Проект Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении Порядка предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, и внесении изменений в приказ Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340 "Об утверждении перечня предоставляемой субъектами электроэнергетики информации, форм и порядка ее предоставления"" (подготовлен Минэнерго России 07.08.2017)

Продукты и услуги Информационно-правовое обеспечение ПРАЙМ Документы ленты ПРАЙМ Проект Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении Порядка предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, и внесении изменений в приказ Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340 "Об утверждении перечня предоставляемой субъектами электроэнергетики информации, форм и порядка ее предоставления"" (подготовлен Минэнерго России 07.08.2017)

Обзор документа

Проект Приказа Министерства энергетики РФ "Об утверждении Порядка предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, и внесении изменений в приказ Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340 "Об утверждении перечня предоставляемой субъектами электроэнергетики информации, форм и порядка ее предоставления"" (подготовлен Минэнерго России 07.08.2017)

24 августа 2017

Досье на проект

Пояснительная записка

В соответствии с пунктом 2 статьи 28 Федерального закона от 26.03.2003 N 35-ФЗ "Об электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2003, N 13, ст. 1177; 2004, N 35, ст. 3607; 2005, N 1, ст. 37; 2006, N 52, ст. 5498; 2007, N 45, ст. 5427; 2008, N 29, ст. 3418; N 52, ст. 6236; 2009, N 48, ст. 5711; 2010, N11, ст. 1175; N 31, ст. 4156, 4157, 4158, 4160; 2011, N 1, ст. 13; N 7, ст. 905; N 11, ст. 1502; N 23, ст. 3263; N 30, ст. 4590, 4596; N 50, ст. 7336, 7343; 2012, N 26, ст. 3446; N 27, ст. 3587; N 53 (часть I), ст. 7616; 2013, N 14, ст. 1643; N 45, ст. 5797; N 48, ст. 6165; 2014, N 16, ст. 1840 ; N30 (часть I), ст. 4218; N 42, ст. 5615; 2015, N1 (часть I), ст. 19; N27, ст. 3951; N 29 (часть I), ст. 4350, 4359; N 45, ст. 6208; 2016, N1 (часть I), ст. 70; N14, ст. 1904; N 18, ст. 2508; N 26 (часть I), ст. 3865; N 27 (часть I), ст. 4201; 2017, N1 (часть I), ст. 49) и постановлением Правительства Российской Федерации от 02.03.2017 N 244 "О совершенствовании требований к обеспечению надежности и безопасности электроэнергетических систем и объектов электроэнергетики и внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2017, N 11, ст. 1562), приказываю:

1. Утвердить прилагаемый Порядок предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

2. В приказе 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):

в Перечне информации, предоставляемой субъектами электроэнергетики, признать утратившими силу пункты 7.1 - 7.8, 7.11 - 7.29, 7.32;

в Порядке предоставления информации субъектами электроэнергетики признать утратившими силу пункты 7.1 - 7.8, 7.11 - 7.29, 7.32;

признать утратившими силу приложения NN 48- 55, 58 -70, устанавливающие формы предоставления информации.

3. Настоящий приказ вступает в силу с 01 октября 2017 г.

Министр

А.В.НОВАК

Приложение
к приказу Минэнерго России
от __.__.201__ N ____

ПОРЯДОК
ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

1. Настоящий Порядок предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее - Порядок), определяет требования к предоставлению субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии в диспетчерские центры системного оператора и субъектов оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах (далее - субъекты оперативно-диспетчерского управления) документов и информации, необходимых субъектам оперативно-диспетчерского управления для осуществления деятельности по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и выполнения функций, возложенных на субъектов оперативно-диспетчерского управления нормативными правовыми актами Российской Федерации (далее - осуществление оперативно-диспетчерского управления), включая перечень, порядок, формы и сроки предоставления такой информации.

2. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии обязаны предоставлять в диспетчерские центры субъектов оперативно-диспетчерского управления документы и информацию, необходимые для осуществления оперативно-диспетчерского управления в соответствии с требованиями пунктов 4 - 16 настоящего Порядка, а также иные документы и информацию в объеме, порядке и сроки, установленные:

Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 854 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (Часть II), ст. 5518; 2006, N 19, ст. 2094; 2008, N 8, ст. 743; 2010, N 12, ст. 1333; 2016, N 13, ст. 1825; 2017, N 1 (Часть I), ст. 178; N 11, ст. 1562);

Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2010 года N 1172 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2011, N 14, ст. 1916; N 42, ст. 5919; 2012, N 4, ст. 504, ст. 505; N 20, ст. 2539; N 23, ст. 3008; N 28, ст. 3906; N 44, ст. 6022; 2013, N 1, ст. 68; N 6, ст. 565; N 8, ст. 825; N 22, ст. 2817; N 23, ст. 2909; N 31, ст. 4234; N 35, ст. 4528; 2014, N 9, ст. 908; N 19, ст. 2414; N 23, ст. 2994; N 34, ст. 4677; N 35, ст. 4769; 2015, N 2, ст. 477; N 5, ст. 827; N 9, ст. 1324; N 10, ст. 1540; N 20, ст. 2924; 36, ст. 5034; N 37, ст. 5153; N 43, ст. 5975; N 44, ст. 6132;N 45, ст. 6256; N 46, ст. 6394; 2016, N 2 (Часть I), ст. 329, 395; N 10, ст. 1422; N 19, ст. 2701; N 22, ст. 3212; N 26 (Часть II), ст. 4067; N 31, ст. 5017; N 38, ст. 5541; N 49, ст. 6928; 2017, N 1 (Часть I), ст. 178; N 11, ст. 1558; N 16, ст. 2426; N 22, ст. 3151; N 23, ст. 3321; N 25, ст. 3684);

Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 04 мая 2012 года N 442 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 23, ст. 3008; 2013, N 1, ст. 45, ст. 68; N 5, ст. 407; N 31, ст. 4226; N 32, ст. 4309; N 35, ст. 4523, ст. 4528; 2014, N 7, ст. 689; N 32, ст. 4521; 2015, N 5, ст. 827; N 10, ст. 1540, ст. 1541; N 23, ст. 3312; N 28, ст. 4244; N 37, ст. 5153; 2016, N 9, ст. 1266; N 22, ст. 3212; N 42, ст. 5942; N 44, ст. 6135; N 51, ст. 7372; 2017, N 1 (Часть I), ст. 178; N 2 (Часть I), ст. 338; N 8, ст. 1230; N 20, ст. 2927; N 21, ст. 3009);

Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (Часть II), ст. 5525; 2007, N 14, ст. 1687; 2009, N 8, ст. 979; N 17, ст. 2088; 2010, N 40, ст. 5086; 2011, N 10, ст. 1406; 2012, N 4, ст. 504; N 23, ст. 3008; N 41, ст. 5636; N 49, ст. 6858; N 52, ст. 7525; 2013, N 31, ст. 4226, ст. 4236; N 33, ст. 4392; N 35, ст. 4523; N 42, ст. 5373; N 44, ст. 5765; N 48, ст. 6255; N 50, ст. 6598; 2014, N 7, ст. 689; N 9, ст. 913; N 25, ст. 3311; N 32, ст. 4513; 2015, N 12, ст. 1755; N 16, ст. 2387; N 25, ст. 3669; N 28, ст. 4243; N 37, ст. 5153; N 40, ст. 5574; 2016, N 9, ст. 1266; N ; N 33, ст. 5185; N 40, ст. 5735; N 41, ст. 5838; N 49, ст. 6928; N 51, ст. 7372; 2017, N 1 (Часть II), ст. 204; N 20, ст. 2927; N 21, ст. 3009);

Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 43, ст. 5073; 2013, N 33, ст. 4392; 2014, N 9, ст. 907; 2015, N 5, ст. 827; 8, ст. 1175),

Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 26 июля 2007 года N 484 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2007, N 31, ст. 4100; 2009, N 12, ст. 1429; 2010, N 15, ст. 1803; 2011, N 14, ст. 1916; 2012, N 6, ст. 695; 37, ст. 5009; 2014, N 34, ст. 4677);

Правилами полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 04 мая 2012 года N 442 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2012, N 23, ст. 3008; 2013, N 1, ст. 68; N 35, ст. 4523; 2015, N 11, ст. 1607; 2017, N 2 (Часть I), ст. 338);

Правилами недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (часть II), ст. 5525; 2007, N 14, ст. 1687; 2009, N 9, ст. 1103);

Правилами расследования причин аварий в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 28 октября 2009 года N 846 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, N 44, ст. 5243; 2011, N 50, ст. 7385; 2015, N 43, ст. 5973; 2016, N 25, ст. 3808; 2017, N 23, ст. 3320);

Порядком передачи оперативной информации об авариях в электроэнергетике, утвержденным приказом Минэнерго России от 02 марта 2010 года N 91 (зарегистрирован в Минюсте России 30 июня 2010 года N 17656);

приказом Минэнерго России от 02 марта 2010 года N 92 "Об утверждении формы отчета об авариях в электроэнергетике и порядка ее заполнения" (зарегистрирован в Минюсте России 17 мая 2010 года N 17225);

Порядком формирования сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации, утвержденным приказом ФСТ России от 12 апреля 2012 года N 53-э/1(зарегистрирован в Минюсте России 17 мая 2012 года N 24203);

Порядком создания и использования тепловыми электростанциями запасов топлива, в том числе в отопительный сезон, утвержденным приказом Минэнерго России от 22 августа 2013 года N 469 (зарегистрирован в Минюсте России 16 апреля 2014 года N 31993);

Правилами разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики, утв. приказом Минэнерго России от 06 июня 2013 года N 290 (зарегистрирован в Минюсте России 09 августа 2013 года N 29348);

иными нормативными правовыми актами, устанавливающими требования к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок;

условиями договора о присоединении к торговой системе оптового рынка, договоров возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и соглашений о технологическом взаимодействии в целях обеспечения надежности функционирования Единой энергетической системы России (технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы) (далее - соглашения о технологическом взаимодействии).

3. Информация, необходимая для осуществления оперативно-диспетчерского управления, в том числе предусмотренная пунктами 4 ? 16 настоящего Порядка, предоставляется субъекту оперативно-диспетчерского управления в письменном виде в бумажной или электронной форме с использованием факсимильной, электронной или иных средств связи, позволяющих установить, что информация (документ) исходит от соответствующего лица.

В случае использования субъектом оперативно-диспетчерского управления для сбора и обработки соответствующей информации специализированного программно-аппаратного комплекса предоставление субъекту оперативно-диспетчерского управления такой информации осуществляется посредством указанного комплекса в предусмотренных им формах и форматах передачи данных, а при отсутствии у субъекта электроэнергетики, потребителя электрической энергии, обязанного предоставлять информацию, технической возможности его использования - в письменном виде на бумажном носителе или посредством факсимильной, электронной или иных средств связи, позволяющих установить, что информация (документ) исходит от соответствующего лица, с соблюдением требований к срокам и форме предоставления информации, установленных настоящим Порядком.

Предоставление в диспетчерские центры информации и документов, предусмотренных настоящим Порядком, осуществляется субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии через их обособленные подразделения либо непосредственно соответствующими субъектами и потребителями в случае отсутствия у них обособленных подразделений.

Все документы и информация, предоставляемые в соответствии с требованиями настоящего Порядка, должны предоставляться на русском языке.

4. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, владеющие на праве собственности или ином законном основании объектами по производству электрической энергии, 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), и (или) объектами электросетевого хозяйства классом напряжения 110 кВ и выше, а также субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, владеющие на праве собственности или ином законном основании иными объектами по производству электрической энергии и (или) объектами электросетевого хозяйства в случае, если такие объекты или их оборудование относятся к объектам диспетчеризации диспетчерского центра, предоставляют в диспетчерские центры:

а) параметры и характеристики линий электропередачи, оборудования указанных объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства в соответствии с перечнем таких параметров и характеристик, установленным Приложением N 1 к настоящему Порядку, в следующие сроки:

ежегодно до 1 апреля года, следующего за отчетным календарным годом;

при вводе в работу вновь построенных (реконструированных, модернизированных) объектов электроэнергетики, входящего в их состав оборудованиях - за 6 месяцев до ввода в работу соответствующих линий электропередачи, оборудования или в иной согласованный субъектом оперативно-диспетчерского управления срок в зависимости от сложности вводимого объекта электроэнергетики, но не позднее чем за 2 месяца до ввода линий электропередачи, оборудования в работу;

не позднее 3 рабочих дней после ввода новых линий электропередачи, оборудования в работу или изменения параметров и (или) характеристик существующих линий электропередачи, оборудования с указанием причин изменений.

В случае отсутствия за прошедший отчетный период изменений параметров и характеристик линий электропередачи, оборудования, указанных в Приложении N 1 к настоящему Порядку, субъект электроэнергетики или потребитель электрической энергии подтверждает актуальность ранее представленной в диспетчерские центры информации путем направления письма, подписанного руководителем или иным уполномоченным на осуществление таких действий лицом субъекта электроэнергетики или потребителя электрической энергии.

При изменении части параметров или характеристик из числа указанных в Приложении N 1 к настоящему Порядку, информация предоставляется только в части произошедших изменений;

б) нормальные схемы электрических соединений объектов электроэнергетики (схемы электрических соединений объектов электроэнергетики, на которых все коммутационные аппараты и заземляющие разъединители изображаются в положении, соответствующем нормальному режиму работы объекта электроэнергетики), ежегодно до 1 января каждого года, а также при реконструкции (техническом перевооружении, модернизации) распределительных устройств, вводе в эксплуатацию (выводе из эксплуатации) электротехнического или энергетического оборудования, изменении диспетчерских наименований отходящих линий электропередачи, электротехнического или энергетического оборудования объекта электроэнергетики, или при наличии иных оснований, требующих разработки новой нормальной схемы электрических соединений объекта электроэнергетики;

в) временные нормальные схемы электрических соединений объектов электроэнергетики (схемы электрических соединений объектов электроэнергетики, на которых все коммутационные аппараты и заземляющие разъединители изображаются в положении, соответствующем их нормальному коммутационному состоянию на предстоящий этап жизненного цикла строящегося (реконструируемого) объекта электроэнергетики) - перед началом соответствующего этапа строительства (реконструкции, модернизации, технического перевооружения) объекта электроэнергетики, но не позднее представления в диспетчерский центр комплексной программы ввода в работу новых (реконструированных, модернизированных) линий электропередачи, электротехнического или энергетического оборудования;

г) нормальные схемы электрических соединений основной электрической сети сетевой организации (включая линии электропередачи и оборудование объектов электросетевого хозяйства классом напряжения 110 кВ), с обозначением типов оборудования и нормального состояния коммутационных аппаратов - ежегодно до 1 января каждого года, а также при реконструкции (техническом перевооружении, модернизации) объектов электроэнергетики;

д) схемы организации каналов телефонной связи для оперативных переговоров, передачи телеметрической информации и данных, используемых для задач оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике - ежегодно до 31 января каждого года;

е) списки работников, допущенных к производству переключений и ведению оперативных переговоров - ежегодно до 1 января каждого года и по мере их изменения, отдельно по каждому объекту электроэнергетики (электростанции, подстанции), оборудование и устройства которого отнесены к объектам диспетчеризации диспетчерских центров, а сетевые организации - также отдельно по каждому центру управления сетями;

ж) списки работников, уполномоченных представлять в диспетчерские центры оперативную информацию об авариях в электроэнергетике и нештатных ситуациях на объектах электроэнергетики - ежегодно до 1 января каждого года и по мере их изменения;

з) данные автоматизированной информационно-измерительной систем коммерческого учета электрической энергии, а также данные технического учета электрической энергии - в порядке и сроки, установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка и (или) договорами возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, соглашениями о технологическом взаимодействии;

и) при вводе в работу новых (реконструированных, модернизированных) объектов по производству электрической энергии и (или) объектов электросетевого хозяйства, нового (модернизированного) оборудования:

укрупненный график ввода в работу нового (реконструированного, модернизированного) объекта по производству электрической энергии и (или) объекта электросетевого хозяйства, нового (модернизированного) оборудования, предусматривающий основные этапы выполнения строительно-монтажных, наладочных работ на объекте (объектах) электроэнергетики и планируемые сроки включения в работу линий электропередачи и оборудования, номинальное напряжение которых составляет 110 кВ и выше, и комплексов противоаварийной автоматики, относящихся к объектам диспетчеризации диспетчерских центров - за 6 месяцев до ввода в работу соответствующего объекта электроэнергетики (очереди строительства (реконструкции), пускового комплекса), оборудования, комплекса противоаварийной автоматики либо в иной согласованный с субъектом оперативно-диспетчерского управления срок в зависимости от сложности вводимого объекта электроэнергетики (очереди, пускового комплекса), но не позднее чем за 2 месяца до ввода их в работу или проведения комплексного опробования;

документ, подписанный уполномоченным лицом субъекта электроэнергетики, потребителя электрической энергии, подтверждающий готовность к вводу в работу (постановке под напряжение, включению под нагрузку, проведению пробного пуска (для энергоблоков)) новых, реконструированных, модернизированных линий электропередачи, оборудования, включая успешное проведение индивидуальных и функциональных испытаний, проведение проверки и реализацию настройки устройств (комплексов) релейной защиты и автоматики (далее - РЗА) и их готовность к вводу в работу, обеспеченность вводимого объекта необходимой инструктивной и оперативной документацией и персоналом;

копию разрешения (разрешений) на допуск электроустановки (электроустановок) в эксплуатацию, выданного органом федерального государственного энергетического надзора, а для проведении функциональных испытаний, пробных пусков, комплексного опробования линий электропередачи, оборудования вновь вводимого (реконструированного, модернизированного) объекта электроэнергетики в рамках пусконаладочных работ - копию временного разрешения на допуск соответствующих электроустановок в эксплуатацию, выданного органом федерального государственного энергетического надзора.

к) данные технического учета и результаты анализа функционирования устройств (комплексов) РЗА и реализованных в их составе функций РЗА линий электропередачи и оборудования напряжением 110 кВ и выше, устройств автоматической частотной разгрузки - по формам, установленным Приложениями N 9, 10 к настоящему Порядку, ежеквартально до 15-го числа месяца, следующего за отчетным кварталом, и ежегодно до 15-го января года, следующего за отчетным календарным годом.

5. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, владеющие на праве собственности или ином законном основании объектами по производству электрической энергии, установленная генерирующая мощность которых в совокупности равна или превышает 500 кВт (с детализацией по отдельным объектам по производству электрической энергии, установленная генерирующая мощность каждого из которых равна или превышает 500 кВт), предоставляют в диспетчерские центры сведения об изменениях установленной мощности объектов по производству электрической энергии ежемесячно до 5 числа каждого месяца, следующего за отчетным, по форме, установленной Приложением N 2 к настоящему Порядку, с приложением копий следующих документов, подтверждающих такие изменения:

а) в отношении генерирующего оборудования объектов по производству электрической энергии, с использованием которого осуществляется деятельность по производству и продаже электрической энергии и мощности на оптовом рынке - документов, предусмотренных договором о присоединении к торговой системе оптового рынка, необходимых для аттестации такого генерирующего оборудования;

б) в отношении объектов по производству электрической энергии установленной генерирующей мощностью менее 5 МВт, с использованием которых осуществляется деятельность по производству электрической энергии и мощности на розничном рынке - технических паспортов или иных документов, содержащих паспортные данные генерирующего оборудования;

в) в отношении объектов по производству электрической энергии установленной генерирующей мощностью 5 МВт или более, с использованием которых осуществляется деятельность по производству электрической энергии и мощности на розничном рынке:

технических паспортов или иных документов, содержащих основные технические параметры и характеристики генерирующего оборудования;

документов, содержащих информацию о продолжительности и результатах испытаний генерирующего оборудования, и отчета о приведении результатов испытаний к нормальным условиям (номинальным параметрам);

для объектов по производству электрической энергии, установленная генерирующая мощность которых увеличивается в результате ввода в эксплуатацию (реконструкции, модернизации) основного энергетического оборудования - документов, указанных в абзацах втором и третьем настоящего подпункта, а также информации о заключенном договоре о технологическом присоединении к электрическим сетям, технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям, акта о выполнении технических условий; документов, подтверждающих выполнение комплексного опробования вышеуказанного оборудования; акта приемки законченного строительством генерирующего объекта, разрешения на ввод объекта в эксплуатацию, полученного в соответствии с градостроительным законодательством Российской Федерации, а также разрешения органа федерального государственного энергетического надзора на допуск соответствующих электроустановок к эксплуатации;

для объектов по производству электрической энергии, установленная генерирующая мощность которых изменяется в результате перемаркировки основного энергетического оборудования - акта о перемаркировке оборудования, заключения о техническом состоянии оборудования и иных документов, обосновывающих его перемаркировку, документов, указанных в абзацах втором, третьем настоящего подпункта, а в случае перемаркировки оборудования с увеличением установленной мощности - также документов, указанных в абзаце четвертом настоящего подпункта, и заявления собственника или иного законного владельца перемаркируемого оборудования, подтверждающего возможность длительной эксплуатации оборудования с повышенной мощностью при нормальных условия (номинальных параметрах)

6. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, владеющие на праве собственности или ином законном основании объектами по производству электрической энергии, 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), гарантирующие поставщики, энергосбытовые организации, организация по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, собственники или иные законные владельцы объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть, территориальные сетевые организации, а также иные собственники и законные владельцы линий электропередачи номинальным классом напряжения 35 кВ и выше, предоставляют в диспетчерские центры показатели фактического баланса электрической энергии по субъектам электроэнергетики (потребителям электрической энергии) с разбивкой по территориям субъектов Российской Федерации в следующие сроки:

ежедневно до 7:00 местного времени суток, следующих за отчетными;

ежемесячно до 7 числа месяца, следующего за отчетным.

Информация, указанная в настоящем пункте, предоставляется вышеуказанными субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии в объеме и по форме, установленной Приложением N 3 к настоящему Порядку.

7. Гарантирующие поставщики, энергосбытовые организации, потребители электрической энергии, являющиеся участниками оптового рынка, предоставляют в диспетчерские центры информацию о структуре потребления электрической энергии участниками оптового рынка - покупателями электрической энергии с разбивкой по месяцам отчетного периода и детализацией по видам экономической деятельности, в том числе по потребителям розничного рынка с потреблением электроэнергии 120 млн кВт-ч в год и выше - по форме и в сроки, установленные договором о присоединении к торговой системе оптового рынка.

8. Сетевые организации и иные хозяйствующие субъекты, владеющие на праве собственности или ином законном основании объектами электросетевого хозяйства, предоставляют в диспетчерские центры информацию о технологическом присоединении энергопринимающих устройств, объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства к электрическим сетям, ежемесячно до 20 числа месяца, следующего за отчетным периодом, по форме, установленной Приложением N 4 к настоящему Порядку.

9. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, владеющие на праве собственности или ином законном основании тепловыми электрическими станциями, установленная генерирующая мощность которых в совокупности равна или превышает 25 МВт (с детализацией по отдельным электростанциям, установленная генерирующая мощность каждой из которых равна или превышает 25 МВт), а также иные субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, генерирующее оборудование тепловых электростанций которых отнесено к объектам диспетчеризации и установленная генерирующая мощность которого равна или превышает 5 МВт, предоставляют в диспетчерские центры сведения об обеспечении электростанций топливом, сведения о вводе графиков ограничения поставок газа, а также обосновывающие материалы для согласования расчетов неснижаемого нормативного запаса резервного топлива и нормативного запаса аварийного топлива, в сроки и объеме, предусмотренном Приложением N 5 к настоящему Порядку.

10. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, владеющие на праве собственности или ином законном основании гидроэлектростанциями, установленная генерирующая мощность которых в совокупности равна или превышает 5 МВт (с детализацией по каждой гидроэлектростанции, установленная генерирующая мощность которой равна или превышает 5 МВт), предоставляют в диспетчерские центры:

а) водно-энергетические показатели работы гидроэлектростанций - ежедневно до 8:30 суток, следующих за отчетными, по форме, установленной Приложением N 6 к настоящему Порядку;

б) сведения о текущих запасах воды в основных водохранилищах гидроэлектростанций - ежедневно до 10:00 суток, следующих за отчетными, по форме, установленной Приложением N 7 к настоящему Порядку;

в) справочную информацию о запасах воды в основных водохранилищах гидроэлектростанций - ежегодно до 10 декабря каждого года, по форме, установленной Приложением N 8 к настоящему Порядку.

11. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, владеющие на праве собственности или ином законном основании линиями электропередачи, оборудованием и устройствами объектов электроэнергетики, относящимися к объектам диспетчеризации, предоставляют в диспетчерские центры в режиме реального времени:

а) телеметрическую информацию (телеизмерения и телесигнализацию) о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии объектов диспетчеризации - в соответствии с перечнем точек измерения и требованиями к объему и составу указанной информации, установленными субъектом оперативно-диспетчерского управления;

б) информацию систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами, в том числе информацию систем противоаварийного управления и автоматического регулирования частоты и перетоков мощности.

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, предоставляют в диспетчерские центры не менее чем за шесть месяцев до ввода в работу комплексов и устройств РЗА или в иной согласованный диспетчерским центром срок в зависимости от сложности вводимого объекта электроэнергетики, создаваемого (модернизируемого) комплекса или устройства РЗА, но не позднее чем за два месяца до ввода в работу новых (модернизируемых) устройств РЗА:

а) рабочую документацию на создание (модернизацию) комплексов и устройств РЗА, для которых диспетчерский центр выполняет расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования, включающую:

пояснительную записку, содержащую проектный расчет параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗА, устанавливаемых на объектах электроэнергетики;

схемы распределения по трансформаторам тока и напряжения устройств РЗА, информационно-измерительных систем (автоматизированных систем управления технологическим процессом, автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электроэнергии);

принципиальные и функционально-логические схемы (алгоритмы функционирования) устройств РЗА и внешних связей с другими устройствами РЗА, коммутационными аппаратами, устройствами ВЧ связи, устройствами передачи аварийных сигналов и команд;

данные по параметрированию (конфигурированию) микропроцессорных устройств РЗА;

схемы организации каналов связи для функционирования устройств РЗА;

заказные спецификации на устройства РЗА с указанием версии (типоисполнения) для микропроцессорных устройств РЗА;

схемы организации цепей оперативного тока устройств РЗА;

схемы организации цепей напряжения устройств РЗА;

принципиальные схемы управления и автоматики (алгоритмы функционирования) выключателей;

решения по интеграции устанавливаемых устройств РЗА в создаваемые (модернизируемые) объектовые автоматизированные системы управления технологическим процессом, системы сбора и передачи информации;

б) информацию о технических параметрах и характеристиках линий электропередачи, оборудования и устройств объекта электроэнергетики в соответствии с подпунктом "а" пункта 4 настоящего Порядка;

в) информацию о планируемых сроках ввода в эксплуатацию соответствующих линий электропередачи, оборудования, устройств РЗА, а для комплекса противоаварийной автоматики - укрупненный график ввода в работу, предусматривающий основные этапы выполнения монтажных, наладочных работ и планируемые сроки ввода в работу комплекса противоаварийной автоматики;

г) в случае установки на объекте электроэнергетики микропроцессорного устройства РЗА - информацию об устанавливаемой на объекте электроэнергетики версии микропроцессорного устройства РЗА;

д) методику расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств РЗА, для которых диспетчерский центр выполняет расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования;

е) руководство по эксплуатации вышеуказанных устройств РЗА, содержащее функционально-логические схемы и схемы программируемой логики с описанием алгоритма работы данных схем.

13. При планируемом изменении документов и информации, предоставленных в соответствии с пунктом 12 настоящего Порядка, для находящихся в эксплуатации устройств РЗА субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, указанные в пункте 12 настоящего Порядка, предоставляют в диспетчерские центры:

а) информацию о планируемых изменениях с приложением актуализированных документов и информации, указанных в пункте 12 настоящего Порядка - в предусмотренные договорами возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике или соглашениями о технологическом взаимодействии сроки;

б) уведомление о планируемом изменении версии программного обеспечения микропроцессорного устройства РЗА с указанием причин изменения и приложением актуальной редакции руководства по эксплуатации устройства РЗА и (или) иной документации, содержащей информацию о новой версии программного обеспечения - в случае изменения версии программного обеспечения микропроцессорного устройства РЗА. не позднее чем за тридцать календарных дней до планируемого перехода на новую версию программного обеспечения.

14. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, получившие от диспетчерского центра задания на настройку устройств РЗА, предоставляют в диспетчерский центр:

а) подтверждение выполнения задания диспетчерского центра по настройке устройства РЗА в письменной форме, подписанное уполномоченным лицом субъекта электроэнергетики, потребителя электрической энергии - в течение 3 рабочих дней с момента выполнения задания диспетчерского центра по настройке устройства РЗА;

б) исполнительные схемы устройства РЗА:

в течение двух месяцев с момента выполнения задания диспетчерского центра по настройке устройства РЗА - для вновь вводимых (модернизируемых) устройств РЗА;

в течение трех рабочих дней с момента выполнения задания диспетчерского центра по настройке устройства РЗА - для находящихся в эксплуатации устройств РЗА.

15. 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, либо линии электропередачи, оборудование и устройства которых относятся к объектам диспетчеризации диспетчерских центров, предоставляют в диспетчерские центры копии осциллограмм, записи автономных регистраторов аварийных событий и регистраторов микропроцессорных терминалов РЗА, журналы внутренних событий и срабатываний микропроцессорных терминалов РЗА, данные системы мониторинга переходных режимов - автоматически или по запросу диспетчерского центра в течение одного календарного дня со дня получения запроса.

16. Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии предоставляют в диспетчерские центры по их запросу ежегодно не позднее 1 августа следующую прогнозную информацию на 7-летний период с разбивкой по годам указанного периода:

а) сведения о прогнозе потребления электрической энергии (мощности) потребителями электрической энергии, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых составляет 20 МВт или более;

б) сведения о прогнозе производства электрической энергии атомных электростанций (с выделением, в том числе, прогнозируемых объемов производства электрической энергии на вновь вводимом генерирующем оборудовании);

в) сведения о прогнозе производства электрической энергии на вновь сооружаемых гидравлических и гидроаккумулирующих электростанциях;

г) сведения о гарантированных объемах экспортно-импортных поставок электрической энергии и мощности из Единой энергетической системы России и в указанную энергосистему;

д) информацию о прогнозируемых изменениях установленной генерирующей мощности объектов по производству электрической энергии с детализацией до единиц генерирующего оборудования, приводящих к соответствующим изменениям.

Приложение N 1
к Порядку предоставления информации, необходимой для
осуществления оперативно- диспетчерского управления в электроэнергетике

Параметры и характеристики
линий электропередачи, оборудования объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства

1. Параметры генерирующего оборудования электростанций

1.1. Параметры турбин

1.1.1. Наименование электростанции.

1.1.2. Тип (марка) турбины.

1.1.3. Диспетчерское наименование.

1.1.4. Завод-изготовитель.

1.1.5. Год ввода.

1.1.6. Установленная электрическая мощность, МВт.

1.1.7. Тепловая мощность, Гкал/ч.

1.1.8. Маховой момент турбины (), т·м2.

1.1.9. Номинальная частота вращения турбины, об./мин.

1.1.10. Парковый ресурс нормативный (далее - ПР), ч/лет.

1.1.11. Год достижения паркового ресурса.

1.1.12. Индивидуальный ресурс (далее - ИР) - разрешенное продление ПР, ч.

1.1.13. Дата оформления продления ПР.

1.1.14. Дата завершения модернизации (ДД.ММ.ГГ).

1.1.15. Вид работ при модернизации.

1.1.16. Дополнительный ресурс - замена базового узла, ч.

1.1.17. Наработка после замены базового узла на конец отчетного года, ч.

1.1.18. Год достижения ИР (продление или дополнительный ресурс при модернизации).

1.1.19. Параметры регулятора скорости турбин:

а) статизм регулятора скорости, %;

б) статизм частотного корректора, %;

в) зона нечувствительности регулятора скорости, Гц;

г) зона нечувствительности частотного корректора, Гц;

д) динамические возможности разгрузки турбины по активной мощности: импульсная (кратковременная) и длительная разгрузка под воздействием управляющего сигнала максимальной амплитуды через электрогидравлический преобразователь турбины;

е) время задержки от момента подачи управляющего воздействия на электрогидравлический преобразователь до начала снижения мощности турбины, с;

ж) скорость снижения мощности турбины, МВт/с;

з) максимальная величина снижения мощности турбины при импульсной разгрузке ((РН - РИРТ) / РН), %;

и) время восстановления мощности после импульсной разгрузки, с;

й) максимальная величина снижения мощности турбины при длительной разгрузке ((РН - РДРТ) / РН), %;

к) скорость снижения мощности турбины через механизм управления мощностью турбины, МВт/с;

л) допустимая продолжительность работы турбины при отклонении частоты от номинальных значений, мин.

1.1.20. Параметры системы автоматического регулирования турбины, энергоблока (котла), реактора:

а) автоматический регулятор скорости вращения турбины:

зона нечувствительности по частоте, Гц;

статизм, %;

мертвая полоса по частоте, пределы регулировки, Гц;

режим использования;

б) автоматический регулятор мощности турбины:

производитель;

зона нечувствительности по мощности, МВт;

в) частотный корректор заданной мощности:

точность канала измерения частоты, Гц;

зона нечувствительности по частоте, Гц;

мертвая полоса по частоте, пределы регулирования, Гц;

статизм, %;

режим использования;

г) автоматический регулятор мощности энергоблока (котла), реактора:

производитель;

зона нечувствительности по мощности, МВт;

частотный корректор заданной мощности;

точность канала измерения частоты, Гц;

зона нечувствительности по частоте, Гц;

мертвая полоса по частоте, пределы регулирования, Гц;

статизм, %.

1.1.21. Допустимые отклонения частоты:

а) величина допустимого отклонения частоты, Гц;

б) допустимая продолжительность работы в различных диапазонах отклонения частоты, с.

1.2. Генераторное оборудование (турбогенераторы, гидрогенераторы, дизель-генераторы), синхронные компенсаторы, синхронные двигатели

1.2.1. Наименование электростанции, подстанции.

1.2.2. Станционный номер.

1.2.3. Тип (марка).

1.2.4. Диспетчерское название.

1.2.5. Завод-изготовитель.

1.2.6. Год ввода.

1.2.7. Год модернизации.

1.2.8. Срок службы нормативный.

1.2.9. Срок службы фактический.

1.2.10. Тип системы возбуждения (основная).

1.2.11. Тип системы возбуждения (резервная).

1.2.12. Номинальное напряжение, кВ.

1.2.13. Номинальный ток статора, А.

1.2.14. Номинальная мощность (полная) (SН), МВ А.

1.2.15. Номинальная мощность (активная) (PН), МВт.

1.2.16. Номинальная мощность (реактивная) (QН), Мвар.

1.2.17. Установленная мощность агрегата (PУСТ), МВт.

1.2.18. Потери холостого хода (?Рхх, ?Qхх).

1.2.19. Номинальный коэффициент мощности.

1.2.20. Номинальная частота вращения, об./мин.

1.2.21. Активное сопротивление статора, Ом.

1.2.22. Маховой момент ротора генератора (), тм2.

1.2.23. Маховой момент агрегата (турбина и генератор) (), тм2.

1.2.24. Ток возбуждения:

а) в режиме холостого хода (Iо), А;

б) в режиме номинальной нагрузки при номинальных значениях U, f, cosj (ie ном), А;

в) в режиме максимальной нагрузки при номинальных значениях U, f, cosj (ie макс), А;

г) при коротком замыкании (Ie кз), А.

1.2.25. Уровень ограничения минимального возбуждения в асинхронном режиме при потере возбуждения, относительные единицы (далее - о.е.).

1.2.26. Перегрузочная способность (величина допустимой токовой перегрузки по току статора), %.

1.2.27. Допустимая длительность токовой перегрузки, с.

1.2.28. Допустимый уровень перенапряжения, В.

1.2.29. Допустимая длительность перенапряжения, с.

1.2.30. Допустимость и длительность работы в асинхронном режиме, с.

1.2.31. Допустимые отклонения частоты:

а) величина допустимого отклонения частоты, Гц;

б) допустимая продолжительность работы в различных диапазонах отклонения частоты, с.

1.2.32. Напряжение возбуждения:

а) в режиме холостого хода uо, В;

б) в режиме номинальной нагрузки при номинальных значениях U, f, cosj (ue ном), В;

в) в режиме максимальной нагрузки при номинальных значениях U, f, cosj (ue макс), В.

1.2.33. Реактивности:

а) синхронное по продольной оси (Xd), о.е.;

б) синхронное по поперечной оси (Xq), о.е.;

в) переходное по продольной оси (X′d), о.е.;

г) сверхпереходное по продольной оси (X"d), о.е.;

д) сверхпереходное по поперечной оси (X"q), о.е.;

е) рассеяния (Xs), о.е.

1.2.34. Постоянные времени:

а) обмотки возбуждения при разомкнутой обмотке якоря (Td0), с;

б) обмотки возбуждения при короткозамкнутой обмотке якоря (Td′), с;

в) демпферной обмотки при разомкнутых обмотках якоря и возбуждения по продольной оси (Td0"), с;

г) демпферной обмотки при короткозамкнутых обмотках якоря и возбуждения по продольной оси (T "d), с;

д) демпферной обмотки при разомкнутых обмотках якоря и возбуждения по поперечной оси (Tq0"), с;

е) демпферной обмотки при короткозамкнутых обмотках якоря и возбуждения по поперечной оси (Tq)"), с;

ж) диаграмма мощности (P-Q диаграмма):

Р (0; 0.2PН; 0.4PН; 0.6PН; 0.8PН; 0.85PН; 0.9PН; PН, PУСТ), о.е., МВт;

+Q, Мвар;

-Q, Мвар.

1.3. Автоматический регулятор возбуждения

1.3.1. Тип системы возбуждения и завод-изготовитель.

1.3.2. Тип регулятора возбуждения и завод-изготовитель.

1.3.3. Для регуляторов сильного действия российского производства:

а) постоянная времени интегратора пропорционально-интегрально-дифференциального канала (для АРВ микропроцессорного) (Tи), с;

б) коэффициенты усиления по основным каналам регулирования АРВ:

по напряжению:

максимальный (Кu), ед. возб. ном./ед. напр. ст.;

установленный (Кu), ед. возб. ном./ед. напр. ст.;

по производной напряжения:

максимальный (К′u), ед. возб. ном./ед. напр. ст./с;

установленный (K′u), ед. возб. ном./ед. напр. ст./с (для аналоговых АРВ - деления);

по отклонению частоты напряжения:

максимальный (Kf), ед. возб. ном./Гц;

установленный (Kf), ед. возб. ном./Гц (для аналоговых АРВ - деления);

по производной частоты:

максимальный (K′f), ед. возб. ном./Гц/с;

установленный (K′f), ед. возб. ном./Гц/с (для аналоговых АРВ - деления);

по производной тока ротора:

максимальный (K′if), ед. возб. ном./ед. тока рот./с;

установленный (K′if), ед. возб. ном./ед. тока рот./с (для аналоговых АРВ - деления).

1.3.4. Для автоматических регуляторов возбуждения пропорционального типа:

а) коэффициент усиления канала по напряжению (Кu), ед. возб. ном./ед. напр. ст;

б) коэффициент усиления по току статора (KI) (для высокочастотных систем с компаундированием по току статора), ед. возб. ном./ед. тока.

1.3.5. Для системы возбуждения иностранного производства:

а) наименования системы возбуждения согласно классификации фирмы-производителя и завод-изготовитель;

б) тип регулятора возбуждения и завод-изготовитель;

в) номер версии алгоритма функционирования (программного обеспечения);

г) тип регулятора напряжения;

д) параметры регулятора напряжения - заполняются по данным фирмы-изготовителя;

е) тип системного стабилизатора;

ж) параметры системного стабилизатора - заполняются по данным фирмы-изготовителя;

з) параметры настройки функции блокировки системного стабилизатора при изменении частоты электрического тока;

и) параметры настройки релейной форсировки возбуждения;

к) параметры настройки ограничителя минимального возбуждения;

л) параметры настройки ограничителя максимального тока ротора (для статических систем возбуждения);

м) параметры настройки ограничителя тока возбуждения возбудителя (для бесщеточных систем возбуждения);

н) параметры настройки ограничителя напряжения возбуждения (для бесщеточных систем возбуждения).

1.4. Возбудитель

1.4.1. Тип возбудителя.

1.4.2. Производитель.

1.4.3. Кратность форсировки возбуждения по отношению к номинальным параметрам возбуждения:

а) по току (КFI), о.е.;

б) по напряжению (КFU), о.е.;

в) расфорсировки по напряжению (КFU(-)), о.е.

1.4.4. Длительность форсировки (TF), с.

1.4.5. Эквивалентная постоянная времени возбудителя (для высокочастотной и электромашинной системы возбуждения) (Tв), с.

1.4.6. Маховой момент возбудителя (

ВОЗБ

) (за исключением статических тиристорных систем возбуждения), тм2.

1.4.7. Для бесщеточного возбудителя:

а) тип возбудителя;

б) производитель;

в) номинальная мощность (PномВ), кВт;

г) номинальное напряжение (UномВ), В;

д) номинальный ток (IномВ), А;

е) кратность форсировки по напряжению возбуждения возбудителя (Kф+), о.е.;

ж) кратность расфорсировки по напряжению возбуждения возбудителя (Kф-), о.е.;

з) фазное напряжение (Uф), В;

и) фазный ток (Iф), А;

к) базисное сопротивление (Zб), Ом;

л) активное сопротивление ротора генератора (Rрот), Ом;

м) активное сопротивление обмотки возбуждения, rf, Ом;

н) постоянная времени обмотки возбуждения возбудителя при разомкнутой обмотке якоря возбудителя (TdОВ), с;

о) реактивности:

синхронное по продольной оси (XdВ), о.е.;

синхронное по поперечной оси (XqВ), о.е.;

переходное по продольной оси (X′dВ), о.е.;

сверхпереходное по продольной оси (Х"dВ), о.е.;

сверхпереходное по поперечной оси (X"qВ), о.е.;

рассеяния (Xs), о.е.

1.4.8. Величина сопротивления дополнительного резистора в обмотке возбуждения бесщеточного возбудителя (Rрез.), Ом.

1.4.9. Настройка ограничения минимального возбуждения:

а) участки зависимости (линейной функции между точками 1 и 2) в соответствии с диаграммами мощности (P-Q диаграммами), МВт, Мвар;

б) параметры релейной форсировки:

напряжение срабатывания (Uсраб), ед. Uуставки;

напряжение возврата (Uвозвр), ед. Uуставки;

задержка на снятие форсировки (tз), с.

1.5. Ветроэнергетические установки

1.5.1. Наименование электростанции.

1.5.2. Станционный номер.

1.5.3. Диспетчерское название.

1.5.4. Год ввода.

1.5.5. Тип (марка) ветротурбины.

1.5.6. Завод-изготовитель ветротурбины.

1.5.7. Номинальная частота вращения.

1.5.8. Тип регулирования мощности.

1.5.9. Маховой момент ветротурбины (), тм2.

1.5.10. Инерционная постоянная ветротурбины (Тjтурб), с.

1.5.11. Маховой момент агрегата (турбина и генератор) (), тм2.

1.5.12. Суммарная инерционная постоянная ветроэнергетической установки (далее - ВЭУ) (турбина и генератор) (Тjагрег), с.

1.5.13. Тип генерирующего оборудования ВЭУ (Асинхронный генератор с короткозамкнутым ротором, Асинхронный генератор с фазным ротором и дополнительным сопротивлением в цепи ротора, асинхронная генератор двойного питания, синхронный генератор с фазным ротором или на постоянных магнитах).

1.5.14. Тип (марка) генерирующего оборудования ВЭУ.

1.5.15. Завод-изготовитель генерирующего оборудования ВЭУ.

1.5.16. Номинальное напряжение, кВ.

1.5.17. Номинальная мощность (полная) (SН), МВ А.

1.5.18. Номинальная мощность (активная) (PН), МВт.

1.5.19. Установленная мощность агрегата (PУСТ), МВт.

1.5.20. Номинальный коэффициент мощности.

1.5.21. Номинальная частота вращения, об./мин.

1.5.22. Способ подключения к сети (прямое подключение, тиристорное, через полностью управляемый преобразователь).

1.5.23. Тип регулирования мощности.

1.5.24. Допустимые режимы работы по напряжению:

а) максимально допустимое напряжение в точке подключения к сети, кВ;

б) минимально допустимое напряжение в точке подключения к сети, кВ.

1.5.25. Допустимые режимы работы по частоте:

а) максимально допустимая частота, Гц;

б) минимально допустимая частота, Гц.

1.5.26. Регулировочные диапазоны по активной мощности, МВт.

1.5.27. Регулировочные диапазоны по реактивной мощности, МВар.

1.5.28. Диаграмма мощности (P-Q диаграмма):

а) Р (0; 0.2PН; 0.4PН; 0.6PН; 0.8PН; 0.85PН; 0.9PН; PН, PУСТ), о.е., МВт

+Q, Мвар

-Q, Мвар.;

б) зависимость активной мощности ВЭУ от напряжения в точке подключения к электрической сети P = f(U) в табличном виде (для всех типов ВЭУ).

1.5.29. Для ветроэнергетических установок с асинхронными генераторами и асинхронными генераторами двойного питания:

а) номинальная мощность (полная) (SН), МВ А;

б) маховой момент ротора генератора (), тм2;

в) коэффициент полезного действия;

г) номинальная механическая мощность, МВт;

д) пусковой момент, о.е.;

е) максимальный момент, о.е.;

ж) пусковой ток, о.е.;

з) моментно-скоростная характеристика.

1.5.30. Для ветроэнергетических установок, подключаемых к сети через преобразователи:

а) тип преобразователя;

б) номинальная мощность (полная) (SН) преобразователя, МВ А;

в) регулировочные диапазоны преобразователя по активной мощности, МВт;

г) регулировочные диапазоны преобразователя по реактивной мощности, МВар.

1.5.31. Для ветроэнергетических установок, состоящих из синхронного генератора, связанного с ветротурбинной через механический редуктор, - все параметры и характеристики, указанные в разделах 1.2 - 1.4 настоящего приложения..

1.5.32. Дополнительные устройства для обеспечения LVRT характеристик (СТК, СТАТКОМ и т.д.).

1.6. Солнечные энергетические установки

1.6.1. Наименование электростанции.

1.6.2. Станционный номер.

1.6.3. Диспетчерское название.

1.6.4. Год ввода.

1.6.5. Тип (марка) солнечной энергетической установки.

1.6.6. Завод-изготовитель.

1.6.7. Номинальное напряжение, кВ.

1.6.8. Номинальная мощность (полная) (SН), МВ А.

1.6.9. Номинальная мощность (активная) (PН), МВт.

1.6.10. Установленная мощность (PУСТ), МВт.

1.6.11. Номинальный коэффициент мощности.

1.6.12. Допустимые режимы работы по напряжению:

а) максимально допустимое напряжение в точке подключения к сети, кВ;

б) минимально допустимое напряжение в точке подключения к сети, кВ.

1.6.13. Допустимые режимы работы по частоте:

а) максимально допустимая частота, Гц;

б) минимально допустимая частота, Гц.

1.6.14. Регулировочные диапазоны по активной мощности, МВт.

1.6.15. Регулировочные диапазоны по реактивной мощности, МВар.

1.6.16. Диаграмма мощности (P-Q диаграмма):

Р (0; 0.2PН; 0.4PН; 0.6PН; 0.8PН; 0.85PН; 0.9PН; PН, PУСТ), о.е., МВт

+Q, Мвар

-Q, Мвар.

2. Параметры электросетевого оборудования и линий электропередачи

2.1. Батареи статических конденсаторов

2.1.1. Наименование подстанции.

2.1.2. Место присоединения.

2.1.3. Тип батареи статических конденсаторов.

2.1.4. Диспетчерское наименование.

2.1.5. Год ввода.

2.1.6. Номинальное напряжение, кВ.

2.1.7. Наибольшее рабочее напряжение, кВ.

2.1.8. Номинальная мощность, квар.

2.1.9. Емкостная проводимость, См.

2.1.10. Потери активной мощности, кВт.

2.1.11. Количество и тип последовательно соединенных конденсаторов.

2.1.12. Количество параллельных конденсаторных цепочек.

2.2. Ограничители перенапряжения

2.2.1. Диспетчерское наименование.

2.2.2. Тип (марка).

2.2.3. Номинальное напряжение.

2.2.4. Год ввода.

2.2.5. Сопротивление ограничителей перенапряжения, Мом.

2.2.6. Допустимый уровень перенапряжения, кВ.

2.2.7. Допустимая длительность перенапряжения, с.

2.3. Шунтирующие реакторы

2.3.1. Наименование электростанции, подстанции.

2.3.2. Место установки.

2.3.3. Тип реактора.

2.3.4. Диспетчерское наименование.

2.3.5. Год ввода.

2.3.6. Номинальное напряжение, кВ.

2.3.7. Наибольшее рабочее напряжение, кВ.

2.3.8. Номинальная мощность, Мвар.

2.3.9. Индуктивное сопротивление, Ом.

2.3.10. Напряжение короткого замыкания СО-КО (только для управляемых шунтирующих реакторов (далее - ШР)), %.

2.3.11. Индуктивное сопротивление нулевой последовательности (только для управляемых ШР), Ом.

2.3.12. Потери активной мощности при номинальном напряжении, кВт.

2.3.13. Номинальное напряжение нулевых выводов, кВ.

2.3.14. Допустимое напряжение изоляции нулевых выводов, кВ.

2.3.15. Диапазон регулирования мощности (только для управляемых ШР), Мвар.

2.3.16. Время изменения нагрузки внутри регулировочного диапазона (только для управляемых ШР), с.

2.3.17. Скорость изменения нагрузки без форсировки (только для управляемых ШР), Мвар/с.

2.3.18. Скорость изменения нагрузки с форсировкой (только для управляемых ШР), Мвар/с.

2.3.19. Сопротивление резистора в нейтральном выводе (только для ШР с резисторами в нейтральных выводах), Ом.

2.3.20. Длительность нахождения резистора в нейтральном выводе в цепи (только для ШР с резисторами в нейтральных выводах), с.

2.3.21. Энергоемкость резистора в нейтральном выводе (только для ШР с резисторами в нейтральных выводах), кДж.

2.4. Статические тиристорные компенсаторы

2.4.1. Наименование подстанции.

2.4.2. Место установки.

2.4.3. Тип статического тиристорного компенсатора.

2.4.4. Диспетчерское наименование.

2.4.5. Год ввода.

2.4.6. Номинальное напряжение, кВ.

2.4.7. Наибольшее рабочее напряжение, кВ.

2.4.8. Номинальная мощность, Мвар.

2.4.9. Диапазон регулирования мощности, Мвар.

2.4.10. Время изменения нагрузки между границами регулировочного диапазона, с.

2.4.11. Скорость изменения нагрузки, Мвар/с.

2.4.12. Потери активной мощности, кВт.

2.5. Устройства продольной компенсации

2.5.1. Наименование подстанции.

2.5.2. Место установки.

2.5.3. Тип устройства продольной компенсации (далее - УПК).

2.5.4. Диспетчерское наименование.

2.5.5. Год ввода.

2.5.6. Номинальное напряжение, кВ.

2.5.7. Наибольшее рабочее напряжение, кВ.

2.5.8. Номинальная мощность, квар.

2.5.9. Емкость, Ф.

2.5.10. Потери активной мощности, кВт.

2.5.11. Количество и тип последовательно соединенных конденсаторов.

2.5.12. Количество параллельных конденсаторных цепочек.

2.5.13. Номинальный ток, А.

2.5.14. Уставка срабатывания по току схемы шунтирования, о.е., А.

2.5.15. Индуктивное сопротивление, Ом.

2.5.16. Активное сопротивление, Ом.

2.5.17. Диапазон регулирования мощности (только для управляемых УПК), Мвар.

2.5.18. Время изменения нагрузки между границами регулировочного диапазона (только для управляемых УПК), с.

2.5.19. Скорость изменения нагрузки (только для управляемых УПК), Мвар/с.

2.5.20. Мощность при форсировке, квар.

2.5.21. Индуктивное сопротивление при форсировке, Ом.

2.5.22. Допустимая длительность форсировки, с.

2.5.23. Допустимая токовая нагрузка в зависимости от температуры наружного воздуха (для диапазона температур от -5°С до +35°С с шагом 5°С):

а) длительно допустимый ток, А;

б) аварийно допустимый ток на время до 10 с, до 1 мин., до 20 мин., А;

в) допустимость интерполяции длительно допустимого и аварийно допустимого тока при промежуточных значениях температуры, допускается/не допускается.

2.5.24. Допустимые повышения напряжения промышленной частоты на время до 1200 с, до 20 с, до 1 с, до 0,1 с.

2.6. Токоограничивающие реакторы

2.6.1. Наименование электростанции, подстанции.

2.6.2. Место присоединения.

2.6.3. Тип (марка) реактора.

2.6.4. Диспетчерское наименование.

2.6.5. Год ввода.

2.6.6. Номинальное напряжение, кВ.

2.6.7. Индуктивное сопротивление, Ом.

2.6.8. Номинальный ток, А.

2.6.9. Потери активной мощности при номинальном напряжении, кВт.

2.6.10. Допустимая токовая нагрузка в зависимости от температуры наружного воздуха (для диапазона температур от -5°С до +35°С с шагом 5°С):

а) длительно допустимый ток, А;

б) аварийно допустимый ток на время до 10 с, до 1 мин., до 20 мин., А;

2.6.11. Допустимые повышения напряжения промышленной частоты на время до 1200 с, до 20 с, до 1 с, до 0,1 с.

2.7. Выключатели

2.7.1. Наименование электростанции, подстанции.

2.7.2. Тип выключателя.

2.7.3. Диспетчерское наименование.

2.7.4. Год ввода.

2.7.5. Номинальное напряжение, кВ.

2.7.6. Наибольшее рабочее напряжение, кВ.

2.7.7. Полное время отключения, с.

2.7.8. Номинальный ток отключения, кА.

2.7.9. Номинальный ток, А.

2.7.10. Тип привода, трехфазный/пофазный.

2.7.11. Тип управления, трехфазный/пофазный.

2.7.12. Собственное время отключения, с.

2.7.13. Собственное время включения, с.

2.7.14. Время разновременности включения фаз (только для выключателей с Типом привода "пофазный"), с.

2.7.15. Сопротивление предвключаемого резистора (только для выключателей с предвключаемыми резисторами), Ом.

2.7.16. Длительность нахождения предвключаемого резистора в цепи (только для выключателей с предвключаемыми резисторами), с.

2.7.17. Энергоемкость предвключаемого резистора (только для выключателей с предвключаемыми резисторами), кДж.

2.7.18. Допустимая токовая нагрузка в зависимости от температуры наружного воздуха (для диапазона температур от -5°С до +35°С с шагом 5°С):

а) длительно допустимый ток, А;

б) аварийно допустимый ток на время до 10 с, до 1 мин., до 20 мин., А;

2.8. Разъединители

2.8.1. Наименование электростанции, подстанции.

2.8.2. Тип разъединителя.

2.8.3. Диспетчерское наименование.

2.8.4. Год ввода.

2.8.5. Номинальное напряжение, кВ.

2.8.6. Наибольшее рабочее напряжение, кВ.

2.8.7. Номинальный ток, А.

2.8.8. Допустимая токовая нагрузка в зависимости от температуры наружного воздуха (для диапазона температур от -5°С до +35°С с шагом 5°С):

а) длительно допустимый ток, А;

б) аварийно допустимый ток на время до 10 с, до 1 мин., до 20 мин., А;

2.9. Трансформаторы и автотрансформаторы

2.9.1. Наименование электростанции, подстанции.

2.9.2. Тип (марка) трансформатора (автотрансформатора).

2.9.3. Диспетчерское наименование.

2.9.4. Тип системы охлаждения.

2.9.5. Завод изготовитель.

2.9.6. Год ввода.

2.9.7. Срок службы нормативный, год.

2.9.8. Технические характеристики.

2.9.9. Номинальная мощность (полная), МВ·А.

2.9.10. Номинальная мощность НН (полная), МВ·А.

2.9.11. Номинальная мощность СН (полная), МВ·А.

2.9.12. Номинальная мощность ВН (полная), МВ·А.

2.9.13. Номинальная мощность КО (полная), МВ·А.

2.9.14. Напряжение НН номинальное, кВ.

2.9.15. Напряжение СН номинальное, кВ.

2.9.16. Напряжение ВН номинальное, кВ.

2.9.17. Напряжение КО номинальное, кВ.

2.9.18. Номинальный ток ВН, А.

2.9.19. Номинальный ток СН, А.

2.9.20. Номинальный ток НН, А.

2.9.21. Номинальный ток КО, А.

2.9.22. Ток общей обмотки в нейтрали, А.

2.9.23. Напряжение короткого замыкания ВН-СН, %.

2.9.24. Напряжение короткого замыкания ВН-НН, %.

2.9.25. Напряжение короткого замыкания СН-НН, %.

2.9.26. Напряжение короткого замыкания ВН-КО, %.

2.9.27. Напряжение короткого замыкания СН-КО, %.

2.9.28. Напряжение короткого замыкания НН-КО, %.

2.9.29. Потери короткого замыкания ВН-НН, кВт.

2.9.30. Потери короткого замыкания ВН-СН, кВт.

2.9.31. Потери короткого замыкания СН-НН, кВт.

2.9.32. Потери короткого замыкания ВН-КО, кВт.

2.9.33. Потери короткого замыкания СН-КО, кВт.

2.9.34. Потери короткого замыкания НН-КО, кВт.

2.9.35. Потери активной мощности холостого хода, кВт.

2.9.36. Ток холостого хода, %.

2.9.37. Количество фаз.

2.9.38. Состояние нейтралей.

2.9.39. Группа соединений обмоток.

2.9.40. Расчетные параметры:

а) активное сопротивление обмотки ВН, Ом;

б) активное сопротивление обмотки СН, Ом;

в) активное сопротивление обмотки НН, Ом;

г) активное сопротивление обмотки КО, Ом;

д) реактивное сопротивление обмотки ВН, Ом;

е) реактивное сопротивление обмотки СН, Ом;

ж) реактивное сопротивление обмотки НН, Ом;

з) реактивное сопротивление обмотки КО, Ом;

и) активная проводимость на землю, мкСм;

к) реактивная проводимость на землю, мкСм;

л) потери реактивной мощности холостого хода, квар.

2.9.41. Параметры регулирования напряжения:

а) способ регулирования напряжения;

б) номинальный коэффициент трансформации ВН-СН;

в) номинальный коэффициент трансформации ВН-НН;

г) номинальный коэффициент трансформации СН-НН;

д) место установки устройства регулирования;

е) количество ступеней регулирования;

ж) количество ступеней регулирования в "+";

з) шаг регулирования в "+", %;

и) количество ступеней регулирования в "-";

к) шаг регулирования в "-", %;

л) значения коэффициентов трансформации и значений напряжения в зависимости от номеров отпаек;

м) значения комплексных коэффициентов трансформации (для трансформаторов и автотрансформаторов с продольно-поперечным регулированием).

2.9.42. Перегрузочная способность:

а) величина аварийной перегрузки АТ (Т) в зависимости от температуры окружающей среды в диапазонах от -5°С до +35 °С с шагом 5°С (для промежуточных температур указывается возможность применения принципа линейной интерполяции, или иных принципов определения величины допустимой токовой нагрузки трансформаторного оборудования) на время до 20 секунд, 1 мин, 5 мин, 10 мин, 20 мин и 1 час, о.е.;

б) величина результирующей аварийной перегрузки АТ (Т) в зависимости от температуры окружающей среды в диапазонах от -5°С до +35 °С с шагом 5°С (для промежуточных температур указывается возможность применения принципа линейной интерполяции, или иных принципов определения величины допустимой токовой нагрузки трансформаторного оборудования) на время до 20 секунд, 1 мин, 5 мин, 10 мин, 20 мин и 1 час с учетом ограничений подстанционного оборудования (выключатели, трансформаторы тока, ошиновки, разъединители и пр.), А.

2.9.43. Значения напряжений и длительно допустимой токовой нагрузки для различных положений РПН (ПБВ) трансформаторов и автотрансформаторов (ВН, СН, общая обмотка)

2.10. Линии электропередачи

2.10.1. Общие данные.

2.10.2. Диспетчерское наименование.

2.10.3. Вид линии электропередачи (далее - ЛЭП) (воздушная, кабельная, кабельно-воздушная).

2.10.4. Технические характеристики (если линия состоит из нескольких неоднородных участков, то технические данные указываются по каждому из участков):

а) Номинальное напряжение (Номинальное напряжение, на которое построена линия), кВ;

б) эксплуатационное напряжение (Номинальное напряжение, на котором эксплуатируется линия), кВ.

2.10.5. Технические данные кабельного участка линии электропередачи:

а) длина участка кабеля, км;

б) количество цепей;

в) марка кабеля;

г) графическое изображение кабеля в разрезе;

д) исполнение кабеля (однофазное/трехфазное);

способ прокладки кабеля (горизонтально, вертикально, по вершинам равностороннего треугольника, произвольно);

расстояние между центрами фаз (жил) кабеля, мм,;

конструктивные параметры кабеля;

е) наличие транспозиции экрана кабеля (выполнена/отсутствует);

способ заземления экрана кабеля (с одной стороны/с двух сторон кабеля);

материал токоведущей жилы кабеля;

ж) материал экрана кабеля;

з) материал оболочки кабеля;

и) тип жилы кабеля (круглая многопроволочная/сегментированная);

й) сечение жилы кабеля, мм2;

сечение оболочки кабеля, мм2;

сечение экрана кабеля, мм2;

диаметр жилы кабеля, мм;

к) диаметр жилы по экрану кабеля, мм;

л) наружный диаметр кабеля, мм;

м) удельная емкость кабеля, Ф/км;

н) удельное сопротивление токоведущей жилы (постоянному току при 20 град. Цельсия), Ом/км;

о) толщина изоляции, мм;

п) толщина электропроводящего экрана по изоляции, мм;

р) толщина алюминиевой ленты для поперечной герметизации, мм.

2.10.6. Технические данные воздушного участка линии электропередачи:

а) длина воздушного участка;

б) количество цепей;

в) марка провода;

г) количество проводов в фазе;

д) расстояние между проводами в фазе, мм;

е) номинальный ток провода, А;

ж) удельное активное сопротивление, Ом/км;

з) удельное индуктивное сопротивление, Ом/км;

и) удельная активная проводимость, мкСм/км;

й) удельная индуктивная проводимость, мкСм/км.

2.10.7. Паспорт линии с указанием:

а) количества и типов опор, эскизы с указанием геометрических размеров промежуточных опор;

б) поопорной ведомости;

в) наличия, места подвески и марки грозозащитного троса;

г) технических характеристик грозозащитного троса (номинальный диаметр в мм, сопротивление постоянному току Rуд, Xуд при 20°С в Ом/км);

д) количество проводов в тросе и расстояние между проводами в расщепленном грозотросе, способа его заземления;

е) типа и числа изоляторов в гирлянде;

ж) величин удельной проводимости земли по трассе ЛЭП;

з) мест транспозиции.

2.10.8. Характерные погодные условия по трассе прохождения ЛЭП.

2.10.9. При наличии участков параллельного следования (коридоров взаимоиндукции) с другими ЛЭП для каждого участка (коридора взаимоиндукции) в виде эскиза:

а) расстояние от начала ЛЭП до начала участка параллельного следования (коридора взаимоиндукции), км;

б) длина участка параллельного следования (коридора взаимоиндукции), км

расстояние между осями ЛЭП параллельного следования, м;

в) расположение ЛЭП друг относительно друга;

г) наименования ЛЭП параллельного следования.

2.10.10. Расчетные данные (если линия состоит из нескольких неоднородных участков, то расчетные данные указываются по каждому из участков. При наличии участка параллельного следования (коридора взаимоиндукции) необходимо предоставить расчетные данные для всех параллельных ЛЭП участка (коридора взаимоиндукции):

а) активное сопротивление, Ом;

б) реактивное сопротивление, Ом;

в) активная проводимость на землю, мкСм;

г) реактивная проводимость на землю, мкСм;

д) потери активной мощности на корону, кВт;

е) активное сопротивление нулевой последовательности, Ом;

ж) реактивное сопротивление нулевой последовательности, Ом

количество цепей.

2.10.11. Допустимая токовая нагрузка участка линии (кабеля) в зависимости от температуры наружного воздуха (определяется условиями сохранения механической прочности провода и сохранением нормированных вертикальных расстояний между проводом и землей или между проводом и пересекаемыми объектами, для диапазона температур от -5°С до +35°С с шагом 5°С):

а) длительно допустимый ток, А;

б) поправочный коэффициент;

в) аварийно допустимый ток на время до 10 с, до 1 мин., до 20 мин., А;

г) допустимость интерполяции длительно допустимого и аварийно допустимого тока при промежуточных значениях температуры, допускается/не допускается.

2.10.12. Допустимая токовая нагрузка ЛЭП в зависимости от температуры наружного воздуха с учетом ограничений подстанционного оборудования (выключатели, трансформаторы тока, ошиновки, разъединители, ВЧЗ и пр.) (определяется условиями сохранения механической прочности провода и сохранением нормированных вертикальных расстояний между проводом и землей или между проводом и пересекаемыми объектами, для диапазона температур от -5°С до +35°С с шагом 5°С):

а) длительно допустимый ток, А;

б) поправочный коэффициент;

в) аварийно допустимый ток на время до 10 с, до 1 мин., до 20 мин., А;

г) ограничивающий элемент (трансформаторы тока, высокочастотные заградители и пр., включая ошиновку ЛЭП);

д) допустимость интерполяции длительно допустимого и аварийно допустимого тока при промежуточных значениях температуры, допускается/не допускается.

2.10.13. Допустимые повышения напряжения промышленной частоты на время до 1200 с, до 20 с, до 1 с, до 0,1 с

2.11. Трансформаторы тока

2.11.1. Наименование подстанции, электростанции.

2.11.2. Место присоединения.

2.11.3. Тип трансформатора тока.

2.11.4. Диспетчерское наименование.

2.11.5. Год ввода.

2.11.6. Номинальное напряжение, кВ.

2.11.7. Номинальный ток (первичный), А.

2.11.8. Номинальный ток (вторичный), А.

2.11.9. Класс.

2.11.10. Номинальная мощность, В·А.

2.11.11. Наибольший рабочий ток (первичный), А.

2.11.12. Сопротивление обмотки ТТ активное и индуктивное, Ом.

2.11.13. Номинальная вторичная нагрузка с указанием коэффициента мощности или активное и индуктивное сопротивления нагрузки, ВА (Ом).

2.11.14. Номинальная предельная кратность.

2.11.15. Допускаемое значение тока намагничивания и соответствующее ему значение напряжения намагничивания или вольтамперная характеристика.

2.11.16. Допустимая токовая нагрузка в зависимости от температуры наружного воздуха (для диапазона температур от -5°С до +35°С с шагом 5°С):

а) длительно допустимый ток, А;

б) аварийно допустимый ток на время до 10 с, до 1 мин., до 20 мин., А;

2.12. Измерительные трансформаторы напряжения

2.12.1. Наименование подстанции, электростанции.

2.12.2. Место присоединения.

2.12.3. Тип трансформатора напряжения.

2.12.4. Диспетчерское наименование.

2.12.5. Год ввода.

2.12.6. Номинальное напряжение первичной обмотки, кВ.

2.12.7. Номинальное рабочее напряжение первичной обмотки, кВ.

2.12.8. Номинальное напряжение вторичной (вторичных) обмоток, кВ.

2.12.9. Класс.

2.12.10. Номинальная мощность, В·А.

2.13. Высокочастотные заградители

2.13.1. Наименование подстанции, электростанции.

2.13.2. Место присоединения.

2.13.3. Тип высокочастотного заградителя.

2.13.4. Диспетчерское наименование.

2.13.5. Класс напряжения, кВ.

2.13.6. Номинальный ток, А.

2.13.7. Допустимая токовая нагрузка в зависимости от температуры наружного воздуха (для диапазона температур от -5°С до +35°С с шагом 5°С):

а) длительно допустимый ток, А;

б) аварийно допустимый ток на время до 10 с, до 1 мин., до 20 мин., А;

2.14. Шины, ошиновки

2.14.1. Наименование подстанции, электростанции.

2.14.2. Место присоединения.

2.14.3. Номинальный ток, А.

2.14.4. Количество проводов в фазе.

2.14.5. Марка провода (кабеля).

2.14.6. Допустимая токовая нагрузка в зависимости от температуры наружного воздуха (для диапазона температур от -5°С до +35°С с шагом 5°С):

а) длительно допустимый ток, А;

б) аварийно допустимый ток на время до 10 с, до 1 мин., до 20 мин., А;

в) допустимость интерполяции длительно допустимого и аварийно допустимого тока при промежуточных значениях температуры, допускается/не допускается

3. Иное оборудование

По асинхронизированным генераторам, фазоповоротным устройствам, выпрямительным установкам и другому оборудованию, не указанному в разделах 1 и 2 настоящего приложения, приводятся паспортные данные указанного оборудования, необходимые для его моделирования в расчетной модели энергосистемы и осуществления управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием такого оборудования в случае его отнесения к объектам диспетчеризации.

Приложение N 2
к Порядку предоставления информации, необходимой для
осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

Сведения об изменениях установленной мощности электростанций
за _____ года

Наименование организации, предоставляющей информацию:

Почтовый адрес:

Раздел 1. Сведения об изменениях установленной мощности электростанций

Наименование показателя	Код строки	Станционный номер турбоагрегата	Марка турбоагрегата	Установленная мощность, МВт
Наименование показателя	Код строки	Станционный номер турбоагрегата	Марка турбоагрегата	на начало отчетного месяца	на конец отчетного месяца
Ввод мощности в эксплуатацию <1>	1
Демонтаж мощности <2>	2
Перемаркировка установленной мощности <3>	3

-----------------------------

<1> Заполняется на основании акта рабочей комиссии о приемке оборудования после комплексного опробования.

<2> Заполняется на основании акта о выводе из эксплуатации или приказа о выводе оборудования из эксплуатации.

<3> Заполняется на основании акта о перемаркировке энергетического оборудования.

Раздел 2. Контактная информация

Контактная информация	Инициалы, фамилия	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации
Ответственный за заполнение формы

Приложение N 3
к Порядку предоставления информации, необходимой для
осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

Показатели фактического баланса электрической энергии по субъектам электроэнергетики за ____________ ____ года

Наименование организации, предоставляющей информацию:

Почтовый адрес:

Раздел 1. Информация о производстве, потреблении и перетоках электрической энергии (предоставляется субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии, владеющими на праве собственности или ином законном основании объектами по производству электрической энергии, установленная генерирующая мощность которых в совокупности равна или превышает 5 МВт), тыс. кВт·ч

Наименование показателя	Фактическое значение показателя
Наименование показателя	за сутки	нарастающим итогом с начала месяца
Наименование субъекта Российской Федерации _______________________________________________
1. Выработка электрической энергии, всего
1.1. Выработка электрической энергии по генератору (блоку) 1
...
1.N. Выработка электрической энергии по генератору (блоку) N
2. Сальдо перетоков электрической энергии
3. Потребление электрической энергии, всего

Раздел 2. Информация о потреблении и перетоках (предоставляется гарантирующими поставщиками и энергосбытовыми организациями), тыс. кВт·ч

Наименование показателя	Код строки	Фактическое значение показателя
Наименование показателя	Код строки	за сутки	нарастающим итогом с начала месяца
Наименование субъекта Российской Федерации _______________________________________________
1. Потребление электрической энергии, всего
2. Сальдо перетоков

Раздел 3. Информация о перетоках электрической энергии (предоставляется организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью, территориальными сетевыми организациями и иными собственниками и законными владельцами объектов электросетевого хозяйства в отношении линий электропередачи номинальным классом напряжения 35 кВ и выше, персекающих границу субъекта Российской Федерации), тыс. кВт·ч

Наименование показателя	Код строки	Фактическое значение показателя
Наименование показателя	Код строки	за сутки	нарастающим итогом с начала месяца
1	2	3	4
Наименование субъекта Российской Федерации _________________________________
1. Сальдо перетоков электрической энергии с i-тым смежным субъектом Российской Федерации
1.1. Переток по линии электропередачи 1
...
1.N. Переток по линии электропередачи N
2. Сальдо межгосударственных перетоков электрической энергии
2.1. Переток электрической энергии с электроэнергетическими системами иностранных государств по точкам поставки, расположенным в границах субъекта Российской Федерации
2.1.1. Переток по линии электропередачи 1
...
2.1.N. Переток по линии электропередачи N

Раздел 4. Информация о перетоках (предоставляется организацией по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и иными собственниками и законными владельцами объектов электросетевого хозяйства, входящих в единую национальную (общероссийскую) электрическую сеть), тыс. кВт·ч

Наименование показателя	Код строки	Фактическое значение показателя
Наименование показателя	Код строки	за сутки	нарастающим итогом с начала месяца
1	2	3	4
Наименование субъекта Российской Федерации ________________________________
1. Перетоки электрической энергии с потребителями - субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности
по перечню присоединений
2. Перетоки электрической энергии с объектами генерации
по перечню присоединений

Раздел 5. Контактная информация

Контактная информация	Инициалы, фамилия	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации
Ответственный за заполнение формы

Приложение N 4
к Порядку предоставления информации, необходимой для
осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

Информация о технологическом присоединении энергопринимающих устройств, объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства к электрическим сетям*(1)
за ________ года

Наименование организации, предоставляющей информацию:

Почтовый адрес:

Раздел 1. Информация о технологическом присоединении объектов по производству электрической энергии максимальной мощностью 5 МВт и более

Наименование объединенной энергетической системы	Наименование субъекта Российской Федерации	Наименование объекта присоединения	Тип объекта присоединения	Наименование заявителя	Основное назначение объекта присоединения	Максимальная мощность энергетических установок в соответствии с заявкой на технологическое присоединение, МВт	Распределение максимальной мощности энергетических установок по годам, МВт				Наименование сетевой (выполняющей функции сетевой) организации, к объектам электросетевого хозяйства которой производится технологическое присоединение	Дата поступления заявки на технологическое присоединение	Дата заключения договора на технологическое присоединение	Дата выдачи технических условий на технологическое присоединение	Наличие изменений в технические условия на технологическое присоединение (да/нет)	Дата выдачи изменений в технические условия	Наличие этапности технологического присоединения (да/нет)	Срок действия технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям	Дата выдачи технического задания на проектирование схемы выдачи мощности <1>	Дата утверждения проекта схемы выдачи мощности	N и дата акта осмотра присоединяемых энергетических установок (по этапам)	N и дата акта выполнения технических условий (по этапам)	N и дата получения разрешения Ростехнадзора на допуск в эксплуатацию энергетических установок (по этапам, в том числе на период проведения пусконаладочных работ)	Дата ввода в эксплуатацию присоединяемых энергетических установок
Наименование объединенной энергетической системы	Наименование субъекта Российской Федерации	Наименование объекта присоединения	Тип объекта присоединения	Наименование заявителя	Основное назначение объекта присоединения		текущий год N	год N + 1	год N + 2	год N + 3		Дата поступления заявки на технологическое присоединение	Дата заключения договора на технологическое присоединение			Дата выдачи изменений в технические условия	Наличие этапности технологического присоединения (да/нет)			Дата утверждения проекта схемы выдачи мощности		N и дата акта выполнения технических условий (по этапам)
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25

--------------------------------

<1> В случае, если выполнение проекта предусмотрено техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям.

Раздел 2. Информация о технологическом присоединении энергопринимающих устройств (объектов электросетевого хозяйства) мощностью менее 5 МВт, энергетических установок мощностью менее 5 МВт c разбивкой по центрам питания

Наименование организации, осуществляющей технологическое присоединение	Наименование субъекта Российской Федерации	Центр питания <1>	Заключено договоров на технологическое присоединение, включающих технические условия на общую максимальную мощность энергопринимающих устройств, МВт	Расторгнуто договоров на технологическое присоединение, включающих технические условия на общую максимальную мощность энергопринимающих устройств, МВт	Суммарная максимальная мощность энергопринимающих устройств, присоединенных к электрическим сетям в соответствии с договорами на технологическое присоединение за отчетный период, МВт	Заключено договоров на технологическое присоединение, включающих технические условия на общую максимальную мощность энергетических установок, МВт	Расторгнуто договоров на технологическое присоединение, включающих технические условия на общую максимальную мощность энергетических установок, МВт	Суммарная максимальная мощность энергетических установок, присоединенных к электрическим сетям в соответствии с договорами на технологическое присоединение за отчетный период, МВт

<1> Указываются диспетчерские наименования центров питания (при отсутствии диспетчерских наименований - наименования, используемые сетевой организацией). Под центром (-ами) питания понимаются ПС 110 кВ и выше (существующая (-ие) либо вновь сооружаемая (-ые)), к шинам соответствующего (указанного в заявке на ТП) класса напряжения которой (-ых) непосредственно присоединяются электросетевые объекты заявителя.

В случае если технологическое присоединение ПС заявителя 110 кВ и выше осуществляется путем сооружения отпаек от ЛЭП, заходов ЛЭП и т.п., под центрами питания понимаются граничные ПС данной (-ых) ЛЭП.

В случае технологического присоединения электростанции под центром питания понимается данная электростанция.

В случае технологического присоединения электросетевых объектов заявителя к объектам сетевой организации высшим классом напряжения ниже 110 кВ, под центром питания понимается соответствующая ПС 110 кВ и выше, обеспечивающая электроснабжение данных объектов сетевой организации в нормальной схеме электрической сети.

Раздел 3. Информация о технологическом присоединении энергопринимающих устройств (объектов электросетевого хозяйства) максимальной мощностью 5 МВт и более

Наименование объединенной энергетической системы	Наименование субъекта Российской Федерации	Наименование объекта присоединения	Тип объекта присоединения	Наименование заявителя	Основное назначение объекта присоединения	Максимальная мощность энергопринимающих устройств в соответствии с заявкой на технологическое присоединение, МВт	Распределение максимальной мощности энергопринимающих устройств по годам, МВт				Наименование сетевой (выполняющей функции сетевой) организации, к объектам электросетевого хозяйства которой производится технологическое присоединение
Наименование объединенной энергетической системы	Наименование субъекта Российской Федерации	Наименование объекта присоединения	Тип объекта присоединения	Наименование заявителя	Основное назначение объекта присоединения		текущий год N	год N + 1	год N + 2	год N + 3
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12

Дата поступления заявки на технологическое присоединение	Дата заключения договора на технологическое присоединение	Дата выдачи технических условий на технологическое присоединение	Наличие изменений в технические условия на технологическое присоединение (да/нет)	Дата выдачи изменений в технические условия	Наличие этапности технологического присоединения (да/нет)	Срок действия технических условий на технологическое присоединение	Дата выдачи технического задания на проектирование <1>	Дата утверждения проекта	N и дата акта осмотра присоединяемых энергопринимающих устройств (по этапам)	N и дата акта выполнения технических условий (по этапам)	N и дата получения разрешения Ростехнадзора на допуск в эксплуатацию энергетических установок (по этапам, в том числе на период проведения пусконаладочных работ)	Дата ввода в эксплуатацию присоединяемых энергопринимающих устройств
13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23	24	25

--------------------------------

Раздел 4. Контактная информация

Контактная информация	Инициалы, фамилия	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации
Ответственный за заполнение формы

Приложение N 5
к Порядку предоставления информации, необходимой для
осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

Сведения о наличии топлива на тепловых электростанциях, о вводе графиков ограничения поставок газа, обосновывающие материалы для согласования расчетов неснижаемого нормативного запаса топлива и нормативного запаса аварийного топлива

I. Сведения о наличии топлива на тепловых электростанциях

Информация предоставляется в автоматизированном виде с использованием программно-аппаратного комплекса, экспллуатация и техническая поддержка которого осуществляются системным оператором.

Состав информации, периодичность и сроки предоставления:

1. Ежедневно, до 6:00 местного времени

приход топлива за сутки;

расход топлива за сутки;

прочее изменение запаса топлива;

эксплуатационный запас топлива на конец суток, в том числе на удаленном (находящемся вне территории ТЭС) складе/хранилище;

2. Ежеквартально

а) до 25 числа месяца, предшествующего планируемому периоду

договорной объем поставки лимитного газа по месяцам квартала;

договорной объем поставки дополнительного газа по месяцам квартала;

б) до 1 числа месяца, предшествующего планируемому периоду

нормативный эксплуатационный запас топлива (НЭЗТ) по месяцам квартала;

нормативный запас вспомогательного топлива (НВЗТ) по месяцам квартала;

общий нормативный запас топлива (ОНЗТ) по месяцам квартала;

3. Ежегодно, до 25 сентября

неснижаемый нормативный запас топлива (ННЗТ).

нормативный запас аварийного топлива (НАЗТ).

4. По запросу

неизвлекаемый ("мертвый") объем (для жидких видов топлива);

сведения об используемом топливе на электростанции (удельная теплота сгорания, назначение использования, состав сжигающего топливо оборудования);

наименование отчитывающейся организации (электростанции), почтовый адрес, регистрационные коды (ОКПО, ОКВЭД, ОКАТО, ОКОГУ, ОКОПФ, ОКФС), наименование энергокомпании/собственника;

контактная информация ответственных исполнителей и руководителя организации;

иная справочная информация, необходимая для мониторинга топливообеспечения ТЭС (вместимость склада/хранилища топлива, наличие склада хранения топлива за пределами территории ТЭС, расстояние до места поставки топлива, среднее время доставки и разгрузки топлива, количество подключенных магистральных газопроводов, наличие мазутопровода от НПЗ, расход резервного (аварийного) топлива на номинальной нагрузке, сроки сезонного останова электростанции, ответственный за установление нормативов запасов топлива орган исполнительной власти, реквизиты организационно-распорядительных документов, которыми утверждены нормативы запасов топлива).

II. Сведения о вводе графиков ограничения поставок газа для электростанций

Информация предоставляется в течение 6 часов с момента получения собственником или иным законным владельцем электростанции уведомления о вводе графикав ограничения поставок газа от газоснабжающей организации.

III. Обосновывающие материалы, необходимые для согласования расчетов ННЗТ и НАЗТ

Обосновывающие материалы, необходимые для согласования расчетов ННЗТ и НАЗТ, в объеме и сроки, аналогичные предусмотренным Административным регламентом предоставления Министерством энергетики Российской Федерации государственной услуги по утверждению нормативов создания запасов топлива при производстве электрической энергии, а также нормативов запасов топлива на источниках тепловой энергии в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии с установленной мощностью производства электрической энергии 25 мегаватт и более, утвержденным приказом Минэнерго России от 23.09.2015 N 666 (зарегистрировано в минюсте России 20.01.2016 N 40653; Официальный интернет-портал правовой информации http://www.pravo.gov.ru, 25.01.2016) для предоставления указанных материалов в Минэнерго России, а также по запросу системного оператора.

Информация предоставляется не позднее 2 месяцев до планируемой даты утверждения ННЗТ (НАЗТ).

Приложение N 6
к Порядку предоставления информации, необходимой для
осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

Водно-энергетические показатели работы гидроэлектростанций
за _________ года

Наименование организации, предоставляющей информацию:

Почтовый адрес:

Раздел 1. Водно-энергетические показатели работы гидроэлектростанции (далее - ГЭС) <1>

Наименование показателя	Код показателя	Значение показателя
1	2	3
Направление ветра на 8 часов утра текущих суток	3
Скорость ветра на 8 часов утра текущих суток, м/с	4
ОТМЕТКИ:
Отметка верхнего бьефа средняя по водохранилищу на 8 часов утра текущих суток, м	10
Отметка верхнего бьефа средняя по водохранилищу, на характерный час отчетных суток, м	11
Отметка верхнего бьефа у здания ГЭС средняя за отчетные сутки, м	12
Отметка верхнего бьефа у здания ГЭС на характерный час отчетных суток, м	13
Отметка верхнего бьефа у здания ГЭС (приплотинная) на 8 час. текущих суток, м	14
Отметка верхнего бьефа по характерному посту (текущие сутки), м	15
Отметка нижнего бьефа на 8 часов утра текущих суток, м	16
Отметка нижнего бьефа на характерный час отчетных суток, м	17
Отметка нижнего бьефа средняя за отчетные сутки, м	18
Отметка нижнего бьефа по характерному посту, максимальная за отчетные сутки, м	19
Отметка нижнего бьефа по характерному посту, минимальная за отчетные сутки, м	20
НАПОРЫ:
Напор средний за отчетные сутки, м	30
Напор (резерв), м	31
ПРИТОКИ:
Приток суммарный, средний за отчетные сутки, м3/с	40
Приток боковой, средний за отчетные сутки, м3/с	41
РАСХОДЫ:
Расход суммарный в нижнем бьефе, средний за отчетные сутки, м3/с	45
Расход через турбины, средний за отчетные сутки, м3/с	46
Расход через водосброс, средний за отчетные сутки, м3/с	47
Расход на ирригацию, средний за отчетные сутки, м3/с	51
ПОКАЗАТЕЛИ РАБОТЫ АГРЕГАТОВ:
Максимальная нагрузка ГЭС за отчетные сутки, МВт	60
Минимальная нагрузка ГЭС за отчетные сутки, МВт	61
Выработка ГЭС, млн. кВт·ч	65
Выработка электрической энергии на ГЭС, нарастающая с начала месяца, млн. кВт·ч	66
Отклонение выработки от задания, нарастающим итогом с начала месяца, млн. кВт·ч	69

-----------------------------

<1> Объем передаваемой информации может быть уменьшен соответствующим диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления в зависимости от особенности планирования режима ГЭС.

Раздел 2. Контактная информация

Контактная информация	Инициалы, фамилия	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации
Ответственный за заполнение формы

Приложение N 7
к Порядку предоставления информации, необходимой для
осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

Сведения о текущих запасах воды в основных водохранилищах гидроэлектростанций
за _______ года

Наименование организации, предоставляющей информацию:

Почтовый адрес:

Раздел 1. Текущие запасы воды в водохранилищах

Наименование показателя	Код строки	Код показателя
Удельный расход воды для оценки энергоемкости водохранилища на отчетную дату текущего года, м3/кВт·ч	1	201
Удельный расход воды для оценки энергоемкости водохранилища на отчетную дату прошлого года, м3/кВт·ч	2	202
Уровень водохранилища на отчетную дату текущего года, м	3	203
Уровень водохранилища на отчетную дату прошлого года, м	4	204
Полезный объем водохранилища на отчетную дату текущего года, млн. м3	5	205
Полезный объем водохранилища на отчетную дату прошлого года, млн. м3	6	206

Раздел 2. Контактная информация

Контактная информация	Инициалы, фамилия	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации
Ответственный за заполнение формы

Приложение N 8
к Порядку предоставления информации, необходимой для
осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

Справочная информация о запасах воды в основных водохранилищах гидроэлектростанций
за ____ год

Наименование организации, предоставляющей информацию:

Почтовый адрес:

Раздел 1. Справочная информация о запасах воды в основных водохранилищах гидроэлектростанций

Наименование показателя	Код строки	Код показателя
Нормальный подпорный уровень (НПУ), м	1	207
Уровень мертвого объема (УМО), м	2	208
Энергоемкость полного полезного объема водохранилища, млн. кВт·ч	3	209
Полный полезный объем водохранилища, млн. м3	4	210

Раздел 2. Контактная информация

Контактная информация	Инициалы, фамилия	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации
Ответственный за заполнение формы

Приложение N 9
к Порядку предоставления информации,необходимой для
осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

Данные технического учета устройств (комплексов) РЗА и реализованных в них функций РЗА линий электропередачи и оборудования, номинальное напряжение которых составляет 110 кВ и выше, устройств автоматической частотной разгрузки
за _________ года

Наименование организации, предоставляющей информацию:

Почтовый адрес:

Раздел 1. Сведения о всех случаях правильной и неправильной работы устройств (комплексов) РЗА и реализованных в них функций РЗА

Порядковый номер	Дата, время события	Операционная зона субъекта оперативно-диспетчерского управления	Энергообъект	Линия электропередачи, оборудование подстанции или электростанции, напряжение (кВ)	Название устройства (комплекса) РЗА	Вид исполнения	Наименование функции РЗА	Оценка работы функций РЗА	Код (коды) технической причины неправильной работы РЗА	Код (коды) организационной причины неправильной работы РЗА	Код категории персонала	Количество срабатываний	Вид и место короткого замыкания (только для РЗ)	Описание события

Раздел 2. Наличие устройств (комплексов) РЗА по состоянию на конец отчетного периода

Устройства (комплексы)	Количество устройств РЗА по видам исполнения
	3-35 кВ			110-220 кВ			330 кВ			500 кВ			750 кВ
	ЭМ	МЭ	МП	ЭМ	МЭ	МП	ЭМ	МЭ	МП	ЭМ	МЭ	МП	ЭМ	МЭ	МП
Релейная защита
Сетевая автоматика
Противоаварийная автоматика
Режимная автоматика
Технологическая автоматика объекта электроэнергетики
Многофункциональные устройства РЗА*

* учитываются устройства РЗА, в составе которых реализовано две и более функции РЗА, относящихся к разным категориям (релейная защита и сетевая автоматика, противоаварийная автоматика и технологическая автоматика)

Устройства	Количество устройств
	3-35 кВ	110-220 кВ	330 кВ	500 кВ	750 кВ
РАС
СМПР
ОМП
Многофункциональные устройства РАСП**

** учитываются устройства регистрации аварийных событий и процессов (РАСП), в составе которых реализовано две и более функций РАСП (например, РАС и ОМП)

Раздел 3. Наличие функций РЗА, реализованных в устройствах (комплексах) РЗА по состоянию на конец отчетного периода

Функции РЗА	Количество функций РЗА по видам исполнения
	3-35 кВ			110-220 кВ			330 кВ			500 кВ			750 кВ
	ЭМ	МЭ	МП	ЭМ	МЭ	МП	ЭМ	МЭ	МП	ЭМ	МЭ	МП	ЭМ	МЭ	МП
Релейная защита
Сетевая автоматика
Противоаварийная автоматика
Режимная автоматика
Технологическая автоматика объекта электроэнергетики

Раздел 4. Контактная информация.

Контактная информация	Фамилия, инициалы	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации
Ответственный за заполнение формы

Приложение N 10
к Порядку предоставления информации, необходимой для
осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

Результаты анализа функционирования устройств и комплексов РЗА и реализованных в них функций РЗА линий электропередачи, оборудования подстанций и электростанций, устройств автоматической частотной разгрузки
за __ года

Наименование организации, предоставляющей информацию:

Почтовый адрес:

Раздел 1. Результаты работы устройств (комплексов) РЗА и реализованных в них функций РЗА

Результаты работы устройств релейной защиты и сетевой автоматики

В том числе ПРАВИЛЬНО		В том числе НЕПРАВИЛЬНО								В том числе НЕПРАВИЛЬНО ДОПУЩЕНО
		ВСЕГО		ЛОЖНО		ИЗЛИШНЕ		ОТКАЗ
Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%

Результаты работы функций релейной защиты и сетевой автоматики

В том числе ПРАВИЛЬНО		В том числе НЕПРАВИЛЬНО								В том числе НЕПРАВИЛЬНО ДОПУЩЕНО
		ВСЕГО		ЛОЖНО		ИЗЛИШНЕ		ОТКАЗ
Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%

Результаты работы устройств (комплексов) противоаварийной автоматики

В том числе ПРАВИЛЬНО		В том числе НЕПРАВИЛЬНО								В том числе НЕПРАВИЛЬНО ДОПУЩЕНО
		ВСЕГО		ЛОЖНО		ИЗЛИШНЕ		ОТКАЗ
Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%

Результаты работы функций противоаварийной автоматики

В том числе ПРАВИЛЬНО		В том числе НЕПРАВИЛЬНО								В том числе НЕПРАВИЛЬНО ДОПУЩЕНО
		ВСЕГО		ЛОЖНО		ИЗЛИШНЕ		ОТКАЗ
Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%

Результаты работы устройств сетевой автоматики

ТАПВ						ОАПВ						АВР
Правильно				Неправильно		Правильно				Неправильно	Правильно					Неправильно
Всего		Из них успешно				Всего		Из них успешно			Всего			Из них успешно
Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%

Результаты работы функций сетевой автоматики

ТАПВ							ОАПВ						АВР
Правильно				Неправильно		Правильно				Неправильно	Правильно					Неправильно
Всего		Из них успешно				Всего		Из них успешно			Всего			Из них успешно
Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%

Результаты работы многофункциональных устройств РЗА***

В том числе ПРАВИЛЬНО		В том числе НЕПРАВИЛЬНО								В том числе НЕПРАВИЛЬНО ДОПУЩЕНО
		ВСЕГО		ЛОЖНО		ИЗЛИШНЕ		ОТКАЗ
Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%	Количество	%

*** учитываются устройства РЗА, в составе которых реализовано две и более функции РЗА, относящихся к разным категориям (релейная защита и сетевая автоматика, противоаварийная автоматика и технологическая автоматика)

Раздел 2. Пояснительная записка.

В раздел включаются сведения по оценке работы устройств режимной автоматики (автоматики регулирования возбуждения, автоматики регулирования частоты и активной мощности, автоматики регулирования напряжения), а также оценка работы устройств РАС, СМПР, ОМП.

В раздел включаются показатели работы устройств (комплексов) РЗА и показатели работы реализованных в них функций РЗА.

Раздел 3. Выводы по результатам анализа функционирования устройств (комплексов) РЗА

В раздел включаются результаты проверки соответствия принятых технических решений по составу, настройке устройств (комплексов) РЗА и реализованных в их составе функций РЗА предъявляемым к ним требованиям и достаточности организационных мероприятий для обеспечения их надежной эксплуатации

Раздел 4. Контактная информация

Контактная информация	Инициалы, фамилия	Должность	Контактный телефон (с кодом города)	Электронный адрес
Руководитель организации
Ответственный за заполнение формы

-------------------------------------------

*(1) Информация предоставляется в отношении всех заявок на технологическое присоединение и технических условиях вне зависимости от стадии их реализации.

Обзор документа

Предложены отдельные требования к предоставлению субъектами электроэнергетики и потребителями электроэнергии в диспетчерские центры субъектов оперативно-диспетчерского управления (ОДУ) документов и информации, необходимых для ведения соответствующей деятельности.

Определяется перечень сведений. Определяются формы и сроки их предоставления.

Предусматривается передача информации в электронном виде с использованием программных комплексов и средств автоматизации, эксплуатация и поддержка которых осуществляются субъектом ОДУ. При отсутствии технической возможности данные можно направить в бумажном виде.

Планируется скорректировать перечень информации, предоставляемый субъектами электроэнергетики.

Для просмотра актуального текста документа и получения полной информации о вступлении в силу, изменениях и порядке применения документа, воспользуйтесь поиском в Интернет-версии системы ГАРАНТ:

Перепечатка

ПОРЯДОКПРЕДОСТАВЛЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Параметры и характеристикилиний электропередачи, оборудования объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства

Сведения об изменениях установленной мощности электростанцийза _________ ____ года

Водно-энергетические показатели работы гидроэлектростанцийза _____________ ____ года

Сведения о текущих запасах воды в основных водохранилищах гидроэлектростанцийза ___________ ____ года

Справочная информация о запасах воды в основных водохранилищах гидроэлектростанцийза ____ год

Обзор документа

ПОРЯДОК
ПРЕДОСТАВЛЕНИЯ ИНФОРМАЦИИ, НЕОБХОДИМОЙ ДЛЯ ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ

Параметры и характеристики
линий электропередачи, оборудования объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства

Сведения об изменениях установленной мощности электростанций
за _____ года

Водно-энергетические показатели работы гидроэлектростанций
за _________ года

Сведения о текущих запасах воды в основных водохранилищах гидроэлектростанций
за _______ года

Справочная информация о запасах воды в основных водохранилищах гидроэлектростанций
за ____ год