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 ред. Приказа Минэнерго РФ от 20.12.2022 N 1340)
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. Пункт утратил силу. (в ред. Приказа Минэнерго РФ от 20.12.2022 N 1340)
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:
"
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:
"
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:
"
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:
"
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;
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:
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.
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:
"
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;
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:
"
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:
"
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).
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;
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
<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
<9> Зарегистрирован Минюстом России 30 марта 2021 г., регистрационный N 62920.
Приложение N 94
к приказу Минэнерго России
от 23 июля 2012 г. N 340