по состоянию на 1 октября отчетного периода (в части настройки срабатывания автоматики частотной разгрузки и объемов подключения потребителей к автоматике частотной разгрузки)";

строку 1.22 изложить с следующей редакции:

"

";

в строке 1.23:

графу 2 изложить в следующей редакции:

"Сведения о длительном (более 45 суток) аварийном ремонте основного технологического оборудования, приводящем к снижению рабочей мощности объекта электроэнергетики на величину 50 МВт и более, или длительном (более 45 суток) аварийном ремонте основного технологического оборудования, отнесенного к объектам диспетчеризации";

графу 6 изложить в следующей редакции:

"до 25 числа текущего месяца (по состоянию на 00 часов 00 минут 24 числа текущего месяца)";

дополнить строкой 1.27 следующего содержания:

"

;

дополнить строками 2.12 и 2.13 следующего содержания:

"

";

наименование раздела 7 таблицы изложить в следующей редакции:

"7. Мониторинг риска нарушения работы субъектов электроэнергетики.";

строки 7.1 - 7.2, 7.6 - 7.10, 7.16 - 7.20 и 7.22 - 7.32 признать утратившими силу;

в строке 7.34:

графу 2 изложить в следующей редакции:

"Сведения о длительно (более 45 суток) выведенных из работы из-за неисправности средств диспетчерского и технологического управления, относящихся к объектам диспетчеризации, обеспечивающих функционирование централизованных систем противоаварийной и режимной автоматики, и программно-аппаратных комплексов централизованных (центральной координирующей) систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности";

графу 6 изложить в следующей редакции:

"до 25 числа текущего месяца (по состоянию на 00 часов 00 минут 24 числа текущего месяца)";

в строке 7.35 в графе 2 слова "операторов связи" заменить словами "сетей связи";

дополнить строками 7.40 - 7.44 следующего содержания:

"

";

строки 8.1 - 8.5 изложить в следующей редакции:

"

";

строки 9.1 и 9.2 изложить в следующей редакции:

"

";

строку 9.3 признать утратившей силу;

строки 9.4 и 9.5 изложить в следующей редакции:

"

";

в) дополнить пунктом 3 следующего содержания:

"3. В пункте 2 настоящего порядка:

а) информация, указанная в строке 7.40 раздела 7 таблицы, представляется в отношении:

электрических станций, с использованием которых осуществляется участие в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке электрической энергии и мощности, с учетом величин базовых ограничений установленной мощности таких электрических станций, зарегистрированных системным оператором в отчетном месяце в порядке, установленном договором о присоединении к торговой системе оптового рынка;

электрических станций, с использованием которых осуществляется деятельность по производству электрической энергии (мощности) на розничных рынках электрической энергии, - в соответствии с величинами располагаемой мощности электрических станций, для которых объемы производства электрической энергии (мощности) отражаются отдельной строкой при формировании сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации в году, на который приходится отчетный месяц;

б) информация, указанная в строке 7.41 раздела 7 таблицы, должна включать в себя следующие сведения с детализацией по субъектам электроэнергетики и объектам, в отношении которых проводятся определение и оценка показателей, условий готовности к работе в отопительный сезон (далее - объекты оценки готовности), нарастающим итогом в течение года:

динамика изменения индексов готовности объектов оценки готовности, рассчитанных в соответствии с методикой проведения оценки готовности субъектов электроэнергетики к работе в отопительный сезон, утвержденной приказом Минэнерго России от 27 декабря 2017 г. N 1233 <4> (далее - методика оценки готовности);

<4> Зарегистрирован Минюстом России 13 февраля 2018 г., регистрационный N 50026, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 12 февраля 2020 г. N 87 (зарегистрирован Минюстом России 19 мая 2020 г., регистрационный N 58377).

динамика изменения индексов готовности субъектов электроэнергетики, рассчитанных в соответствии с методикой оценки готовности;

перечень не выполненных и выполненных частично показателей готовности;

динамика количества специализированных индикаторов, определяемых в соответствии с методикой оценки готовности, с распределением количества случаев достижения установленной величины специализированных индикаторов по группам условий готовности;

в) информация, указанная в строках 7.42, 7.43 и 7.44 раздела 7 таблицы, должна представляться с детализацией по объектам оценки готовности и субъектам электроэнергетики;

г) до 1 июля 2022 г. представление субъектами электроэнергетики, определенными строками 8.1 и 8.2 раздела 8 таблицы, информации о технических характеристиках и показателях работы генерирующего оборудования и объектов электросетевого хозяйства осуществляется в полном объеме.

Начиная с 1 июля 2022 г. информация в графах таблиц приложений N 73 и N 74 к настоящему приказу, обозначенных знаком <*>, субъектами электроэнергетики, определенными строками 8.1 и 8.2 раздела 8 таблицы, не представляется в случае, если ранее такая информация была представлена ими субъекту оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в электронном виде в формате, определенном национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 58651.1-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Основные положения", утвержденным и введенным в действие приказом Госстандарта от 12 ноября 2019 г. N 1103-ст (М., "Стандартинформ", 2019), в соответствии с Правилами предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 102 <5> (далее - Правила представления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления). Субъект оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике обеспечивает представление Минэнерго России или уполномоченному им лицу, определенному в соответствии с пунктом 1 настоящего порядка, указанной информации в соответствии с Правилами предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления, и соглашением об информационном взаимодействии между субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и Минэнерго России или уполномоченным им лицом;

<5> Зарегистрирован Минюстом России 3 июня 2019 г., регистрационный N 54824.

д) информация, указанная в строке 8.3 раздела 8 таблицы, должна включать в себя в том числе следующие сведения с детализацией по субъектам электроэнергетики и объектам электроэнергетики:

диспетчерское наименование объекта электроэнергетики (станционный номер);

значение индекса технического состояния, рассчитанного за последние 11 месяцев;

информация о выполнении ремонтов текущего года и дате последнего проведенного технического обслуживания.

Информация должна представляться по основному технологическому оборудованию объектов электроэнергетики, в отношении которого в соответствии с методикой оценки технического состояния основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей, утвержденной приказом Минэнерго России от 26 июля 2017 г. N 676 <6> (далее - методика оценки технического состояния), производится оценка технического состояния;

<6> Зарегистрирован Минюстом России 5 октября 2017 г., регистрационный N 48429, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 17 марта 2020 г. N 192 (зарегистрирован Минюстом России 18 мая 2020 г., регистрационный N 58367).

е) информация, указанная в строке 8.4 раздела 8 таблицы, представляется в отношении генерирующего оборудования установленной генерирующей мощностью 25 МВт и более, линий электропередачи и электротехнического оборудования классом напряжения 110 кВ и выше, относящихся в соответствии с методикой оценки технического состояния к основному технологическому оборудованию объектов электроэнергетики;

ж) в формах предоставления информации субъектами электроэнергетики, утвержденных настоящим приказом, используются наименования и обозначения единиц величин, утвержденные постановлением Правительства Российской Федерации от 31 октября 2009 г. N 879 "Об утверждении Положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 45, ст. 5352; 2022, N 12, ст. 1824).".

4. Приложения N 3, 4 и 6 признать утратившими силу.

5. В приложении N 8:

а) таблицу раздела 4 после графы 3 дополнить графой 3.1 "Класс напряжения";

б) примечания к таблице раздела 4 дополнить пунктом 2.1 следующего содержания:

"2.1. В графе 3.1 указывается класс напряжения электротехнического оборудования и (или) его запасных частей.";

в) таблицу раздела 5 дополнить графой 8.1 "Дата последнего опробования РИСЭ".

6. В приложении N 9 в графе "Сроки представления:" слова "до 10 сентября текущего года;" заменить словами "до 1 сентября текущего года;".

7. В приложении N 9.2:

а) пункт 2 примечаний к таблице 2 раздела 2 изложить в следующей редакции:

"2. Графа 4 в таблицах 1 и 2 заполняется на основании диспетчерских заявок на изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации. Техническое обслуживание считается невыполненным при отклонении от годового графика технического обслуживания на три месяца и более.";

б) примечания к таблице 2 раздела 3 дополнить пунктом 4 следующего содержания:

"4. В сведениях не учитываются устройства релейной защиты и автоматики, в отношении которых в годовом графике технического обслуживания запланирован и проведен вид технического обслуживания "Опробование".".

8. Приложение N 9.4 изложить в редакции согласно приложению N 1 к настоящим изменениям.

9. Приложения N 48, 49, 53 - 57, 63 - 67 и 71 - 72 признать утратившими силу.

10. В приложении N 73:

а) таблицу "Технические характеристики и показатели работы генерирующего оборудования" изложить в следующей редакции:

"

";

б) в столбце "Раздел" таблицы раздела 1:

в строке "Раздел 2. Основные технические данные паровых, газовых и гидравлических турбин, паровых энергетических котлов и котлов утилизаторов, водогрейных котлов" слова "паровых, газовых и гидравлических турбин, паровых энергетических котлов и котлов утилизаторов," заменить словами "основного технологического оборудования и";

в строке "Раздел 3. Мероприятия, влияющие на работоспособность основного технологического оборудования" слова "работоспособность основного технологического оборудования" заменить словами "работоспособность основного технологического оборудования, паропроводов, водогрейных котлов и систем топливоподачи";

в строке "Раздел 4. Сведения о техническом состоянии паровых и гидравлических турбин, паровых энергетических котлов и котлов утилизаторов" слова "Сведения о техническом состоянии паровых и гидравлических турбин, паровых энергетических котлов и котлов утилизаторов" заменить словами "Сведения о техническом состоянии основного технологического оборудования";

строку "Раздел 15. Основные технические данные производственных зданий" признать утратившей силу;

в) раздел 2 изложить в следующей редакции:

"

Примечания.

1. Графы 11 - 14 заполняются при наличии оборудования иностранного производства.

2. В графу 12 вносится одно из значений, приведенных в таблице 1 пункта 3 настоящих примечаний.

3. Таблица 1. Условия установки аналога.

4. В графы 32 - 34 вносится один из видов топлива, приведенных в таблице 2 пункта 5 настоящих примечаний.

5. Таблица 2. Вид топлива

6. Графа 51 заполняется ежемесячно накопительным итогом с начала календарного года и на конец отчетного периода.

7. Для паровых энергетических котлов в графе 7 обязательно указывается тип по движению рабочей среды "барабанный" или "прямоточный".

8. Графы таблицы раздела 2, обозначенные знаком <*>, заполняются в соответствии с подпунктом "г" пункта 3 приложения N 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340.";

г) раздел 3 изложить в следующей редакции:

"

";

Примечание.

Графы 24 и 25 заполняются при продлении календарной продолжительности ремонтного цикла в соответствии с пунктами 65 и 212 требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики", утвержденных приказом Минэнерго России от 25 октября 2017 г. N 1013 <7> (далее - Правила организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики).";

<7> Зарегистрирован Минюстом России 26 марта 2018 г., регистрационный N 50503, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 13 июля 2020 г. N 555 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60538).

д) раздел 4 изложить в следующей редакции:

"

Паровые турбины:

диспетчерское наименование, станционный номер;

индекс технического состояния (далее - ИТС) узлов: обобщенный узел, арматура в пределах турбины, корпус цилиндра, подшипник турбины, ротор турбины, система парораспределения, трубопроводы в пределах турбины;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Газовые турбины:

диспетчерское наименование, станционный номер;

ИТС узлов: обобщенный узел, компрессор, турбина, маслосистема;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Гидравлические турбины:

диспетчерское наименование, станционный номер;

ИТС узлов: обобщенный узел, направляющий аппарат, крышка турбины, проточная часть, рабочее колесо, система автоматического управления, турбинный подшипник и вал;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Паровые энергетические котлы и котлы-утилизаторы:

диспетчерское наименование, станционный номер;

ИТС узлов: обобщенный узел, барабан (не указывается для прямоточных котлов), каркас, обмуровка котла и газоходы, пароводяная арматура в пределах котла, поверхности нагрева котла, трубопроводы и коллекторы;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

ИТС узлов рассчитывается в соответствии с методикой оценки технического состояния и указывается для каждого функционального узла одного вида.";

е) в разделе 5:

графы 20 и 21 признать утратившими силу;

дополнить абзацами следующего содержания:

"Примечание.

Раздел 5 заполняется для паропроводов с температурой рабочей среды 450 °С и выше и Dy = 100 мм и более.";

ж) в разделе 9 строку "Распределительные тепловые сети" признать утратившей силу;

з) в разделе 10 строку "Распределительные тепловые сети" признать утратившей силу;

и) в разделе 11 строку "Распределительные тепловые сети", графы 26 и 27 признать утратившими силу;

к) раздел 12 изложить в следующей редакции:

"

Примечания.

1. Графы 9 - 12 заполняются при наличии оборудования иностранного производства.

2. В графе 36 указываются сведения об изменении организации вида ремонта на ремонт по техническому состоянию в соответствии с пунктом 11 Правил организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики (документ, подтверждающий переход на ремонт по техническому состоянию).

3. Графы таблицы раздела 12, обозначенные знаком <*>, заполняются в соответствии с подпунктом "г" пункта 3 приложения N 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340.";

л) раздел 13 изложить в следующей редакции:

"

Раздел заполняется для каждой единицы оборудования (турбогенераторов (гидрогенераторов), силовых трансформаторов (автотрансформаторов) масляных классом напряжения 35 кВ и выше, выключателей классом напряжения 35 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 35 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения 35 кВ и выше, систем (секций) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 35 кВ и выше).

13.1. Турбогенераторы (гидрогенераторы):

диспетчерское наименование, станционный номер;

год последней реконструкции;

вид реконструкции;

перемаркировка:

год проведения;

причина перемаркировки;

мощность после перемаркировки, МВт;

год вывода из эксплуатации;

причина вывода из эксплуатации.

13.2. Силовые трансформаторы (автотрансформаторы):

диспетчерское наименование, станционный номер;

год последней реконструкции;

вид реконструкции;

год вывода из эксплуатации;

причина вывода из эксплуатации.

13.3. Выключатели, шунтирующие реакторы, преобразовательные установки:

диспетчерское наименование, станционный номер;

год последней реконструкции;

год вывода из эксплуатации;

причина вывода из эксплуатации.

13.4. Системы (секции) шин:

диспетчерское наименование;

для каждой секции шин классом напряжения 35 кВ и выше:

год проведения реконструкции;

вид реконструкции;

год проведения полной реконструкции;

год вывода из эксплуатации;

причина вывода из эксплуатации.

13.5. Техническое освидетельствование (далее - ТО):

Для каждой единицы оборудования (турбогенераторов (гидрогенераторов), силовых трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 35 кВ и выше, выключателей классом напряжения 35 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 35 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения 35 кВ и выше) и систем (секций) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 35 кВ и выше:

диспетчерское наименование;

количество ТО с начала эксплуатации на конец отчетного месяца, штук;

организация, проводившая ТО;

наименование, номер, дата документа по результатам ТО;

заключение, принятое по результатам ТО;

год проведения следующего ТО.";

м) раздел 14 изложить в следующей редакции:

"

Для каждой единицы оборудования (турбогенераторов (гидрогенераторов) мощностью 5 МВт и выше, силовых трансформаторов (автотрансформаторов), выключателей, шунтирующих реакторов, батарей статических конденсаторов, преобразовательных установок классом напряжения 35 кВ и выше, систем (секций) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 35 кВ и выше):

Турбогенераторы:

диспетчерское наименование, станционный номер;

ИТС узлов: обобщенный узел, обмотка ротора, обмотка статора, подшипники, уплотнения вала, система водоснабжения газоохладителей, система водяного охлаждения обмоток статора и ротора, система возбуждения, сталь ротора, сталь статора, щеточно-контактный аппарат;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Гидрогенераторы:

диспетчерское наименование, станционный номер;

ИТС узлов: обобщенный узел, обмотка ротора, обмотка статора, подпятник и генераторный подшипник, сталь ротора, сталь статора, щеточно-контактный аппарат;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Трансформаторы (автотрансформаторы) силовые масляные:

диспетчерское наименование, станционный номер;

ИТС узлов: обобщенный узел, высоковольтный ввод, вспомогательное оборудование, изоляционная система (для класса напряжения 110 кВ и выше), магнитопровод, обмотки трансформатора, система регулирования напряжения;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Выключатели:

диспетчерское наименование, станционный номер;

ИТС узлов: обобщенный узел, высоковольтный ввод, изоляционная система, контактная система, прочее оборудование выключателя;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Шунтирующие реакторы:

диспетчерское наименование, станционный номер;

ИТС узлов: обобщенный узел, высоковольтный ввод, вспомогательное оборудование, изоляционная система, магнитопровод, обмотка реактора;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Преобразовательные установки:

диспетчерское наименование, станционный номер;

ИТС узлов: обобщенный узел, силовая часть, система охлаждения, система управления;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Системы (секции) шин (кроме КРУЭ):

диспетчерское наименование;

ИТС узлов: обобщенный узел, изоляция и арматура, контактные соединения и прочее, портал;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

ИТС узлов рассчитывается в соответствии с методикой оценки технического состояния и указывается для каждого функционального узла одного вида.";

н) раздел 15 признать утратившим силу.

11. В приложении N 74:

а) таблицу "Технические характеристики и показатели работы объектов электросетевого хозяйства" изложить в следующей редакции:

"

";

б) в столбце "Раздел" таблицы раздела 1:

в строке "Раздел 2. Основные технические данные оборудования электроподстанций" слово "электроподстанций" заменить словом "подстанций";

в строке "Раздел 5. Основные технические данные линий электропередачи (далее - ЛЭП)" слова "(далее - ЛЭП)" заменить словами "(далее - ЛЭП), проектный номинальный класс напряжения которых составляет 35 кВ и выше";

в строках "Раздел 6. Мероприятия, влияющие на основные технические данные ЛЭП" и "Раздел 7. Сведения о техническом состоянии ЛЭП" слово "ЛЭП" заменить словами "ЛЭП, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 35 кВ и выше";

в) раздел 2 изложить в следующей редакции:

"

Примечания.

1. Графы 9 - 12 заполняются при наличии оборудования иностранного производства.

2. В графу 29 вносится одно из следующих допустимых значений:

";

3. В графе 39 указываются сведения об изменении организации вида ремонта на ремонт по техническому состоянию в соответствии с пунктами 11 и 411 Правил организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики (документ, подтверждающий переход на ремонт по техническому состоянию).

4. Графы таблицы раздела 2, обозначенные знаком <*>, заполняются в соответствии с подпунктом "г" пункта 3 приложения N 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340.";

г) раздел 3 изложить в следующей редакции:

"

Для каждой единицы оборудования (трансформаторов (автотрансформаторов) силовых масляных классом напряжения 35 кВ и выше, выключателей классом напряжения 35 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 35 кВ и выше, синхронных компенсаторов, батарей статических конденсаторов и статических тиристорных компенсаторов классом напряжения 35 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения 35 кВ и выше) и систем (секций) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 35 кВ и выше).

3.1. Силовые трансформаторы (автотрансформаторы):

диспетчерское наименование подстанции;

диспетчерское наименование;

год последней реконструкции;

вид реконструкции;

год вывода из эксплуатации;

причина вывода из эксплуатации.

3.2. Выключатели, шунтирующие реакторы, синхронные компенсаторы, батареи статических конденсаторов и статических тиристорных компенсаторов, преобразовательные установки:

диспетчерское наименование подстанции;

диспетчерское наименование;

год последней реконструкции;

год вывода из эксплуатации;

причина вывода из эксплуатации.

3.3. Системы (секции) шин.

Для каждой секции шин классом напряжения 35 кВ и выше:

диспетчерское наименование подстанции;

диспетчерское наименование;

год проведения реконструкции;

вид реконструкции;

год проведения полной реконструкции;

год вывода из эксплуатации;

причина вывода из эксплуатации.

3.4. Техническое освидетельствование (далее - ТО):

Для каждой единицы оборудования (трансформаторов (автотрансформаторов) силовых масляных классом напряжения 35 кВ и выше, выключателей классом напряжения 35 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 35 кВ и выше, синхронных компенсаторов, батарей статических конденсаторов и статических тиристорных компенсаторов классом напряжения 35 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения 35 кВ и выше) и систем (секций) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 35 кВ и выше):

диспетчерское наименование подстанции;

диспетчерское наименование;

количество ТО с начала эксплуатации на конец отчетного месяца, штук;

организация, проводившая ТО;

наименование, номер, дата документа по результатам ТО;

заключение, принятое по результатам ТО;

год проведения следующего ТО.";

д) раздел 4 изложить в следующей редакции:

"

Для каждой единицы оборудования (трансформаторов (автотрансформаторов) силовых масляных классом напряжения 35 кВ и выше, выключателей классом напряжения 35 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 35 кВ и выше, синхронных компенсаторов, батарей статических конденсаторов и статических тиристорных компенсаторов классом напряжения 35 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения 35 кВ и выше, системы (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 35 кВ и выше):

Трансформаторы (автотрансформаторы) силовые масляные:

диспетчерское наименование подстанции;

диспетчерское наименование;

индекс технического состояния (далее - ИТС) узлов: обобщенный узел, высоковольтный ввод, вспомогательное оборудование, изоляционная система (для класса напряжения 110 кВ и выше), магнитопровод, обмотки трансформатора, система регулирования напряжения;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Выключатели:

диспетчерское наименование подстанции;

диспетчерское наименование;

ИТС узлов: обобщенный узел, высоковольтный ввод, изоляционная система, контактная система, прочее оборудование выключателя;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Шунтирующие реакторы:

диспетчерское наименование подстанции;

диспетчерское наименование;

ИТС узлов: обобщенный узел, высоковольтный ввод, вспомогательное оборудование, изоляционная система, магнитопровод, обмотка реактора;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Батареи статических конденсаторов:

диспетчерское наименование подстанции;

диспетчерское наименование;

ИТС узлов: обобщенный узел, силовая часть;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Преобразовательные установки:

диспетчерское наименование подстанции;

диспетчерское наименование;

ИТС узлов: обобщенный узел, силовая часть, система охлаждения, система управления;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

Системы (секции) шин (кроме КРУЭ):

диспетчерское наименование подстанции;

диспетчерское наименование;

ИТС узлов: обобщенный узел, изоляция и арматура, контактные соединения и прочее, портал;

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому узлу.

ИТС узлов рассчитывается в соответствии с методикой оценки технического состояния и указывается для каждого функционального узла одного вида.";

е) раздел 5 изложить в следующей редакции:

"

Примечания.

1. Для кабельных ЛЭП в графе 10 указывается тип изоляции: "маслонаполненная", "полиэтиленовая" или "прочая".

2. Для ЛЭП графы 21 - 25 заполняются отдельно для каждого сегмента, входящего в состав ЛЭП.

3. В графе 26 указываются сведения об изменении организации вида ремонта на ремонт по техническому состоянию в соответствии с пунктами 11 и 411 Правил организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики (документ, подтверждающий переход на ремонт по техническому состоянию).

4. Графы таблицы раздела 5, обозначенные знаком <*>, заполняются в соответствии с подпунктом "г" пункта 3 приложения N 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340.";

ж) раздел 6 изложить в следующей редакции:

"

Для каждой ЛЭП классом напряжения 35 кВ и выше указываются:

диспетчерское наименование;

наименование (начало - окончание);

количество ТО с начала эксплуатации на конец отчетного месяца, штук;

организация, проводившая ТО;

наименование, номер, дата документа по результатам ТО;

заключение, принятое по результатам ТО;

год проведения следующего ТО;

год вывода из эксплуатации;

причина вывода из эксплуатации.";

з) раздел 7 изложить в следующей редакции:

"

Для каждой ЛЭП классом напряжения 35 кВ и выше указываются:

диспетчерское наименование;

наименование (начало - окончание);

ИТС узлов (сегментов);

причины отклонения значения ИТС от 100 по каждому функциональному узлу (сегменту), входящему в состав ЛЭП, с указанием балльных оценок параметров технического состояния, влияющих на снижение ИТС, и опор и (или) пролетов, на которых зафиксированы дефекты.

ИТС узлов (сегментов) рассчитывается в соответствии с методикой оценки технического состояния и указывается для каждого функционального узла одного вида (сегментов), входящего (входящих) в состав ЛЭП.".

12. В приложении N 75:

а) в столбце "Раздел" таблицы раздела 1:

в строке "Раздел 3. Годовой план капитального ремонта воздушных линий электропередачи (далее - ВЛ)" слово "капитального" исключить;

в строке "Раздел 5. Годовой план капитального (среднего) ремонта электротехнического оборудования подстанций" слова "капитального (среднего)" исключить;

б) пункт 1 примечаний к разделу 2 изложить в следующей редакции:

"1. В разделе указываются данные по капитальному, среднему ремонтам и текущему ремонту любой продолжительности, влияющему на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния, основного генерирующего оборудования (турбин паровых (газовых, гидравлических), турбогенераторов (гидрогенераторов), энергетических котлов (котлов-утилизаторов) и электротехнического оборудования (трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтных выключателей классом напряжения 110 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 110 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения 110 кВ и выше и систем (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше).";

в) наименование раздела 3 изложить в следующей редакции:

"

";

г) таблицу раздела 3 изложить в следующей редакции:

"

Наименование ВЛ (начало - окончание)	Диспетчерское наименование ВЛ	Класс напряжения, кВ	Протяженность ВЛ, км	Общее количество элементов ВЛ, штук				Запланированный ремонт пролета					Запланированный ремонт технологической точки
				опоры		фундамент	изолирующая подвеска
				всего	в том числе с грозозащитным тросом
								пролет: (N N + )	сегмент	провод	грозозащитный трос	месяц(ы) окончания	номер технологической точки	сегмент	Опора	фундамент	контур заземления опор	Изолирующая подвеска	месяц(ы) окончания
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20

";

д) в пункте 1 примечаний к разделу 3 слово "капитальному" исключить;

е) таблицу раздела 4 изложить в следующей редакции:

"

";

ж) в наименовании раздела 5 слова "капитального (среднего)" исключить;

з) пункт 1 примечаний к разделу 5 изложить в следующей редакции:

"1. В разделе указываются данные по капитальному, среднему ремонтам и текущему ремонту любой продолжительности, влияющему на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния, трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтных выключателей классом напряжения 110 кВ и выше, синхронных компенсаторов, шунтирующих реакторов классом напряжения 110 кВ и выше, батарей статических конденсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, статических тиристорных компенсаторов, преобразовательных установок классом напряжения 110 кВ и выше и систем (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше.".

13. В приложении N 76:

а) в графе "Сроки представления" слова "до 3 числа месяца, следующего за отчетным месяцем (разделы 1 - 4, 6, 8, 10, 12 и 14); до 10 числа месяца, следующего за отчетным периодом (разделы 1 и 16)" заменить словами "до 3 числа месяца, следующего за отчетным месяцем (разделы 1, 2, 4, 6, 8, 10, 12 и 14); до 10 числа месяца, следующего за отчетным кварталом (раздел 16)"; до 25 числа месяца, следующего за отчетным кварталом (разделы 1, 3, 5, 7, 9, 11, 13, 15)";

б) в столбце "Раздел" таблицы раздела 1:

в строке "Раздел 11. Фактические затраты на выполнение капитального (среднего) ремонта электротехнического оборудования подстанций" слова "капитального (среднего)" исключить;

в строках "Раздел 14. Непредусмотренный годовым планом капитальный (средний) ремонт электротехнического оборудования подстанций" и "Раздел 15. Затраты на непредусмотренный годовым планом капитальный (средний) ремонт электротехнического оборудования подстанций" слова "капитальный (средний)" исключить;

в) пункт 1 примечаний к разделу 2 изложить в следующей редакции:

"1. В разделе указываются данные по капитальному, среднему ремонтам и текущему ремонту любой продолжительности, влияющему на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния, основного генерирующего оборудования (турбин паровых (газовых, гидравлических), турбогенераторов (гидрогенераторов), энергетических котлов (котлов-утилизаторов) и электротехнического оборудования (трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтных выключателей классом напряжения 110 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 110 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения 110 кВ и выше и систем (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше).";

г) пункт 2 примечаний к разделу 2 изложить в следующей редакции:

"2. В графах 7 и 10 указываются причины отклонения от годового плана по выводу в ремонт и окончанию ремонта, в том числе по исключению ремонта.

Отклонения от годового плана ремонта по указанным ниже причинам должны подтверждаться следующим образом:

отклонения по причине отказа субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее - субъект оперативно-диспетчерского управления) в принятии к рассмотрению предложений о выводе в ремонт или во включении ремонта в сводный месячный график ремонта в случаях, предусмотренных пунктами 17, 22 и 33 Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 30 января 2021 г. N 86 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, N 6, ст. 985) (далее - Правила вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации), - сведениями собственника или иного законного владельца объектов диспетчеризации, содержащими предложение о выводе в ремонт, информацию о полученном от субъекта оперативно-диспетчерского управления в соответствии с пунктом 22 Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации уведомлении, составе выводимых в ремонт объектов диспетчеризации, а также о корректировке сроков вывода в ремонт с указанием месяца, после которого будут устранены обстоятельства, препятствующие выводу в ремонт объекта диспетчеризации;

отклонения по причине отказа субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике при рассмотрении диспетчерской заявки в случаях, предусмотренных пунктом 33 Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, - диспетчерской заявкой, содержащей состав выводимых в ремонт объектов диспетчеризации и решение субъекта оперативно-диспетчерского управления об отказе в согласовании такой диспетчерской заявки, а также сведениями собственника или иного законного владельца объектов диспетчеризации о корректировке сроков вывода в ремонт с указанием месяца, после которого будут устранены обстоятельства, препятствующие выводу в ремонт объекта диспетчеризации, указанные субъектом оперативно-диспетчерского управления в соответствии с пунктом 29 Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации;

отклонения по причине отказа в предварительном согласовании иными владельцами объектов электроэнергетики высшим классом номинального напряжения 110 кВ и выше сроков проведения ремонта объекта диспетчеризации в соответствии с пунктом 8 Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации - сведениями собственника или иного законного владельца объекта диспетчеризации, содержащими предложение о выводе в ремонт, информацию о полученном от иных владельцев объектов электроэнергетики отказе в предварительном согласовании сроков проведения ремонта, включая причину отказа, информацию о составе выводимых в ремонт объектов диспетчеризации, а также о корректировке сроков вывода в ремонт с указанием месяца, после которого будут устранены обстоятельства, препятствующие выводу в ремонт объекта диспетчеризации;

отклонения по причине отказа в согласовании иными владельцами объектов электроэнергетики высшим классом номинального напряжения 110 кВ и выше в согласовании диспетчерской заявки - диспетчерской заявкой, содержащей состав выводимых в ремонт объектов диспетчеризации и причину отказа в согласовании диспетчерской заявки, а также сведениями собственника или иного законного владельца объектов диспетчеризации о корректировке сроков вывода в ремонт с указанием месяца, после которого будут устранены указанные иными владельцами объектов электроэнергетики обстоятельства, препятствующие выводу в ремонт объекта диспетчеризации;

отклонения по причине отказа от выполнения работы на основании решений органов исполнительной и судебной власти Российской Федерации о запрете проведения ремонта - решениями органов исполнительной и судебной власти Российской Федерации, обосновывающими причину отказа, с указанием месяца, после которого будут устранены обстоятельства, препятствующие выводу в ремонт объекта диспетчеризации;

отклонения по причине отказа от выполнения работы на основании результатов диагностирования и испытаний электротехнического оборудования - документами, содержащими результаты диагностирования и испытаний электротехнического оборудования, которые подтверждают отсутствие необходимости выполнения запланированного объема ремонта.";

д) пункт 1 примечаний к разделу 3 изложить в следующей редакции:

"1. В разделе указываются данные по фактическим затратам на капитальный, средний ремонты и текущий ремонт любой продолжительности, влияющий на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния, основного генерирующего оборудования (турбин паровых (газовых, гидравлических), турбогенераторов (гидрогенераторов), энергетических котлов (котлов-утилизаторов) и электротехнического оборудования (трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтных выключателей классом напряжения 110 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 110 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения 110 кВ и выше и систем (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше).";

е) пункт 1 примечаний к разделу 4 изложить в следующей редакции:

"1. В разделе указываются данные по неплановому и аварийному ремонту турбин паровых (газовых, гидравлических), турбогенераторов (гидрогенераторов), энергетических котлов (котлов-утилизаторов), трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтных выключателей классом напряжения 110 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 110 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения 110 кВ и выше и систем (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше продолжительностью 5 суток и более.";

ж) пункт 1 примечаний к разделу 5 изложить в следующей редакции:

"1. В разделе указываются данные о фактических затратах на неплановый и аварийный ремонт турбин (гидротурбин), турбогенераторов (гидрогенераторов), энергетических котлов (котлов-утилизаторов), трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтных выключателей классом напряжения 110 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 110 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения ПО кВ и выше и систем (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше, продолжительностью 5 суток и более.";

з) пункт 2 примечаний к разделу 6 изложить в следующей редакции:

"2. Отклонения от годового плана ремонта ВЛ должны подтверждаться в соответствии с абзацами третьим - восьмым пункта 2 примечания к разделу 2.",

и) пункт 5 примечаний к разделу 8 изложить в следующей редакции:

"5. Отклонения от годового плана расчистки трасс ВЛ от ДКР должны подтверждаться в соответствии с абзацами третьим - седьмым пункта 2 примечания к разделу 2.";

к) пункт 1 примечаний к разделу 10 изложить в следующей редакции:

"1. В разделе указываются фактические данные по капитальному, среднему ремонтам и текущему ремонту любой продолжительности, влияющему на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния, трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтных выключателей классом напряжения 110 кВ и выше, синхронных компенсаторов, шунтирующих реакторов классом напряжения 110 кВ и выше, батарей статических конденсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, статических тиристорных компенсаторов, преобразовательных установок классом напряжения 110 кВ и выше и систем (секций) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше.";

л) пункт 3 примечаний к разделу 10 изложить в следующей редакции:

"3. Отклонения от годового плана ремонта должны подтверждаться в соответствии с абзацами третьим - восьмым пункта 2 примечания к разделу 2.";

м) в разделе 11:

в наименовании раздела слова "капитальных (средних)" исключить;

таблицу дополнить графой 13 "Величина затрат на мероприятия, направленные на снижение стоимости технического обслуживания и ремонта, тыс. руб. без НДС";

пункт 1 примечаний изложить в следующей редакции:

"1. В разделе указываются фактические затраты на капитальный, средний ремонты и текущий ремонт любой продолжительности, влияющий на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния, трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтных выключателей классом напряжения 110 кВ и выше, синхронных компенсаторов, шунтирующих реакторов классом напряжения 110 кВ и выше, батарей статических конденсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, статических тиристорных компенсаторов, преобразовательных установок классом напряжения 110 кВ и выше и систем (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше.";

примечания дополнить пунктом 3 следующего содержания:

"3. В графе 13 указывается фактическая величина затрат на мероприятия, направленные на снижение стоимости технического обслуживания и ремонта.";

н) таблицу раздела 12 изложить в следующей редакции:

"

";

о) в наименовании раздела 14 слова "капитальный (средний)" исключить;

п) пункт 1 примечания к разделу 14 изложить в следующей редакции:

"1. В разделе указываются данные по неплановому и аварийному ремонту трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтных выключателей классом напряжения 110 кВ и выше, синхронных компенсаторов, шунтирующих реакторов классом напряжения 110 кВ и выше, батарей статических конденсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, статических тиристорных компенсаторов, преобразовательных установок классом напряжения 110 кВ и выше и систем (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше, связанному с неудовлетворительным техническим состоянием.";

р) в наименовании раздела 15 слова "капитальный (средний)" исключить;

с) пункт 1 примечания к разделу 15 изложить в следующей редакции:

"1. В разделе указываются фактические затраты на неплановый и аварийный ремонт трансформаторов (автотрансформаторов) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтных выключателей классом напряжения 110 кВ и выше, синхронных компенсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, шунтирующих реакторов классом напряжения 110 кВ и выше, батарей статических конденсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, статических тиристорных компенсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, преобразовательных установок классом напряжения 110 кВ и выше и систем (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше, связанный с неудовлетворительным техническим состоянием.".

14. Приложение N 77 признать утратившим силу.

15. В приложении N 78:

а) наименование приложения изложить в следующей редакции:

"

";

б) таблицу изложить в следующей редакции:

"

";

в) слова "Раздел 1. Функционирование оборудования автоматизированной системы управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП)." заменить словами "Раздел 1. Состав и функционирование оборудования автоматизированной системы управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП) (для электростанций).";

г) слова "Раздел 2. Показатели ремонта оборудования тепловой автоматики и измерений (далее - ТАИ) и АСУ ТП за отчетный период" дополнить словами "(для электростанций)";

д) раздел 3 изложить в следующей редакции:

"Раздел 3. Состав и функционирование оборудования АСУ ТП (для подстанций).

Примечания.

1. В графе 3 таблицы указывается тип АСУ ТП согласно нижеследующей таблице:

2. В графе 5 таблицы указывается тип АСТУ согласно нижеследующей таблице.

";

16. В приложении N 79:

а) в графе "Сроки представления:" слова "Не позднее 45 дней после отчетного периода" заменить словами "До 31 июля года, предшествующего плановому периоду (разделы 1 и 2); до 1 марта отчетного года (разделы 1 и 3); не позднее 45 дней после отчетного квартала (разделы 1 и 4)";

б) графу "Периодичность предоставления:" дополнить словом "ежегодная";

в) раздел 1 изложить в следующей редакции:

"

";

г) раздел 2 изложить в следующей редакции:

"

Вносятся данные по мероприятиям технического перевооружения, реконструкции и модернизации основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей высшим классом напряжения 110 кВ и выше, влияющим на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния.

Для каждой турбины паровой (газовой, гидравлической), генератора (гидрогенератора), энергетического котла (котла-утилизатора), трансформатора (автотрансформатора) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтного выключателя классом напряжения 110 кВ и выше, синхронного компенсатора, шунтирующего реактора классом напряжения 110 кВ и выше, батареи статических конденсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, статического тиристорного компенсатора, преобразовательной установки классом напряжения 110 кВ и выше, системы (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше, линии электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше, планируемых к выполнению работ в рамках программы ТПиР, указываются:

диспетчерское наименование;

сегмент (для линии электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше);

шифр проекта;

наименование проекта;

статус проекта;

этап проекта;

вид технического воздействия;

перечень запланированных работ;

плановые сроки (в том числе по всему проекту);

сметная стоимость проекта, тыс. руб. (без НДС);

план освоения годовой, квартальный (в том числе по всему проекту), тыс. руб. (без НДС);

влияние работ по проекту на обеспечение готовности к производству электрической и тепловой энергии и передаче электрической энергии (мощности) потребителям в предстоящий отопительный сезон (да/нет).";

д) дополнить разделом 3 следующего содержания:

"

Вносятся скорректированные данные по мероприятиям технического перевооружения, реконструкции и модернизации основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей высшим классом напряжения 110 кВ и выше, влияющим на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния.

Для каждой турбины паровой (газовой, гидравлической), генератора (гидрогенератора), энергетического котла (котла-утилизатора), трансформатора (автотрансформатора) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтного выключателя классом напряжения 110 кВ и выше, синхронного компенсатора, шунтирующего реактора классом напряжения 110 кВ и выше, батареи статических конденсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, статического тиристорного компенсатора, преобразовательной установки классом напряжения 110 кВ и выше, системы (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше, линии электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше (с указанием сегмента), планируемых к выполнению работ в рамках программы ТПиР, указываются:

шифр проекта;

наименование проекта;

статус проекта;

этап проекта;

вид технического воздействия;

перечень запланированных работ;

плановые сроки (в том числе по всему проекту);

сметная стоимость (в том числе всего проекта), тыс. руб. (без НДС);

выполнено на начало года (в том числе по проекту), тыс. руб. (без НДС);

план освоения годовой, квартальный (в том числе по всему проекту), тыс. руб. (без НДС);

влияние работ по проекту на обеспечение готовности к производству электрической и тепловой энергии и передаче электрической энергии (мощности) потребителям в предстоящий отопительный сезон (да/нет).";

е) дополнить разделом 4 следующего содержания:

"

Вносятся фактические данные по мероприятиям программы технического перевооружения, реконструкции и модернизации основного технологического оборудования и линий электропередачи (с указанием сегмента) электрических станций и электрических сетей высшим классом напряжения 110 кВ и выше, влияющим на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния.

Для каждой единицы оборудования и ЛЭП, запланированной к ТПиР, в годовом скорректированном плане ТПиР субъектов электроэнергетики и во внеплановых проектах ТПиР указываются:

шифр проекта;

наименование проекта;

статус проекта;

освоение за отчетный период (в том числе по проекту), тыс. руб. (без НДС);

остаток средств на конец отчетного периода, тыс. руб. (без НДС);

фактические и скорректированные сроки начала и окончания работ;

перечень выполненных работ;

фактическая дата ввода оборудования (ЛЭП) в эксплуатацию;

причины отклонений фактических показателей от плановых;

влияние проекта на обеспечение готовности к производству электрической и тепловой энергии и передаче электрической энергии (мощности) потребителям в предстоящий отопительный сезон (да/нет).".

17. Дополнить приложениями N 93 и N 94 согласно приложению N 2 к настоящим изменениям.

Приложение N 1
к изменениям, которые вносятся
в приказ Минэнерго России
от 23 июля 2012 г. N 340
"Об утверждении перечня
предоставляемой субъектами
электроэнергетики информации,
форм и порядка ее предоставления",
утвержденным приказом
Минэнерго России
от 14.04.2022 N 325

"Приложение N 9.4
к приказу Минэнерго России
от 23 июля 2012 г. N 340

Таблица 1

<8> Зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г, регистрационный N 60538.

Приложение N 2
к изменениям, которые вносятся
в приказ Минэнерго России
от 23 июля 2012 г. N 340
"Об утверждении перечня
предоставляемой субъектами
электроэнергетики информации,
форм и порядка ее предоставления",
утвержденным приказом
Минэнерго России
от 14.04.2022 N 325

"Приложение N 93
к приказу Минэнерго России
от 23 июля 2012 г. N 340

Таблица 1

<9> Зарегистрирован Минюстом России 30 марта 2021 г., регистрационный N 62920.

Таблица 1

Таблица 1

Таблица 2

Таблица 1

Приложение N 94
к приказу Минэнерго России
от 23 июля 2012 г. N 340

".

Приложение N 2
к приказу Минэнерго России
от 14.04.2022 N 325

ИЗМЕНЕНИЯ, КОТОРЫЕ ВНОСЯТСЯ В ПРИКАЗ МИНЭНЕРГО РОССИИ ОТ 13 ФЕВРАЛЯ 2019 Г. N 102 "ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРАВИЛ ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ" <10>

<10> Зарегистрирован Минюстом России от 3 июня 2019 г., регистрационный N 54824.

1. В Правилах предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее - Правила):

а) абзац второй пункта 3 изложить в следующей редакции:

"В случае использования субъектом оперативно-диспетчерского управления для сбора и обработки информации специализированного программно-аппаратного комплекса предоставление субъекту оперативно-диспетчерского управления информации осуществляется посредством указанного комплекса, возможность использования которого или доступа (подключения) к которому для передачи информации предоставляется субъектом оперативно-диспетчерского управления на безвозмездной основе, или посредством иного программного обеспечения (иных средств автоматизации), используемого субъектом электроэнергетики, потребителем электрической энергии, интегрированного со специализированным программно-аппаратным комплексом субъекта оперативно-диспетчерского управления с соблюдением установленных им технических требований и обеспечивающего возможность конвертации информации в требуемые форму и формат.";

б) подпункт "а" пункта 4 дополнить абзацем следующего содержания:

"Начиная с 1 января 2024 г. предоставление в диспетчерские центры информации, предусмотренной настоящим подпунктом Правил, должно осуществляться в формате, соответствующем требованиям национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58651.1-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Основные положения", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 12 ноября 2019 г. N 1103-ст (М., "Стандартинформ", 2019), в соответствии с профилями информационной модели, определенными национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 58651.2-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Базисный профиль информационной модели", утвержденным и введенным в действие приказом Росстандарта от 12 ноября 2019 г. N 1104-ст (М., "Стандартинформ", 2019), национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 58651.3-2020 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Профиль информационной модели линий электропередачи и электросетевого оборудования напряжением 110 - 750 кВ", утвержденным и введенным в действие приказом Госстандарта от 24 ноября 2020 г. N 1145-ст (М., "Стандартинформ", 2020), и национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 58651.4-2020 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Профиль информационной модели генерирующего оборудования", утвержденным и введенным в действие приказом Росстандарта от 24 ноября 2020 г. N 1146-ст (М., "Стандартинформ", 2020). Выполнение требований настоящего абзаца обеспечивается в том числе посредством использования субъектами электроэнергетики, потребителями электрической энергии специализированного программно-аппаратного комплекса субъекта оперативно-диспетчерского управления в соответствии с пунктом 3 Правил;";

в) в пункте 7 слова "установленная генерирующая мощность которых в совокупности равна или превышает 5 МВт (с детализацией по отдельным электростанциям, установленная генерирующая мощность каждой из которых равна или превышает 5 МВт)," исключить;

г) в пункте 9 слова "сведения об обеспечении электростанций топливом, о вводе графиков ограничения поставок газа, а также обосновывающие материалы для согласования расчетов неснижаемого нормативного запаса резервного топлива и нормативного запаса аварийного топлива" заменить словами "сведения о наличии топлива на тепловых электростанциях и вводе графиков ограничения поставок газа";

д) пункт 12 изложить в следующей редакции:

"12. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, владеющие на праве собственности или ином законном основании объектами по производству электрической энергии и (или) объектами электросетевого хозяйства, в отношении комплексов и устройств РЗА которых расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования либо их согласование осуществляются диспетчерскими центрами, представляют в диспетчерские центры:

а) информацию и документы, необходимые для выполнения расчетов и выбора (согласования) параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗА;

б) документы и информацию о выполнении заданий диспетчерских центров по настройке устройств РЗА в соответствии с Правилами взаимодействия субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии при подготовке, выдаче и выполнении заданий по настройке устройств релейной защиты и автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 100 <11>;

<11> Зарегистрирован Минюстом России 14 марта 2019 г., регистрационный N 54037, с изменениями, внесенными приказами Минэнерго России от 10 июля 2020 г. N 546 (зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г., регистрационный N 60537), от 13 июля 2020 г. N 556 (зарегистрирован Минюстом России 4 декабря 2020 г., регистрационный N 61282).

в) информацию (с указанием диспетчерских наименований объектов электроэнергетики, на которых установлены устройства РЗА) об использовании для мониторинга функционирования микропроцессорных устройств РЗА автоматизированной системы мониторинга и анализа функционирования устройств РЗА, обеспечивающей выполнение функций такого мониторинга в соответствии с требованиями Правил технического обслуживания устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденных приказом Минэнерго России от 13 июля 2020 г. N 555 <12>.";

<12> Зарегистрирован Минюстом России 23 октября 2020 г, регистрационный N 60538.

е) дополнить пунктами 17 и 18 следующего содержания:

"17. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, владеющие на праве собственности или ином законном основании воздушными линиями электропередачи и (или) воздушными участками кабельно-воздушных линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше, относящимися к объектам диспетчеризации, не позднее 24 часов с момента выявления факта образования гололедно-изморозевых отложений, параметры которых соответствуют IV и выше гололедному району в соответствии с требованиями по плавке гололеда на проводах и грозозащитных тросах линий электропередачи, утвержденными приказом Минэнерго России от 19 декабря 2018 г. N 1185 <13>, представляют в диспетчерские центры следующую оперативную информацию о параметрах гололедообразования на проводах и грозозащитных тросах таких линий электропередачи:

<13> Зарегистрирован Минюстом России 22 января 2019 г., регистрационный N 53476.

в отношении линий электропередачи или их участков, не оснащенных автоматизированной системой мониторинга гололедообразования, - места образования выявленных гололедно-изморозевых отложений, размеры, толщину стенки, плотность и вид гололедно-изморозевых отложений, скорость ветра и температуру окружающего воздуха в месте их образования;

в отношении линий электропередачи или их участков, оснащенных автоматизированной системой мониторинга гололедообразования, - весовую нагрузку отложений, а также имеющуюся информацию о скорости ветра, температуре и влажности окружающего воздуха в местах установки датчиков мониторинга гололедообразования.

18. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, получившие от диспетчерских центров задания на проведение контрольных или иных замеров потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения (далее - замеры), представляют в диспетчерские центры информацию по результатам обработки замеров на принадлежащих им объектах электроэнергетики и энергопринимающих устройствах (сетевые организации - также по результатам обработки замеров на технологически присоединенных к электрическим сетям данных сетевых организаций объектах электросетевого хозяйства смежных сетевых организаций и энергопринимающих устройствах потребителей электрической энергии, организованных в соответствии с пунктом 135 Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. N 442 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 23, ст. 3008) с соблюдением форм предоставления информации, указанных в приложении N 9 к Правилам, в следующие сроки:

результаты замеров параметров электрического режима в дни зимних и летних контрольных замеров - в течение 10 рабочих дней с даты проведения соответствующего контрольного замера;

результаты замеров величин нагрузок по присоединениям и энергопринимающим устройствам, подключенным под действие противоаварийной автоматики и (или) включенным в графики аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности), в дни зимних и летних контрольных замеров - ежегодно до 1 сентября отчетного года и до 20 февраля года, следующего за отчетным;

результаты иных замеров - в течение 10 рабочих дней с даты проведения замеров.".

2. В приложении N 1 к Правилам:

а) в подпункте 1.1 пункта 1:

в подпункте "в" слово "маховой" заменить словом "маховый";

дополнить подпунктом "в.1" следующего содержания:

"

в.1)

момент инерции турбины ()

т·м2

";

подпункт "и" изложить в следующей редакции:

"

";

дополнить подпунктами "л" и "м" следующего содержания:

"

";

б) в подпункте 1.2 пункта 1:

дополнить подпунктами "в.1 - в.5" следующего содержания:

"

";

подпункт "г" изложить в следующей редакции:

"

";

дополнить подпунктом "г.1" следующего содержания:

"

г.1)

потери холостого хода

,

";

дополнить подпунктом "д.1" следующего содержания:

"

";

в подпункте "ж" слово "маховой" заменить словом "маховый";

дополнить подпунктом "ж.1" следующего содержания:

"

ж.1)

момент инерции генератора ()

т·м2

";

подпункт "з" после слов "на одном валу с генератором" дополнить словами "(в том числе возбудитель, компрессор, редуктор)";

дополнить подпунктом "з.1" следующего содержания:

"

з.1)

суммарный момент инерции элементов, расположенных на одном валу с генератором (в том числе возбудитель, компрессор, редуктор), не включая момент инерции турбины ()

т·м2

";

в подпункте "с":

строку "реактивные сопротивления" дополнить словом "(ненасыщенные)";

дополнить строкой следующего содержания:

"

переходное по поперечной оси (при наличии) ()

о.е.

";

в) в подпункте 1.3 пункта 1:

подпункт "б" дополнить строкой следующего содержания:

"

";

подпункт "в" дополнить строкой следующего содержания:

"

";

г) в подпункте 1.4 пункта 1:

в подпункте "д" слово "маховой" заменить словом "маховый";

дополнить пунктом "д.1" следующего содержания:

"

д.1)

момент инерции возбудителя () (за исключением статических тиристорных систем возбуждения)

т·м2

";

дополнить подпунктом "и" следующего содержания:

"

";

д) в подпункте 1.5.2 пункта 1:

в подпунктах "г" и "д" слово "маховой" заменить словом "маховый";

дополнить подпунктом "г.1" следующего содержания:

"

г.1)

момент инерции ветротурбины (при безинверторной схеме подключения к сети) ()

т·м2

";

дополнить подпунктом "д.1" следующего содержания:

"

д.1)

момент инерции агрегата (турбина и генератор) ()

т·м2

";

е) в подпункте 1.5.3 пункта 1:

в подпункте "б" слово "маховой" заменить словом "маховый";

дополнить подпунктом "б.1" следующего содержания:

"

б.1)

момент инерции ротора генератора ()

т·м2

";

ж) пункт 1 дополнить подпунктом 1.5.6 следующего содержания:

"

";

з) подпункт 1.6.3 дополнить подпунктами "д" и "е" следующего содержания:

"

";

и) в подпункте 2.2 пункта 2:

подпункт "а" дополнить строкой следующего содержания:

"место установки (электрическая точка подключения) шунтирующего реактора";

дополнить подпунктом "г.1" следующего содержания:

"

";

дополнить подпунктом "н.1" следующего содержания:

"

";

к) подпункт "а" подпункта 2.3 пункта 2 после слов "место установки" дополнить словами "(электрическая точка подключения)";

л) подпункт "а" подпункта 2.4 пункта 2 после слов "место установки" дополнить словами "(электрическая точка подключения)";

м) в подпункте "а" подпункта 2.5 пункта 2 слова "место присоединения" заменить словами "место установки (электрическая точка подключения) токоограничивающего реактора";

н) в подпункте "е" подпункта 2.6 пункта 2 слова "и полное время включения" исключить;

о) в подпункте 2.8 пункта 2:

подпункт "и" после слов "номинальное напряжение КО" дополнить словами "(при наличии нескольких компенсационных обмоток информация приводится по каждой обмотке)";

подпункт "н" после слов "номинальный ток КО" дополнить словами "(при наличии нескольких компенсационных обмоток информация приводится по каждой обмотке)";

подпункт "р" после слов "трансформатора (автотрансформатора)" дополнить словами "(при наличии расщепленных обмоток НН информация приводится по каждой обмотке НН)";

подпункт "т" после слова "переключателя" дополнить словами "(при наличии расщепленных обмоток НН информация приводится по каждой обмотке НН)";

подпункты "х" и "ц" изложить в следующей редакции:

"

";

в подпункте "ч":

после слов "активное сопротивление обмотки КО" дополнить словами "(при наличии нескольких компенсационных обмоток информация приводится по каждой обмотке)";

после слов "реактивное сопротивление обмотки КО" дополнить словами "(при наличии нескольких компенсационных обмоток информация приводится по каждой обмотке)";

в подпункте "ш":

после слов "способ регулирования напряжения" дополнить словами "(устройство регулирования напряжения под нагрузкой, устройство переключения без возбуждения, вольтодобавочный трансформатор, линейный регулировочный трансформатор)";

слова "режим использования РПН" заменить словами "режим использования устройства регулирования напряжения под нагрузкой";

после слов "место установки" дополнить словами "(электрическая точка подключения)";

п) подпункт 2.9 пункта 2 изложить в следующей редакции:

"

2.9.	Линии электропередачи (далее - ЛЭП) (Данные указываются по каждому из участков (сегментов) ЛЭП, ограниченному точками изменения конфигурации (присоединением к коммутационному аппарату, присоединением ответвления (отпайки) (далее - участок). Для участков, состоящих из частей с разным количеством проводов в фазе, кабельно-воздушных участков, участков, выполненных проводами или кабелем разных марок, разного сечения; участков, состоящих из частей, выполненных с использованием различных типов преобладающих опор; участков с грозозащитными тросами различных марок или с различным количеством грозозащитных тросов или с различными способами заземления грозозащитного троса, а также участков, части которых эксплуатируются различными субъектами электроэнергетики (обособленными подразделениями субъекта электроэнергетики) (далее совместно - "неоднородные участки"), данные указываются по каждой однородной составной части неоднородного участка. При наличии участков параллельного следования с другими ЛЭП (далее - коридор взаимоиндукции) данные представляются для всех ЛЭП коридора взаимоиндукции).
а)	общие сведения:
	диспетчерское наименование ЛЭП
	вид ЛЭП (воздушная, кабельная, кабельно-воздушная)
	номинальное напряжение, на котором эксплуатируется ЛЭП	кВ
	номинальное напряжение, на которое построена ЛЭП	кВ
	год ввода в эксплуатацию
	длина ЛЭП	Км
б)	при наличии в составе ЛЭП неоднородных участков - информация об этом с указанием по каждой однородной составной части неоднородного участка (далее - составная часть) уникального в пределах ЛЭП обозначения составной части (номера составной части, номеров опор, ограничивающих составную часть, или иного идентификатора), позволяющего однозначно связать информацию по составной части с ее расположением на схеме (эскизе) ЛЭП (далее - обозначение составной части)
	при присвоении составным частям ЛЭП номеров отсчет составных частей необходимо начинать от подстанции, которая указана в диспетчерском наименовании ЛЭП первой
	схема кабельно-воздушной ЛЭП (далее - КВЛ) с указанием:
	длины от коммутационного аппарата подстанции (далее - ПС), которая указана в диспетчерском наименовании ЛЭП первой (далее - начало ЛЭП) (при расположении кабельной составной части на ответвлении (отпайке) - от коммутационного аппарата ПС, подключенной к ответвлению (отпайке) (далее - отпаечная ПС), до начала кабельной составной части, км
	длины от конца кабельной составной части до коммутационного аппарата ПС, которая указана в диспетчерском наименовании ЛЭП второй (далее - конец ЛЭП), км
	номеров опор КВЛ, между которыми расположена кабельная составная часть
	номеров (наименований) переходных пунктов, ограничивающих кабельную составную часть
в)	данные по принадлежности участков (составных частей) ЛЭП с указанием по каждому участку (составной части) длины участка (составной части), обозначения составной части, номеров опор, ограничивающих участок (составную часть), обособленного подразделения субъекта электроэнергетики - владельца участка (составной части), осуществляющего эксплуатацию участка (составной части)
	эскиз ЛЭП, отображающий зоны эксплуатационного обслуживания и границы балансовой принадлежности участков (составных частей) ЛЭП в целом (с указанием номеров опор по границам раздела и длин обслуживаемых составных частей)
г)	технические данные кабельного участка (составной части) ЛЭП:
	обозначение составной части
	номера опор, ограничивающих кабельный участок (составную часть)
	год ввода в эксплуатацию
	длина кабельного участка (составной части) с указанием способа прокладки (в трубе, в траншее)	Км
	количество цепей
	марка кабеля
	количество параллельных кабелей, которыми выполнен кабельный участок (составная часть)	шт.
	тип кабеля (высокого давления, низкого давления, с изоляцией из сшитого полиэтилена)
	графическое изображение кабеля в разрезе со следующими обозначениями: - диаметр наружной оболочки кабеля; - наружный диаметр жилы кабеля; - толщина оболочки кабеля; t_s - толщина экрана; t_i - толщина рабочей изоляции; t_n.c - толщина полупроводящего покрытия по жиле; - толщина полупроводящего покрытия по изоляции "жила-экран"; t_n.s - толщина полупроводящего покрытия по внутренней стороне экрана
	исполнение кабеля (однофазное/трехфазное)
	способ прокладки фаз кабеля (горизонтально, вертикально, по вершинам равностороннего треугольника, произвольно)
	расстояние между центрами фаз (жил) кабеля	мм
	наличие транспозиции экрана кабеля (выполнена/отсутствует)
	способ заземления экрана кабеля (изолирован/заземлен с одной стороны/заземлен с двух сторон без транспозиции экранов/заземлен с двух сторон и применена транспозиция экранов)
	материал токоведущей жилы кабеля
	материал экрана кабеля
	материал оболочки кабеля
	тип жилы кабеля (круглая многопроволочная/сегментированная), число секторов жилы (для секторной/сегментированной жилы)	шт.
	сечение жилы кабеля	мм2
	толщина оболочки кабеля	мм
	толщина экрана	мм
	сечение экрана кабеля	мм2
	диаметр наружной оболочки кабеля	мм
	наружный диаметр жилы кабеля	мм
	удельная емкостная проводимость кабеля	мкСм/км
	удельное индуктивное сопротивление кабеля	Ом/км
	удельное сопротивление токоведущей жилы (постоянному току при 20 град. Цельсия), удельное сопротивление экрана (постоянному току при 20 град. Цельсия)	Ом/км
	толщина рабочей изоляции	мм
	толщина алюминиевой ленты для поперечной герметизации	мм
	наибольшее рабочее напряжение	кВ
	рабочая температура жилы и экрана	град. Цельсия
	удельное сопротивление грунта	Ом/км
	относительная диэлектрическая проницаемость изоляции между жилой и экраном, относительная диэлектрическая проницаемость изоляции экрана	о.е.
	толщина полупроводящих покрытий: по жиле, по изоляции "жила-экран", по внутренней стороне экрана	мм
д)	технические данные воздушного участка (составной части) ЛЭП:
	обозначение составной части
	номера опор, ограничивающих участок (составную часть) ЛЭП
	год ввода в эксплуатацию
	длина воздушного участка (составной части)
	марка провода, количество проводов в фазе, расстояние между проводами в фазе (мм) в соответствии с пунктом 3.3 формы паспорта воздушной ЛЭП (далее - ВЛ), приведенной в приложении А к национальному стандарту Российской Федерации ГОСТ Р 58087-2018 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Электрические сети. Паспорт воздушных линий электропередачи напряжением 35 кВ и выше", утвержденному и введенному в действие приказом Росстандарта от 20 марта 2018 г. N 141-ст (М., "Стандартинформ", 2018) (далее - Паспорт ВЛ)
	номинальный ток провода	А
	удельное активное сопротивление	Ом/км
	удельное индуктивное сопротивление	Ом/км
	удельная активная проводимость	мкСм/км
	удельная емкостная проводимость	мкСм/км
	удельное сопротивление грозозащитного троса Rуд, Худ постоянному току при T = 20 °C	Ом/км
	номинальный диаметр грозозащитного троса, в том числе грозозащитного троса со встроенным оптическим кабелем (ОКГТ)	мм
	схема заземления грозозащитного троса
	количество параллельных воздушных составных частей	шт.
е)	паспорт ЛЭП и следующие технические данные по ЛЭП (для ВЛ параметры и поопорная ведомость представляются с учетом Паспорта ВЛ. В случае если предусмотренные настоящим подпунктом параметры ЛЭП содержатся в паспорте ЛЭП, их отдельное предоставление не требуется. В случае если предусмотренные настоящим подпунктом параметры ЛЭП отсутствуют в паспорте ЛЭП, такие параметры представляются в дополнение к паспорту ЛЭП):
	количество и тип опор, эскизы с указанием геометрических размеров опор
	поопорная ведомость
	расстояние от каждой опоры до начала ЛЭП; для опор в составе ответвлений (отпаек) - расстояние от каждой опоры до отпаечной ПС	м
	расстояние от каждой опоры до конца ЛЭП; для опор в составе ответвлений (отпаек) - расстояние от опоры до места ответвления (отпайки)	м
	по каждому пролету ЛЭП: - марка провода в пролете - количество проводов в фазе в пролете - марка грозозащитного троса в пролете - способ заземления грозозащитного троса
	наличие, места подвески, длина и марка грозозащитного троса, количество грозозащитных тросов
	количество проводов в тросе и расстояние между проводами в расщепленном грозозащитном тросе, способ и схема его заземления
	тип и количество изоляторов в поддерживающих гирляндах изоляторов, длина поддерживающих гирлянд изоляторов
	величина удельной проводимости земли по трассе ЛЭП	Ом x м
	места транспозиции с указанием номеров опор на границах
	климатические условия по ветру и гололеду по трассе прохождения ЛЭП (районы климатических условий по ветру и гололеду по проекту и районы фактических климатических условий) в соответствии с пунктами 3.8 и 3.9 формы Паспорта ВЛ
ж)	при наличии участков параллельного следования с другими ЛЭП для каждого коридора взаимоиндукции в виде эскиза:
	обозначение коридора взаимоиндукции
	расстояние от начала ЛЭП (при расположении коридора взаимоиндукции на ответвлении (отпайке) - от отпаечной ПС) до начала коридора взаимоиндукции	км
	длина коридора взаимоиндукции с указанием номеров опор, ограничивающих коридор взаимоиндукции	км
	расстояние между осями ЛЭП параллельного следования для воздушных участков, расстояние между центральными фазами (для горизонтальной или вертикальной укладки) или расстояние между центрами трехфазных систем кабелей (для укладки треугольником) параллельных кабельных участков	М
	расположение ЛЭП друг относительно друга (расстояние между осями основной и параллельной ЛЭП (ЛЭП, следующей в одном коридоре взаимоиндукции) указывается со знаком "+", если параллельная ЛЭП (ЛЭП, следующая в одном коридоре взаимоиндукции) расположена справа, и со знаком "-", если параллельная ЛЭП (ЛЭП, следующая в одном коридоре взаимоиндукции) расположена слева от оси рассматриваемой ЛЭП. При определении правого или левого расположения параллельных ЛЭП (ЛЭП, следующих в одном коридоре взаимоиндукции) относительно рассматриваемой ЛЭП необходимо смотреть вдоль ЛЭП со стороны начала ЛЭП)
	наименования ЛЭП параллельного следования
	уточненные данные по коридорам взаимоиндукции с другими ЛЭП, предусмотренные настоящим подпунктом, - в случае если ЛЭП, следующие в одном коридоре взаимоиндукции, принадлежат на праве собственности или ином законном основании разным лицам, от таких лиц ранее получены противоречивые данные по параметрам коридора взаимоиндукции ЛЭП, и диспетчерским центром в адрес указанных лиц направлено уведомление о необходимости взаимодействия в целях уточнения и взаимного согласования таких параметров

";

р) в подпункте 2.10 пункта 2:

наименование изложить в следующей редакции:

"

";

в подпункте "а" слова "место присоединения" заменить словами "место установки (электрическая точка подключения) трансформатора тока";

подпункт "д" дополнить словами "для каждой из вторичных обмоток";

подпункт "е" признать утратившим силу;

подпункт "з" дополнить словами "для каждой из вторичных обмоток";

подпункт "к" дополнить словами "для каждой из вторичных обмоток";

подпункт "л" дополнить словами "для каждой из вторичных обмоток";

подпункт "м" после слов "предельная кратность" дополнить словами "для каждой из";

подпункт "н" признать утратившим силу;

с) в подпункте 2.11 пункта 2:

в подпункте "а" слова "место присоединения" заменить словами "место установки (электрическая точка подключения) измерительного трансформатора напряжения";

подпункт "г" изложить в следующей редакции:

"

";

подпункт "е" дополнить словами "для каждой из вторичных обмоток";

дополнить подпунктом "ж" следующего содержания:

"

";

3. В приложении N 3 к Правилам:

а) в разделе 1 слова ", установленная генерирующая мощность которых в совокупности равна или превышает 5 МВт" исключить;

б) раздел 2 после слов "поставщиками и энергосбытовыми организациями" дополнить словами ", а также потребителями - участниками оптового рынка электрической энергии и мощности";

в) раздел 4 признать утратившим силу.

4. В приложении N 4 к Правилам:

а) в разделе 1 наименование графы 14 таблицы изложить в следующей редакции:

"Дата заключения договора на технологическое присоединение/соглашения о порядке взаимодействия заявителя и сетевой организации в целях выполнения мероприятий по технологическому присоединению по индивидуальному проекту";

б) в разделе 2:

наименование графы 14 таблицы изложить в следующей редакции:

"Дата заключения договора на технологическое присоединение/соглашения о порядке взаимодействия заявителя и сетевой организации в целях выполнения мероприятий по технологическому присоединению по индивидуальному проекту";

в) дополнить разделом 2.1 следующего содержания:

"Раздел 2.1. Информация о технологическом присоединении энергопринимающих устройств (объектов электросетевого хозяйства, объектов по производству электрической энергии) максимальной мощностью менее 5 МВт с разбивкой по центрам питания.

";

5. В приложении N 5 к Правилам:

а) наименование приложения изложить в следующей редакции:

"СВЕДЕНИЯ о наличии топлива на тепловых электростанциях и вводе графиков ограничения поставок газа";

б) пункт 3 признать утратившим силу.

6. Дополнить приложением N 9 следующего содержания:

"Приложение N 9
к Правилам предоставления информации,
необходимой для осуществления
оперативно-диспетчерского управления
в электроэнергетике, утвержденным
приказом Минэнерго России
от 13 февраля 2019 г. N 102

Раздел 1. Сведения о зафиксированных параметрах электрического режима по данным контрольных и иных замеров потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения

Требования к представлению сведений о зафиксированных параметрах электрического режима по данным контрольных и иных замеров потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения:

1. Информация направляется в электронном виде (в формате электронных табличных документов).

2. По результатам контрольных замеров в отношении каждого объекта электроэнергетики с высшим классом напряжения 35 кВ и выше должна передаваться следующая информация:

значения напряжения на всех шинах (раздельно работающих секциях шин) 6 кВ и выше;

значения перетоков активной и реактивной мощности, тока в каждой ЛЭП напряжением 35 кВ и выше, отходящей от шин объекта электроэнергетики;

значения перетоков активной и реактивной мощности, тока в каждой обмотке напряжением 6 кВ и выше всех трансформаторов (автотрансформаторов), включая трансформаторы собственных нужд;

значения напряжения, активной и реактивной мощности генераторов;

значения реактивной и активной мощности, напряжения во всех средствах компенсации реактивной мощности напряжением 6 кВ и выше;

положения переключателей ответвлений устройств регулирования напряжения всех трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим номинальным напряжением 20 кВ и выше, а также вольтодобавочных трансформаторов и линейных регулировочных трансформаторов напряжением 6 кВ и выше.

3. Информация представляется за каждый час суток для контрольных замеров и за часы, указанные в задании на проведение замера, для иных замеров.

Фиксируются действующие значения параметров электроэнергетического режима, соответствующие началу каждого из часов суток контрольного или иного замера, если иное не оговорено в задании на проведение замера.

4. Для линий электропередачи, трансформаторов (автотрансформаторов) значения P и Q фиксируются со знаком "+" при направлении перетока мощности от шин объекта электроэнергетики, на котором проводится замер, в линию электропередачи или оборудование, и со знаком "-" при направлении перетока мощности от линии электропередачи или оборудования к шинам объекта электроэнергетики, на котором проводится замер.

Для агрегатов гидроаккумулирующих электростанций значения P фиксируются со знаком "+" при генераторном режиме работы агрегата и со знаком "-" при двигательном режиме работы агрегата.

Для трансформаторов (автотрансформаторов) с высшим номинальным напряжением 35 кВ и выше информация о нагрузке (мощности и токе) заполняется для каждой обмотки. Для трансформаторов с высшим номинальным напряжением ниже 35 кВ, в том числе для трансформаторов собственных нужд, информация о нагрузке (мощности и токе) заполняется только для обмотки высшего напряжения либо для обмотки низшего напряжения при отсутствии измерений в обмотке высшего напряжения.

Для генерирующего оборудования и средств компенсации реактивной мощности значения Q фиксируются со знаком "-" при потреблении реактивной мощности и со знаком "+" при генерации реактивной мощности.

Для отключенных линий электропередачи, трансформаторов (автотрансформаторов), генераторов, средств компенсации реактивной мощности указывается причина отключения: капитальный ремонт (КР), средний ремонт (СР), текущий ремонт (ТР), аварийный ремонт (АР), резерв (РЕЗ), вывод из эксплуатации (ВЭ), консервация (КС), вынужденный простой (ВПр), охранное напряжение (ОхН).

При отсутствии у организации, представляющей информацию, соответствующего оборудования, ставится прочерк "-".

Раздел 2. Сведения о нагрузке потребителей электрической энергии (мощности), включенных в графики аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности), по данным контрольных замеров

Информация представляется в соответствии с разделом 1 приложения N 8 к Правилам разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики, утвержденным приказом Минэнерго России от 6 июня 2013 г. N 290 (зарегистрирован Минюстом России 9 августа 2013 г., регистрационный N 29348), с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 18 октября 2018 г. N 898 (зарегистрирован Минюстом России 14 ноября 2018 г., регистрационный N 52677) (далее - Правила разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии).

Раздел 3. Сведения о настройке и объемах управляющих воздействий автоматики частотной разгрузки и иных видов противоаварийной автоматики по данным контрольных замеров

Информация представляется в соответствии с разделами 1 - 4 приложения N 10 к Правилам разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии.

Раздел 4. Контактная информация

".