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

14. Приложение N 77 признать утратившим силу.

15. В приложении N 78:

а) наименование приложения изложить в следующей редакции:

"

Сведения о составе, функционировании и обслуживании средств автоматизированной системы управления технологическим процессом и автоматизированной системе технологического управления

б) таблицу изложить в следующей редакции:

"

Представляют:	Сроки представления:	Периодичность предоставления:
субъекты электроэнергетики, определенные строкой 9.4 раздела 9 таблицы, предусмотренной пунктом 2 приложения N 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340	до 10 числа месяца, следующего за отчетным периодом (разделы 1 и 2),	ежемесячная
	до 20 июля отчетного года и до 20 января года, следующего за отчетным периодом (раздел 3)	1 раз в полгода

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

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

д) раздел 3 изложить в следующей редакции:

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

N	Диспетчерское наименование подстанции	Тип АСУ ТП	Организация- производитель	Наличие и тип автоматизированной системы технологического управления (далее - АСТУ), к которой подключено АСУ ТП
1	2	3	4	5

Примечания.

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

N п/п	АСУ ТП соответствует следующим критериям	Тип АСУ ТП
1.	используется информационная (цифровая) модель подстанции, соответствующая национальному стандарту Российской Федерации серии ГОСТ Р МЭК 61850 "Сети и системы связи на подстанциях", а именно:национальному стандарту Российской Федерации ГОСТ Р МЭК 61850-3-2005 "Сети и системы связи на подстанциях. Часть 3. Основные требования", утвержденному и введенному в действие приказом Росстандарта от 28 декабря 2005 г. N 427-ст (М., "Стандартинформ", 2006);национальному стандарту Российской Федерации ГОСТ Р МЭК 61850-5-2011 "Сети и системы связи на подстанциях. Часть 5. Требования к связи для функций и моделей устройств", утвержденному и введенному в действие приказом Росстандарта от 13 декабря 2011 г. N 1232-ст (М., "Стандартинформ", 2020);национальному стандарту Российской Федерации ГОСТ Р МЭК 61850-6-2009 "Сети и системы связи на подстанциях. Часть 6. Язык описания конфигурации для связи между интеллектуальными электронными устройствами на электрических подстанциях", утвержденному и введенному в действие приказом Росстандарта от 15 декабря 2009 г. N 850-ст (М., "Стандартинформ", 2011);используется протокол обмена информацией между устройствами, входящими в АСУ ТП микропроцессорными устройствами релейной защиты и автоматики и прочими автономными системами подстанции "общие объектно-ориентированные события на подстанции" (GOOSE (Generic Object Oriented Substation Events) и MMS (Manufacturing Message Specification);обеспечивается самодиагностика с передачей сигналов оператору по выявленным отказам (предупредительная сигнализация);сбор данных и оперативный контроль SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition), включая измерения, сигналы состояния оборудования, аварийно-предупредительную сигнализацию, реализованы с использованием настраиваемых алгоритмов и с анализом качества исходных данных;обеспечивается дистанционное управление оборудованием или оборудованием и устройствами релейной защиты и автоматики подстанции на основе автоматизированных программ и (или) бланков переключений из одного или нескольких удаленных центров управления с реализацией логических блокировок	Интеллектуальная
2.	отсутствует часть или все критерии, указанные в строке 1 настоящей таблицы и соответствующие описанию, приведенному в строке 1 настоящей таблицы	Автоматизированная

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

N	АСТУ соответствует следующим критериям	Тип АСТУ
1.	Отсутствует подключение к АСТУ (автономная работа АСУ ТП)	Отсутствует
2.	Поддерживается информационная (цифровая) модель сети в соответствии с требованиями национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58651.1-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Основные положения", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 12 ноября 2019 г. N 1103-ст (М., "Стандартинформ", 2019 г.), и национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58651.2-2019, "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Базисный профиль информационной модели", утвержденного и введенного в действие приказом Госстандарта от 12 ноября 2019 г. N 1104-ст (М., "Стандартинформ", 2019 г.).Поддерживаются функции сбора данных и оперативного контроля (SCADA), управления отключениями и аварийно-восстановительными работами (OMS/WFM), управления распределительными сетями (DMS) с использованием информационной (цифровой) модели сети с процессором топологии, в том числе:анализ последствий действий оперативного персонала с использованием встроенной имитационной модели, работающей по принципу "что-если";анализ рисков отказов в сети;виртуальные помощник и анализатор действий персонала (подсказчик);дистанционное управление оборудованием или оборудованием и устройствами релейной защиты и автоматики подстанции на основе автоматизированных программ переключений с программной (логической) оперативной блокировкой разъединителей и заземлителей;дистанционный ввод (отмена) графиков временного отключения потребления (далее - ГВО), а также ввод (отмена) ГВО по командам дистанционного управления, полученным из диспетчерских центров;дистанционное введение полного и (или) частичного ограничения (возобновления) режима потребления электрической энергии (управление нагрузкой) потребителей по основаниям, не связанным с применением ГВО;автоматическая поддержка заданных параметров качества электрической энергии;оптимизация режимов работы электрической сети, оборудования ПС по совокупности заданных критериев: снижения потерь в электрических сетях и обеспечения надежного электроснабжения в условиях обеспечения допустимости параметров режима сети и поддержания качества электроэнергии;автоматизированное формирование отчетности с анализом технологических нарушений и действий персонала	Интеллектуальная
3.	Отсутствует часть или все критерии, соответствующие типу АСУ ТП "Интеллектуальная"	Автоматизированная

16. В приложении N 79:

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

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

в) раздел 1 изложить в следующей редакции:

"

Раздел 1.

Титульный лист

Полное наименование субъекта электроэнергетики
ИНН/КПП субъекта электроэнергетики
Фамилия, имя, отчество (при наличии) руководителя
Почтовый адрес субъекта электроэнергетики

Раздел	Заполнен	Листов
Раздел 2. Годовой план технического перевооружения и реконструкции (далее - ТПиР) субъектов электроэнергетики
Раздел 3. Годовой скорректированный план ТПиР субъектов электроэнергетики
Раздел 4. Выполнение программ ТПиР субъектами электроэнергетики

Подпись	Фамилия, имя, отчество (при наличии)	Должность	Телефон	Адрес электронной почты (при наличии)	Дата подписания

г) раздел 2 изложить в следующей редакции:

"

Раздел 2.

Годовой план ТПиР субъектов электроэнергетики

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

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

диспетчерское наименование;

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

шифр проекта;

наименование проекта;

статус проекта;

этап проекта;

вид технического воздействия;

перечень запланированных работ;

плановые сроки (в том числе по всему проекту);

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

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

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

д) дополнить разделом 3 следующего содержания: