Гражданский кодекс часть 1

Арбитражный суд Республики Крым в составе судьи Гризодубовой А.Н., при ведении протокола судебного заседания секретарем судебного заседания Жовтановской Е.И., рассмотрев в открытом судебном заседании дело по иску Государственного унитарного предприятия Республики Крым «Крымские генерирующие системы»

к Государственному унитарному предприятию Республики Крым «Крымэнерго»

о понуждении к заключению договора

по встречному иску Государственного унитарного предприятия Республики Крым «Крымэнерго»

к Государственному унитарному предприятию Республики Крым «Крымские генерирующие системы»

о понуждении к заключению договора

с участием представителей:

от истца (по первоначальному иску) – ФИО1, представитель по доверенности № 29 от 30.112.2014; ФИО2, представитель по доверенности № 20 от 11.06.2015

от ответчика (по первоначальному иску) – ФИО3, представитель по доверенности №119-Д от 02.03.2015

УСТАНОВИЛ :

17.03.2015 Государственное унитарное предприятие Республики Крым «Крымские генерирующие системы» (далее – ГУП РК «Крымские генерирующие системы», истец) обратилось в Арбитражный суд Республики Крым с иском к Государственному унитарному предприятию Республики Крым «Крымэнерго» (далее - ГУП РК «Крымэнерго», ответчик) об урегулировании разногласий, возникших по пунктам 4.4, 4.5, 4.7, 4.10, 9.2, приложения №5 договора возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике N149/34 от 30.12.2014 г. Ссылаясь на нормы ст.ст.426, 445 ГК РФ, пункт 6 Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 (далее - Правила N 861), указывает на необходимость принятия судом редакции истца оспариваемых пунктов договора.

Ответчик подал встречный иск, об обязании заключить договор возмездного оказания услуг по оператично-диспетчерскому управлению в электроэнергетике на условиях проекта договора N149/34 от 30.12.2014 г. (далее - договор на ОДУ) на основании ст. 445 Гражданского кодекса Российской Федерации (далее - ГК РФ), ст. 16 Федерального закона «Об электроэнергетике».

Кроме того, ответчик возражает против удовлетворения первоначального иска, просит суд в иске ГУП РК «Крымские генерирующие системы» отказать.

Определением Арбитражного суда Республики Крым от 21.04.2015 встречный иск ГУП РК «Крымэнерго» в ГУП РК «Крымские генерирующие системы» о понуждении к заключению договора принят к совместному рассмотрению с первоначальным иском.

08.05.2015 в суд поступили пояснения ГУП РК «Крымэнерго» по сути исковых требований первоначального иска, в которых ответчик по первоначальному иску просит суд в удовлетворении исковых требований по первоначальному иску отказать, встречные исковые требования удовлетворить в полном объеме.

В судебном заседании 18.05.2015 истец по встречному иску уточил встречные исковые требования, просит суд обязать Государственное унитарное предприятие Республики Крым «Крымские генерирующие системы» в двадцатидневный срок с момента вступления в законную силу решения суда заключить с Государственным унитарным предприятием «Крымэнерго» договор возмездного оказания услуг по оперативно – диспетчерскому управлению в электроэнергетике на условиях проекта договора № 149/34, приложенного к встречному исковому заявлению. В случае уклонения Государственного унитарного предприятия Республики Крым «Крымские генерирующие системы» от заключения договора считать договор заключенным с момента вступления в законную силу решения суда по настоящему договору на условиях, предложенных Государственным унитарным предприятием «Крымэнерго».

В соответствии с частью 1 статьи 49 истец вправе при рассмотрении дела в арбитражном суде первой инстанции до принятия судебного акта, которым заканчивается рассмотрение дела по существу, изменить основание или предмет иска, увеличить или уменьшить размер исковых требований.

Таким образом, в контексте части 1 статьи 49 АПК РФ, уточнения истца по встречному иску приняты судом к рассмотрению.

Определением от 18.05.2015 по делу назначено судебное разбирательство.

В судебном заседании 15.06.2015 истец по первоначальному иску предоставил суду отказ от искового заявления, просит суд принять отказ от иска и прекратить производство по делу № А83-924/2015.

Определением Арбитражного суда Республики Крым от 30.06.2015, резолютивная часть которого была оглашена в судебном заседании 29.06.2015, суд принял отказ Государственного унитарного предприятия Республики Крым «Крымские генерирующие системы» от исковых требований к Государственному унитарному предприятию Республики Крым «Крымэнерго» об урегулировании разногласий, возникших по пунктам 4.4, 4.5, 4.7, 4.10, 9.2, приложения №5 договора возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике N149/34 от 30.12.2014 г. Производство по первоначальному иску Государственного унитарного предприятия Республики Крым «Крымские генерирующие системы» к Государственному унитарному предприятию Республики Крым «Крымэнерго» об урегулировании разногласий, возникших по пунктам 4.4, 4.5, 4.7, 4.10, 9.2, приложения №5 договора возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике N149/34 от 30.12.2014 г. – прекращено.

Таким образом в судебном заседании 29.06.2015 суд рассматривает по сути исковые требования Государственного унитарного предприятия Республики Крым «Крымэнерго», заявленные во встречном иске, с учетом заявления истца по встречному иску об уточнении исковых требований от 18.05.2015.

Кроме того 26.06.2015 в суд поступили пояснении истца по встречному иску, в соответствии с которым Государственное унитарное предприятие Республики Крым «Крымэнерго» просит суд удовлетворить заявленные требования встречного иска с учетом уточнений требований.

В порядке статьи 163 АПК РФ в судебном заседании объявлялся перерыв до 29.06.2015 на 12 час. 25 мин, о чем, на официальном сайте Арбитражного суда Республики Крым и была размещена соответствующая информация.

Заслушав представителей сторон, изучив доводы сторон, исследовав материалы дела, суд установил следующие фактические обстоятельства.

Истец указал, что в соответствии с пунктом 1 статьи 12 Закон N 35-ФЗ является он системным оператором. В соответствии с пунктом 1 статьи 16 этого Закона N 35-ФЗ оказывает на возмездной договорной основе услуги по оперативно-диспетчерскому управлению субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии.

В силу пунктов 6 и 8 «Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг», утвержденных Постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 N 861 (ред. от 13.04.2015), услуги по оперативно-диспетчерскому обслуживанию оказываются на основании двухстороннего договора по ценам (тарифам) установленным органом исполнительной власти в области регулирования тарифов.

В соответствии с пунктом 16 «Положения об особенностях применения законодательства РФ в сфере электроэнергетики на территориях Республики Крым и г.Севастополя», утвержденного Постановлением Правительства РФ от 11.08.2014 №792, договор о возмездном оказании услуг по оперативному-диспетчерскому управлению в электроэнергетике с должен быть заключен с 01.01.2015.

Считая, что ответчик соответствует критерию, установленному в подпункте «а" пункта 4 Правил отнесения субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства РФ от 14.02.2009 N 114 (далее - Правил N 114), Истец включил его в Реестр лиц, подлежащих обязательному обслуживанию системным оператором при оказании услуг по оперативно диспетчерскому управлению в электроэнергетике, предусмотренный пунктом 9 данных Правил с 01.01.2015.

Истец письмом от 30.12.2014 №02/38-1190 направил Ответчику проект договора с предложением в установленный законом срок возвратить подписанный договор оказания услуг. Ответчик письмом от 10.02.2015 исх. №65 возвратил Истцу подписанный им договор ОДУ с протоколом разногласий, которые возникли по содержанию пунктов 4.4, 4.5, 4.6., 4.7, 4.10, 5.2, 9.2., приложения №5 - перечень электростанций Заказчика, находящихся в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя к договору. Письмом от 12.03.2015 исх.№40/775 ГУП РК «Крымэнерго» направил в адрес ГУП РК «КГС» протокол согласования разногласий к договору по данным пунктам.

Поскольку Ответчик не заключил договор возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике на условиях проекта договора ОДУ, при этом, заключение данного договора является обязательным для него, Истец руководствуясь частью 4 статьи 445 ГК РФ, обратился в суд с иском о понуждении Ответчика к заключению данного договора.

Ответчик, считает встречные исковые требование не подлежащими удовлетворению по доводам, изложенным в отзыве и указывает на отсутствие у Истца оснований для подачи иска, так как отсутствует факт уклонения ГУП РК «КГС» от заключения спорного договора. Считает, что с иском о понуждении заключить публичный договор вправе обратиться только контрагент коммерческой организации, обязанной его заключить и по смыслу пунктов 1 и 3 статьи 426 ГК РФ, а также пункта 4 статьи 445 ГК РФ обратиться в суд с иском о понуждении заключить публичный договор может только контрагент обязанной стороны. Соответственно коммерческая организация (ГУП РК «Крымэнерго») понуждать потребителя (ГУП РК «КГС») к заключению такого договора не вправе.

Указывает, что договор ОДУ был подписан им с протоколом разногласий, которые возникли по пунктам 4.4, 4.5, 4.7, 4.10, 9.2 договора ОДУ и приложению №5 к договору. Считает, что не подлежат обязательному оперативно-диспетчерскому управлению следующие электростанции:

- Восточно- Крымская ВЭС – установленная мощность 2,81МВт;

- Судакская ВЭС – установленная мощность 3,76МВт;

- Черноморский участок Тарханкутской ВЭС - установленная мощность 1,2МВт

Ответчик необоснованно включил их в реестр лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.

Оценив представленные доказательства в их совокупности по правилам статьи 71 АПК РФ, суд находит исковые требования подлежащими удовлетворению, исходя из следующего.

Истец ГУП РК «Крымэнерго» в силу статьи 12 Закона № 35-ФЗ является системным оператором - специализированной организацией, единолично осуществляющей централизованное оперативно-диспетчерское управление в пределах Единой энергетической системы России и уполномоченной на выдачу оперативных диспетчерских команд и распоряжений, обязательных для субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, влияющих на электроэнергетический режим работы энергетической системы, в том числе потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой.

Данное обстоятельство подтверждается п.2.2. Уставом Истца.

Согласно статьи 3 Закона № 35-ФЗ Единая энергетическая система России - совокупность производственных и иных имущественных объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии) и передачи электрической энергии в условиях централизованного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Приведенная норма не ставит в зависимость от того, чтобы каждый входящий в ЕЭС России объект осуществлял и производство, и передачу электрической энергии.

Согласно пункта 1 статьи 16 Закона № 35-ФЗ Истец оказывает на возмездной договорной основе услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии. Заключение договоров оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии, отнесенными к кругу лиц.

В соответствии со статьями 12 и 21 Закона № 35-ФЗ, постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 г. № 854 утверждены Правила оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее - Правила № 854).

Так, согласно пункта 3 указанных Правил № 854 оперативно-диспетчерское управление в энергосистемах (Единой энергетической системе России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах) осуществляется посредством централизованного круглосуточного и непрерывного управления взаимосвязанными технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, образующими в совокупности электроэнергетические режимы соответствующих энергосистем.

Таким образом, энергосистема состоит из Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем. При этом территориальная электроэнергетическая система является технологически изолированной, если отсутствует технологическое соединение данной территориальной электроэнергетической системы с Единой энергетической системой России (пункт 64 Правил № 854).

Перечень технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем утвержден постановлением Правительства РФ от 27.12.2004 г. № 854 и является исчерпывающим.

Согласно пункта 8 Перечня технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и соответствующих субъектов оперативно-диспетчерского управления, утвержденного Постановлением Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. N 854 (в ред. Постановления Правительства РФ от 11.08.2014 №792) зоной диспетчерской ответственности ГУП РК «Крымэнерго» является территория электроэнергетической системы Республики Крым и г. Севастополя.

Ответчик включен в Реестр лиц, подлежащих обязательному обслуживанию системным оператором при оказании услуг по оперативно диспетчерскому управлению в электроэнергетике, предусмотренный пунктом 9 этих Правил (далее – Реестр).

Как следует из материалов дела, 13.01.2015г. ГУП РК «Крымэнерго» направил истцу по первоначальному иску проект договора на ОДУ N149/34 от 30.12.2014 г. с приложениями 1,2,3,4,5,6.

В ответ на оферту, 10.02.2015г., ГУП РК «Крымские генерирующие системы» направил в адрес ГУП РК «Крымэнерго» договор с протоколом разногласий, которые возникли по содержанию пунктов 4.4, 4.5, 4.6., 4.7, 4.10, 5.2, 9.2., приложения №5- перечень электростанций Заказчика, находящихся в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя к договору.

Не согласившись с предложенной ГУП РК «Крымские генерирующие системы» редакцией спорных пунктов договора ГУП РК «Крымэнерго» письмом от 12.03.15г. направило в адрес ГУП РК «Крымские генерирующие системы» протокол урегулирования разногласий от 12.03.2015г.(л.д.70), который со стороны ГУП РК «Крымские генерирующие системы» подписан не был.

ГУП РК «Крымские генерирующие системы» обратился с настоящим иском о понуждении к заключению договора на условиях приложенного к иску проекта с учетом уточнений исковых требований, принятых судом 18.05.2015.

Основанием для обращения в суд Истца явилось отсутствие воли обязанной стороны на заключение спорного договора возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.

В отличие от такого способа защиты как «рассмотрение судом разногласий, возникших при заключении договора», установленного абз. 2 п. 1 и в абз. 2 п. 2 ст. 445 ГК РФ, применяемого в случае, когда стороны уже ранее выразили намерение заключить договор, а разногласия возникают лишь относительно отдельных его условий, выбранный истцом способ защиты в рамках настоящего дела, связан с отрицательным ответом на предложение заключить договор в целом. Поэтому, разрешая спор, суд, при наличии оснований, должен обязать ответчика заключить договор с указанием условий, на которых он должен быть заключен, и не регулирует разногласия, возникшие при его заключении.

В пояснениях Ответчик указывает на то, что спорный проект договора был подписан им с протоколом разногласий. Далее в ходе судебного заседания представитель ответчика пояснил, что Ответчик не соответствует критериям, установленным подпунктом "а" пункта 4 Правил №114, соответственно нет обязанности заключать данный договор. В обоснование своей позиции ссылался на следующее.

Пункт 4 Правил №114 определяет, что к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии и обеспечения функционирования технологической инфраструктуры розничного рынка субъектом оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе, относятся организации, соответствующие одному из ниже перечисленных критериев.

Со ссылкой на пункт 2 Правил №854, Ответчик указывает о различном подходе в трактовке терминологии, в частности:

«диспетчерское управление» - организация управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, при которой технологические режимы работы или эксплуатационное состояние указанных объектов или установок изменяются только по оперативной диспетчерской команде диспетчера соответствующего диспетчерского центра;

«диспетчерское ведение» - организация управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии с управляемой нагрузкой, при которой технологические режимы работы или эксплуатационное состояние указанных объектов или установок изменяются только по согласованию с соответствующим диспетчерским центром.

ГУП РК «Крымские генерирующие системы» ссылается на то, что законодатель разграничивает понятия диспетчерское управление и диспетчерское ведение в зависимости от разной организации управления технологическими режимами работы и считает, что поскольку управление технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объекта не осуществляется непосредственно с помощью технических устройств диспетчерского центра ГУП РК «Крымэнерго», объекты электроэнергетики истца не подлежат диспетчерскому управлению, а диспетчерскому ведению.

Данный довод не принимается судом, т.к. ГУП РК «Крымские генерирующие системы» ошибочно трактует понятие распределения оборудования по способу диспетчерского управления (ведения) как общее понятие оперативно-диспетчерского управления (комплекс задач).

Оперативно-диспетчерское управление в соответствии с пунктом 6 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ, утвержденных Приказом Минэнерго России от 19.06.2003 N 229 представляет собой комплекс задач связанных с планированием и ведением режима работы электростанций, планированию и подготовке ремонтных работ, обеспечению надежности функционирования энергосистемы, выполнению требований к качеству электрической энергии, предотвращению и ликвидации технологических нарушений. Вышеперечисленный комплекс задач, а именно формирование и доведение до электростанций ГУП РК «КГС» диспетчерского графика работы электростанций, организация обмена технологической информацией, соблюдение установленных параметров уровней напряжения и частоты электрического тока для обеспечения выдачи мощности ВЭС, регулирование объемов генерации при ликвидации технологических нарушений, в том числе в случае раздельной работы энергосистемы Республики Крым и г.Севастополя с ОЭС Украины, обеспечение соответствия технологического режима работы электростанций ВЭС допустимым технологическим режимам работы электроэнергетического оборудования, выдача заданий на осуществление проведения на электростанциях ВЭС контрольных замеров потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения, согласование технических заданий на технологическое присоединение нового генерирующего оборудования ВЭС и т.д., реализуется во взаимоотношениях между ГУП РК «Крымэнерго» и ГУП РК «КГС».

Согласно подпункта "а" пункта 4 Правил №114 ГУП РК «Крымские генерирующие системы» подлежит обязательному обслуживанию системным оператором, поскольку осуществляет деятельность по производству электрической энергии с использованием принадлежащей ему на праве собственности или на ином законном основании электростанции, входящей в соответствующую технологически изолированную территориальную электроэнергетическую систему, установленная генерирующая мощность которой составляет не менее 5 МВт.

Следовательно, для определения соответствия организации критерию, установленному подпункту "а" пункта 4 Правил №114, достаточно установления трех условий, которым должна отвечать организация: владение ею на праве собственности или на ином законном основании электростанции, осуществлять деятельность по производству электрической энергии, установленная генерирующая мощность электростанций составляет не менее 5МВт.

ГУП РК «КГС» владеет на законном основании на праве хозяйственного ведения электростанциями, указанными в Реестре (т.2 л.д.115) установленная генерирующая мощность которых составляет не менее 5МВт., осуществляет деятельность по производству электрической энергии.

ГУП РК «КГС» отвечает всем условиям в совокупности, что означает, что оно относится к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию системным оператором при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, на основании договора возмездного оказания услуг.

Заключение договоров оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии, отнесенными в соответствии с частью 1 статьи 16 Закона N 35-ФЗ к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию, с системным оператором является обязательным для обеих сторон, при этом системный оператор не вправе отказать в заключении такого договора (часть 2 статьи 16 Закона N35-ФЗ).

В силу пункта 4 «Правил определения стоимости и оплаты услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике», утвержденных Постановлением Правительства РФ от 09.11.2009 г. № 910, стоимость услуг оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, подлежащая оплате за расчетный период, определяется путем умножения цена (тарифа) указанных услуг на величину установленной генерирующей мощности электростанций, принадлежащих лицу на праве собственности или ином законном праве в соответствии с пунктом 5 указанных Правил – установленная генерирующая мощность электростанций, определяется в соответствии с условиями договора на основании данных, содержащихся в реестре лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг ОДУ.

При этом в случае изменения указанных в реестре перечня или величины установленной генерирующей мощности электростанций, принадлежащих указанному лицу на праве собственности или на ином законном основании, в результате ввода в эксплуатацию, вывода из эксплуатации электростанции, отдельной установки по производству электрической энергии, входящей в состав электростанции (энергоблок), и (или) энергетического оборудования электростанции, влияющего на величину установленной генерирующей мощности электростанций, либо его перемаркировки величина установленной генерирующей мощности электростанций, используемая для расчета стоимости оказываемых такому лицу услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, определяется с учетом указанных изменений начиная с 1-го числа месяца, следующего за месяцем внесения в реестр соответствующих изменений.

Данный нормативный акт устанавливает, что оплате подлежит вся установленная мощность электростанций субъекта подлежащего обслуживанию в сфере оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике без привязки к мощности каждой конкретной станции. Изменения в реестр вносятся с 1 числа месяца, следующего за месяцем внесения данных в реестр.

С целью актуализации данных о мощности электрогенерирующего оборудования Ответчиком был направлен в адрес Истца приказ от 06.04.2015 г. № 71 с информацией о перечне действующих электроустановок находящихся в эксплуатации и информацией о суммарной мощности электроустановок. На основании предоставленной информации Истцом, как системным оператором, был 07.04.2015 актуализирован Реестр. Все изменения в Реестре, были отражены и в Приложение № 5 к договору ОДУ.

По общему правилу, установленному частью 1 статьи 433 ГК РФ, договор признается заключенным в момент получения лицом, направившим оферту, ее акцепта.

Данное положение корреспондируется с пунктом 15 Правил №861, в соответствии с которым договор считается заключенным с даты получения лицом, направившим подписанный им проект договора, подписанного другой стороной договора, если иное не установлено этим договором или решением суда.

Согласно частям 1,2 статьи 425 ГК РФ договор вступает в силу и становится обязательным для сторон с момента его заключения. Стороны вправе установить, что условия заключенного ими договора применяются к их отношениям, возникшим до заключения договора.

Таким образом, указанные нормы позволяют сторонам распространить действие заключенного договора на те фактические отношения, которые сложились между сторонами до достижения соглашения. При этом достижение такого соглашения не влияет на определение момента заключения договора.

Принимая во внимание то, что Правила N114, устанавливающие обязательность заключения договора на оперативно-диспетчерское управление применяются с 01.01.2010, Ответчик включен в Реестр лиц, подлежащих обязательному обслуживанию системным оператором при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению с 01.01.2015, суд считает обоснованным распространение условий спорного договора с 01.01.2015.

Возможность заключения договора на прошедший срок, в том числе понуждения к заключению договора, содержащим такое условие, подтверждено практикой Высшего арбитражного суда РФ (Определение ВАС РФ от 01.03.2010 № ВАС-535/10). Такое условие не противоречит пункт 2 статьи 425 ГК РФ.

В нормах статьи 445 ГК РФ определены условия, последовательность и сроки совершения действий заинтересованных лиц при заключении договоров, обязательных хотя бы для одной из сторон; установленные в этих нормах сроки не являются пресекательными.

Отсутствие согласования спорных условий договора оказания услуг, являющихся в силу статьи 432 ГК РФ существенными, не дает оснований считать данный договор заключенным до принятия судебного решения по этим условиям.

В соответствии с пунктом 4 статьи 445 ГК РФ в случае, если сторона, для которой в соответствии с настоящим кодексом или иными законами заключение договора обязательно, уклоняется от его заключения, другая сторона вправе обратиться в суд с требованиями о понуждении заключить договор.

Реализация права стороны, управомоченной требовать заключения договора в судебном порядке, не может зависеть от формы уклонения обязанной стороны от его заключения на предложенных условиях (отказ от подписания договора, подписание его в суде с протоколом разногласий, утрата протокола разногласий при пересылке, или подписание неуполномоченным лицом и т.п.). Поскольку заключение договора является обязательным, обязанностью суда является обеспечение защиты прав лица, обратившегося с требованием о понуждении к заключению договора (Постановлении Президиума Высшего Арбитражного Суда РФ от 31.01.2012 г. N 11657/11).

Целью выбранного способа защиты гражданских прав истцом, содержащегося в пункта 4 статьи 445 ГК РФ является непосредственное установление договорного правоотношения. В решении, обязывающем стороны заключить договор, но не объявляющем такой договор заключенным, не достигается поставленная законодателем цель и не создает в действительности эффективный механизм защиты. В этой связи судом усматривается обоснованность требования истца обязать ответчика в двадцатидневный срок с момента вступления в законную силу решения заключить договор возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике на условиях проекта договора ОДУ. В случае уклонения ответчика от заключения договора считать договор заключенным на вышеуказанных условиях с момента вступления в законную силу решения арбитражного суда по настоящему делу.

Государственная пошлина по данному делу составляет 6 000 руб. 00 коп., исходя из одного требования неимущественного характера (пп. 1 п. 1. ст. 333.21 НК РФ).

Истцом при подаче искового заявления оплачена госпошлина в размере 6 000 руб. 00 коп., согласно платежного поручения № 2758 от 07.04.2015г. (т.1 л. д.141).

В связи с удовлетворением исковых требований расходы по уплате госпошлины на основании ч. 1 ст. 110 ГК РФ относятся на ответчика и подлежат взысканию с последнего в пользу истца.

Руководствуясь статьями 167-171, 176 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации, суд

РЕШИЛ :

1. Встречный иск удовлетворить.

2. Обязать Государственное унитарное предприятие Республики Крым «Крымские генерирующие системы» (ул. Набережная, 69в, <...>, ОГРН <***>, ИНН/КПП <***>/910201001, дата государственной регистрации 21.07.2014) в двадцатидневный срок с момента вступления в законную силу решения суда заключить с Государственным унитарным предприятием Республики Крым «Крымэнерго» (ул. Киевская, 74/6, <...>, ИНН <***>, КПП 910201001, ОГРН <***>, р/с <***> в ОАО «Банк ЧБРР», дата государственной регистрации 14.05.2014) договор возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике на условиях проекта договора № 149/34, приложенного к исковому заявлению. В случае уклонения Государственного унитарного предприятия Республики Крым «Крымские генерирующие системы» (ул. Набережная, 69в, <...>, ОГРН <***>, ИНН/КПП <***>/910201001, дата государственной регистрации 21.07.2014) от заключения договора считать договор заключенным с момента вступления в законную силу решения суда по настоящему делу на следующих условиях:

«Предмет договора

1.1. Исполнитель оказывает Заказчику услугу по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, а также обеспечения функционирования технологической инфраструктуры розничного рынка электрической энергии (далее – услуга) в порядке и на условиях, предусмотренных действующими нормативными правовыми актами Российской Федерации и настоящим договором.

1.2. Заказчик оплачивает указанную в п. 1.1 настоящего договора услугу в размере, порядке и в сроки, предусмотренные условиями договора, и выполняет иные принятые по договору обязательства.

1.3. Взаимоотношения Заказчика и Исполнителя как сетевой организации не являются предметом настоящего договора.

1. Общие положения

2.1. Оперативно-диспетчерское управление в электроэнергетике на территории Республики Крым и г. Севастополя осуществляется посредством централизованного круглосуточного и непрерывного управления взаимосвязанными технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, образующими в совокупности электроэнергетический режим энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.

2.2. Исполнитель является субъектом оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе Республики Крым и г. Севастополя, территория которой является зоной диспетчерской ответственности Исполнителя.

2.3. В целях реализации функций оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике Исполнитель определяет перечень линий электропередачи (далее – ЛЭП), оборудования, устройств релейной защиты и автоматики (далее – РЗА), средств диспетчерского и технологического управления (далее – СДТУ) электростанций Заказчика, в отношении которых Исполнитель осуществляет диспетчерское управление или диспетчерское ведение (далее – объекты диспетчеризации).

Информация о включении ЛЭП, оборудования и устройств электростанций Заказчика в перечень объектов диспетчеризации с их распределением по способу управления доводится Исполнителем в письменном виде до сведения Заказчика.

Заказчик обязан соблюдать установленное Исполнителем распределение объектов диспетчеризации по способу управления.

2.4. Управление электроэнергетическим режимом энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя осуществляется Исполнителем посредством выдачи диспетчерских команд, разрешений и распоряжений.

2.5. Исполнитель определяет работников, уполномоченных выдавать диспетчерские команды и диспетчерские разрешения по управлению электроэнергетическим режимом энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя (далее – диспетчерский персонал).

Исполнитель обязан ежегодно до 01 января каждого года предоставлять Заказчику списки диспетчерского персонала и своевременно уведомлять Заказчика о внесенных в них корректировках.

2.6. Заказчик определяет дежурных работников электростанций Заказчика, уполномоченных на осуществление мероприятий по изменению технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации (далее – оперативный персонал). Заказчик обязан ежегодно до 01 января каждого года представлять Исполнителю списки оперативного персонала с указанием прав производства оперативных переключений и ведения оперативных переговоров с диспетчерским персоналом Исполнителя, отдельно по каждой электростанции, в состав оборудования которой входят объекты диспетчеризации, и своевременно уведомлять Исполнителя о внесенных в них корректировках.

2.7. Диспетчерская команда выдается диспетчерским персоналом Исполнителя по каналам связи оперативному персоналу Заказчика и содержит указание совершить (воздержаться от совершения) конкретное действие (действия) по управлению технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов диспетчеризации.

Диспетчерское распоряжение выдается Исполнителем на электростанцию Заказчика (в определенных Исполнителем случаях – Заказчику) в виде документа, определяющего содержание, порядок и сроки осуществления действий, связанных с управлением технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов диспетчеризации.

Диспетчерское разрешение выдается диспетчерским персоналом Исполнителя по каналам связи оперативному персоналу Заказчика и содержит согласование на совершение действия (действий) по изменению технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации.

Порядок выдачи диспетчерских команд, распоряжений и разрешений по изменению технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации определяется Исполнителем.

2.8. Заказчик обеспечивает возможность выдачи диспетчерских команд и разрешений диспетчерским персоналом Исполнителя непосредственно оперативному персоналу Заказчика по диспетчерским каналам связи, предоставляемым Заказчиком в круглосуточном режиме.

Изменение схемы оперативного обслуживания электростанций Заказчика, в состав оборудования которых входят объекты диспетчеризации, осуществляется по согласованию с Исполнителем.

2.9. Оперативный персонал Заказчика обязан выполнять диспетчерские команды и диспетчерские распоряжения, а также соблюдать выданные диспетчерские разрешения об изменении технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации. Диспетчерские команды и распоряжения не подлежат исполнению в случае, если это создает угрозу жизни людей, угрозу повреждения оборудования.

Заказчик вправе запрашивать у Исполнителя разъяснения по поводу тех диспетчерских команд и распоряжений, отказов в разрешении (согласовании), которые, по мнению Заказчика, являются неправомерными и наносят ущерб его интересам. Право Заказчика на получение разъяснений не освобождает оперативный персонал Заказчика от обязанности исполнения диспетчерских команд, распоряжений или соблюдения отказов в разрешении (согласовании), полученных от Исполнителя.

2.10. Исполнитель в соответствии с требованиями нормативных правовых актов Российской Федерации и (или) условиями настоящего договора разрабатывает и утверждает положения, инструкции и регламенты по вопросам организации оперативно-диспетчерского управления энергосистемой, планирования и управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя, регулирования частоты электрического тока и перетоков мощности, регулирования напряжения, производства переключений, создания (модернизации) и организации эксплуатации комплексов и устройств РЗА, разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) (далее – графики аварийного ограничения) и по иным вопросам осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, являющиеся обязательными для Сторон.

Документы, утвержденные Исполнителем в соответствии с приложением № 1 к настоящему договору и требованиями нормативных правовых актов Российской Федерации, направляются Исполнителем на электростанции Заказчика. Указанные документы вступают в силу по истечении 10 (десяти) дней с момента их получения персоналом электростанций Заказчика, если самими данными документами не установлен другой срок введения их в действие. Заказчик обязан осуществить мероприятия, необходимые для исполнения данных документов, до введения их в действие.

2.11. Заказчик разрабатывает инструктивную документацию для оперативного персонала Заказчика на основании действующих нормативных правовых актов Российской Федерации и соответствующих документов Исполнителя. Перечень документов Заказчика, подлежащих согласованию с Исполнителем, указан в приложении № 1 к настоящему договору.

3. Права и обязанности Сторон

3.1. Исполнитель обязуется оказывать Заказчику в соответствии с настоящим договором услугу, включающую выполнение следующего комплекса технологических мероприятий:

3.1.1. Обеспечение соблюдения установленных параметров надежности функционирования энергосистемы и качества электрической энергии (в части частоты электрического тока и уровней напряжения в контрольных пунктах электрической сети, определенных Исполнителем).

3.1.2. Управление технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов диспетчеризации.

3.1.3. Участие в организации деятельности по прогнозированию объема производства и потребления в сфере электроэнергетики; прогнозирование объема производства и потребления электрической энергии и участие в процессе формирования резерва производственных энергетических мощностей.

3.1.4. Участие в разработке схем и программ развития электроэнергетики Республики Крым и г. Севастополя.

3.1.5. Согласование вывода в ремонт и из эксплуатации объектов диспетчеризации, а также ввода их в работу после ремонта и в эксплуатацию, включая утверждение сводных годовых и месячных графиков ремонта ЛЭП, оборудования и технического обслуживания устройств РЗА и СДТУ, относящихся к объектам диспетчеризации (далее – графики ремонта).

3.1.6. Выдача субъектам электроэнергетики и потребителям электрической энергии обязательных для исполнения диспетчерских команд и распоряжений, связанных с осуществлением Исполнителем функций по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике.

3.1.7. Разработка оптимальных суточных графиков работы электростанций и электрических сетей энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.

3.1.8. Регулирование частоты электрического тока, обеспечение функционирования системы автоматического регулирования частоты и мощности, РЗ и ПА, в том числе определение принципов функционирования, параметров настройки, факторов запуска, объемов управляющих воздействий, места установки и объектов воздействия ПА и РЗ.

3.1.9. Организация и управление режимами параллельной работы энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя и электроэнергетических систем иностранных государств.

3.1.10. Участие в формировании и выдаче при технологическом присоединении объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии к электрическим сетям технологических требований, обеспечивающих их работу в составе энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.

3.1.11. Участие в осуществлении уполномоченными органами исполнительной власти контроля за техническим состоянием объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, влияющих на надежность и безопасность функционирования энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.

3.1.12. Участие в расследовании причин аварий в электроэнергетике.

3.1.13. Рассмотрение инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, в уставных капиталах которых участвует государство, и сетевых организаций, а также подготовка замечаний и предложений к инвестиционным программам и их направление в уполномоченный федеральный орган исполнительной власти и органы исполнительной власти Республики Крым и г. Севастополя.

3.2. Указанный в п. 3.1 настоящего договора комплекс технологических мероприятий по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике представляет собой единую (комплексную) и неделимую услугу, оказываемую Исполнителем.

3.3. При оказании услуги Исполнитель взаимодействует с Заказчиком по вопросам:

- планирования и управления электроэнергетическими режимами работы энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя;

- вывода объектов диспетчеризации в ремонт и производства переключений в электроустановках;

- предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя;

- строительства (реконструкции, модернизации) объектов электроэнергетики и технологического присоединения к электрическим сетям;

- технического контроля и расследования причин аварий в электроэнергетике;

- организации обмена технологической информацией;

- организации эксплуатации комплексов и устройств РЗА.

3.4. Права и обязанности Сторон при планировании и управлении режимами работы энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя

3.4.1. Планирование и управление электроэнергетическими режимами работы энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя осуществляется в соответствии с требованиями:

- Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 854;

- Основных положений функционирования розничных рынков электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 04.05.2012 № 442;

- Положения об особенностях применения законодательства Российской Федерации в сфере электроэнергетики на территориях Республики Крым и г. Севастополя, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 11.08.2014 № 792;

- Правил полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 04.05.2012 № 442;

- Правил разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики, утвержденных приказом Министерством энергетики Российской Федерации от 06.06.2013 № 290;

- Порядка формирования сводного прогнозного баланса производства и поставок электрической энергии (мощности) в рамках Единой энергетической системы России по субъектам Российской Федерации, утвержденного приказом Федеральной службы по тарифам России от 12.04.2012 № 53-э/1;

- документов, указанных в приложении № 1 к настоящему договору.

3.4.2. Исполнитель обязан:

3.4.2.1. Обеспечивать баланс производства и потребления электрической энергии (мощности) при соблюдении установленных параметров уровней напряжения в контрольных пунктах электрической сети и величины допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, в том числе между ОЭС Украины и энергосистемой Республики Крым и г. Севастополя.

3.4.2.2. Обеспечивать баланс производства и потребления электрической энергии (мощности) при соблюдении установленных параметров частоты электрического тока в случае раздельной работы энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя с ОЭС Украины.

3.4.2.3. Осуществлять расчет электроэнергетических режимов энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя, определять допустимые перетоки мощности в контролируемых сечениях и по ЛЭП, находящимся в диспетчерском управлении или ведении Исполнителя.

3.4.2.4. Формировать и доводить до электростанций Заказчика, генерирующее оборудование которых отнесено к объектам диспетчеризации, в виде обязательного для исполнения документа диспетчерский график работы электростанций Заказчика.

При планировании электроэнергетических режимов работы энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя Исполнитель обеспечивает распределение нагрузки между отдельными генерирующими объектами исходя из принципа минимизации стоимости электрической энергии (мощности) с приоритетной выработкой электрической энергии (мощности) генерирующими объектами, расположенными на территориях Республики Крым и г. Севастополя, в случае, если установленные уполномоченными органами исполнительной власти Республики Крым и г. Севастополя цены (тарифы) на электрическую энергию (мощность), произведенную указанными генерирующими объектами, не превышают цену электрической энергии, поставляемой из ОЭС Украины, с учетом технологических и сетевых ограничений, в порядке, предусмотренном указанным в п. 1.16 приложения № 1 к настоящему договору документом. Требования настоящего абзаца не распространяются на случаи возникновения (угрозы возникновения) аварийного электроэнергетического режима в энергосистеме Республики Крым и г. Севастополя.

3.4.2.5. Обеспечивать соответствие технологического режима работы электростанций Заказчика допустимым технологическим режимам работы и условиям работы электроэнергетического оборудования.

3.4.2.6. Задавать квартальные графики напряжения в контрольных пунктах электрической сети, определенных Исполнителем, с указанием верхних и нижних границ регулирования напряжения, в том числе устанавливать уровни компенсации и диапазоны регулирования реактивной мощности оборудования и устройств регулирования напряжения на электростанциях Заказчика.

3.4.2.7. Осуществлять регулирование частоты электрического тока, определять параметры настройки (уставки) устройств РЗА (в соответствии с распределением функций по расчету и выбору параметров настройки (уставок) устройств РЗА), объёмы, места размещения, места реализации управляющих воздействий устройств противоаварийной и режимной автоматики.

3.4.2.8. Разрабатывать и утверждать нормальную схему электрических соединений электроэнергетической системы Республики Крым и г. Севастополя, а также осуществлять рассмотрение и согласование нормальных схем электрических соединений электростанций Заказчика, в состав которых входят объекты диспетчеризации.

3.4.3. Заказчик обязан:

3.4.3.1. Представлять Исполнителю информацию, необходимую для планирования и управления электроэнергетическими режимами энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя, в соответствии с действующими нормативными правовыми актами Российской Федерации и документом, указанным в п. 1.16 приложения № 1 к настоящему договору.

3.4.3.2. Ежегодно представлять Исполнителю на согласование нормальные схемы электрических соединений электростанций Заказчика, в состав которых входят объекты диспетчеризации, и утвержденные нормальные схемы электрических соединений электростанций Заказчика в порядке и сроки, установленные документом, указанным в п. 1.14 приложения № 1 к настоящему договору.

3.4.3.3. Выполнять заданный Исполнителем диспетчерский график работы электростанций Заказчика.

3.4.3.4. В случае возникновения (угрозы возникновения) нарушений нормального режима работы энергосистемы осуществлять загрузку (разгрузку) генерирующего оборудования электростанций Заказчика в соответствии с диспетчерскими командами (распоряжениями) Исполнителя.

3.4.3.5. Осуществлять эксплуатацию электростанций Заказчика в соответствии с требованиями действующих нормативных правовых актов Российской Федерации и нормативно-технических документов, не допуская эксплуатации оборудования при нагрузке и параметрах, выходящих за пределы значений, указанных в технической документации на него, а также неисправного оборудования.

3.4.3.6. Поддерживать в надлежащем техническом состоянии устройства, воздействующие на энергетическое оборудование электростанций Заказчика с целью обеспечения устойчивой работы указанного оборудования и энергосистемы в целом в части первичного регулирования частоты, автоматического регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности, а также обеспечивать работу таких устройств в соответствии с установленными Исполнителем параметрами с учетом требований пп. 3.4.3.7, 3.4.3.8 настоящего договора.

3.4.3.7. При участии электростанции Заказчика в первичном регулировании частоты, регулировании напряжения и реактивной мощности определять величину диапазона, предоставляемого Исполнителю электростанцией для соответствующего регулирования, исходя из фактического технического состояния оборудования электростанции.

3.4.3.8. При определении режимов и алгоритмов работы станционных устройств регулирования активной и реактивной мощности учитывать отклонения фактических технических параметров работы оборудования электростанции, участвующего в соответствующем регулировании, от его проектных параметров.

3.4.3.9. Незамедлительно сообщать диспетчерскому персоналу Исполнителя обо всех изменениях технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, в том числе произошедших автоматически действием устройств РЗА, с указанием состава изменений, перечня сработавших устройств и причин, вызвавших их срабатывание.

3.4.3.10. По заданиям Исполнителя осуществлять проведение на электростанциях Заказчика контрольных (два раза в год для периодов максимального и минимального потребления энергосистемы в дни, определяемые Исполнителем), внеочередных (не чаще, чем один раз в месяц, по присоединениям, подключенным под действие противоаварийной автоматики и/или включенным в графики аварийного ограничения) и иных (не чаще чем один раз в квартал) замеров потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения.

3.4.3.11. Предоставлять результаты проведенных замеров потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения Исполнителю в определенном Исполнителем формате в течение 10 рабочих дней со дня проведения соответствующего замера.

3.5. Права и обязанности Сторон при выводе объектов диспетчеризации в ремонт и производстве переключений в электроустановках

3.5.1. Вывод объектов диспетчеризации в ремонт осуществляется в соответствии с требованиями Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 № 484.

3.5.2. Представление Заказчиком Исполнителю предложений о включении принадлежащих ему объектов диспетчеризации в графики ремонта, разработка и утверждение Исполнителем графиков ремонта осуществляются в порядке и сроки, предусмотренные документом, указанным в п. 1.6 приложения № 1 к настоящему договору.

3.5.3. Взаимодействие Исполнителя и Заказчика по вопросам оформления, подачи, рассмотрения и согласования диспетчерских заявок на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации осуществляется в соответствии с документом, указанным в п. 1.7 приложения № 1 к настоящему договору.

3.5.4. Взаимодействие Сторон при выполнении переключений в электроустановках (в том числе переключений, связанных с выводом объектов диспетчеризации в ремонт и вводом их в работу) осуществляется в соответствии с требованиями:

- национального стандарта ГОСТ Р 55608-2013 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Переключения в электроустановках. Общие требования», утвержденного приказом Росстандарта от 06.09.2013 № 996-ст;

- документами указанными в пп. 1.8, 3.1 приложения № 1.

3.5.5. Исполнитель обязан:

3.5.5.1. Осуществлять рассмотрение предложений Заказчика по включению принадлежащих Заказчику объектов диспетчеризации в графики ремонта и формировать графики ремонта с учетом результатов рассмотрения предложений иных владельцев объектов электросетевого хозяйства, объектов по производству электрической энергии, а также ожидаемых балансов электрической энергии (мощности) энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя и необходимости координации сроков проведения ремонта на технологически связанных объектах электроэнергетики.

3.5.5.2. Предоставлять Заказчику информацию о включении (об отказе во включении) принадлежащих Заказчику объектов диспетчеризации в графики ремонта объектов диспетчеризации.

3.5.5.3. Осуществлять согласование вывода из работы (ввода в работу) объектов диспетчеризации путем рассмотрения и согласования диспетчерских заявок на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации и выдачи диспетчерских разрешений.

3.5.5.4. Предоставлять Заказчику информацию о согласовании (об отказе в согласовании) диспетчерских заявок на вывод в ремонт объектов диспетчеризации, принадлежащих Заказчику.

3.5.5.5. Разрабатывать, утверждать и доводить до персонала электростанций Заказчика:

- перечень сложных переключений, выполняемых по программам (типовым программам) переключений;

- перечень ЛЭП, оборудования и устройств РЗА, типовые бланки переключений на вывод из работы (ввод в работу) которых должны быть согласованы с Исполнителем;

- типовые программы переключений по выводу из работы и вводу в работу объектов диспетчеризации, находящихся в диспетчерском управлении Исполнителя.

3.5.6. Заказчик обязан:

3.5.6.1. Предоставлять Исполнителю предложения для включения принадлежащих Заказчику объектов диспетчеризации в графики ремонта.

3.5.6.2. Направлять Исполнителю диспетчерские заявки на изменение технологического режима или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации.

3.5.6.3. Осуществлять изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации в соответствии с согласованной диспетчерской заявкой и производить указанное изменение после получения оперативным персоналом Заказчика диспетчерской команды или разрешения диспетчерского персонала Исполнителя непосредственно перед началом осуществления указанного изменения.

3.5.7. Исполнитель вправе:

3.5.7.1. Выдавать диспетчерские разрешения (отказ в согласовании) на вывод из работы (ввод в работу) оборудования и устройств Заказчика, относящихся к объектам диспетчеризации, с учетом схемно-режимной ситуации.

3.5.7.2. В необходимых случаях с учетом схемно-режимной ситуации выдавать диспетчерские команды (распоряжения) о прекращении ремонтов объектов диспетчеризации и подготовке к включению их в работу в сроки разрешенной аварийной готовности.

3.5.8. Заказчик вправе:

3.5.8.1. Запрашивать у Исполнителя и своевременно получать информацию о причинах отказа во включении принадлежащих Заказчику объектов диспетчеризации в графики ремонта или изменения сроков вывода указанных объектов в ремонт по сравнению со сроками, содержащимися в предложении Заказчика.

3.5.8.2. Запрашивать у Исполнителя и получать информацию о причинах отказа в согласовании диспетчерской заявки на вывод в ремонт объекта диспетчеризации, принадлежащего Заказчику, а также об условиях, при выполнении которых вывод в ремонт указанного объекта может быть согласован.

3.6. Права и обязанности Сторон при предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистемы

3.6.1. Взаимодействие диспетчерского персонала Исполнителя и оперативного персонала Заказчика по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя, в том числе технологических нарушений в работе электростанций Заказчика, осуществляется в порядке, предусмотренном:

- Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 854;

- Правилами полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 04.05.2012 № 442;

- Правилами разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 06.06.2013 № 290;

- Правилами создания и функционирования штабов по обеспечению безопасности электроснабжения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 № 86;

- документами, указанными в пп. 1.4, 1.15, 1.1 приложения № 1 к настоящему договору.

3.6.2. Исполнитель вправе:

3.6.2.1. В случае возникновения (угрозы возникновения) аварийного электроэнергетического режима в работе энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя корректировать график нагрузки электростанций Заказчика и выдавать оперативному персоналу Заказчика диспетчерские команды (распоряжения) на загрузку (разгрузку) генерирующего оборудования.

3.6.2.2. Выдавать задания на разработку графиков аварийного ограничения и осуществлять рассмотрение и согласование графиков аварийного ограничения, разработанных сетевыми организациями.

3.6.2.3. Выдавать диспетчерские команды (распоряжения) на введение в действие графиков аварийного ограничения.

3.6.3. Заказчик обязан в соответствии с требованиями нормативных правовых актов и документа, указанного в п. 1.15 приложения № 1 к договору, участвовать в разработке графиков аварийного ограничения и осуществлять фактические действия по вводу в действие графиков аварийного ограничения по диспетчерским командам (распоряжениям) Исполнителя, в том числе переданным через сетевые и энергоснабжающие организации.

3.6.4. В период до 30.09.2015 включительно действуют графики ограничения потребления электрической энергии, графики ограничения потребления электрической мощности, графики аварийного отключения потребителей электрической энергии и специальные графики аварийных отключений, утвержденные на момент заключения настоящего договора. При этом сохраняется существующий на момент заключения настоящего договора порядок доведения до электростанций Заказчика диспетчерских команд (распоряжений) о введении в действие указанных графиков и выполнения действий, обеспечивающих фактическое ограничение (отключение) нагрузки, подключенной к шинам распределительных устройств электростанций Заказчика, в требуемых объемах и сроки.

Разработка графиков аварийного ограничения на период с 01.10.2015, а также их применение осуществляются в соответствии с Правилами разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики, утвержденными приказом Минэнерго России от 06.06.2013 № 290.

3.6.5. В случае объявления Исполнителем о возникновении режима с высокими рисками нарушения электроснабжения (далее – РВР) на территории энергосистемы республики Крым и г. Севастополя или ее части:

3.6.5.1. Исполнитель обязан уведомлять Заказчика о возможных нарушениях в работе энергосистемы, а также о необходимости принятия мер превентивного характера.

3.6.5.2. Заказчик обязан представлять Исполнителю информацию, необходимую для разработки и принятия решений о применении мер, направленных на локализацию и ликвидацию РВР, предотвращение нарушения электроснабжения и (или) ликвидацию его последствий, в соответствии с Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 854, и Правилами создания и функционирования штабов по обеспечению безопасности электроснабжения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 № 86.

3.6.6. Заказчик вправе при возникновении или угрозе возникновения повреждения объектов диспетчеризации вследствие фактического достижения параметрами технологического режима их работы недопустимых по величине и длительности значений, а также при возникновении несчастного случая и иных обстоятельств, создающих угрозу жизни людей, изменять технологический режим работы или эксплуатационное состояние объекта диспетчеризации без диспетчерской команды или разрешения диспетчерского персонала Исполнителя с последующим незамедлительным его уведомлением о произведенных изменениях и причинах, их вызвавших.

3.7. Права и обязанности Сторон при строительстве (реконструкции, модернизации) электростанций Заказчика и технологическом присоединении к электрическим сетям

3.7.1. Взаимодействие Сторон по вопросам технологического присоединения к электрическим сетям осуществляется в соответствии с 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 27.12.2004 № 861 (далее – Правила технологического присоединения).

3.7.2. При создании (модернизации) комплексов и устройств РЗА, в том числе, осуществляемом в рамках строительства (реконструкции) или технологического присоединения к электрическим сетям, стороны руководствуются требованиями приложения № 6 к настоящему договору и осуществляют взаимодействие в соответствии с положениями:

- национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 55105-2012 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования», утвержденного приказом Росстандарта от 15.11.2012 № 807-ст;

- национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 55438-2013 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Релейная защита и автоматика. Взаимодействие субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии при создании (модернизации) и эксплуатации. Общие требования», утвержденного приказом Росстандарта от 07.06.2013 № 150-ст.

3.7.3. При технологическом присоединении объектов электроэнергетики Заказчика к электрическим сетям, принадлежащим Исполнителю, отношения Сторон по выдаче технических условий на технологическое присоединение и выполнению иных мероприятий по технологическому присоединению регламентируются заключаемым ими договором об осуществлении технологического присоединения, Правилами технологического присоединения и предметом регулирования настоящего договора не являются.

3.7.4. Заказчик обязан:

3.7.4.1. При технологическом присоединении объектов электроэнергетики Заказчика к электрическим сетям иных сетевых организаций направить Исполнителю на согласование:

- технические условия на технологическое присоединение в отношении присоединяемых объектов по производству электрической энергии, установленная генерирующая мощность которых превышает 5 МВт или увеличивается на 5 МВт и выше,

- отступления от вышеуказанных технических условий и вносимых в них изменений, а также изменения в технические условия, ранее согласованные с Крымской энергосистемой ГП НЭК «Укрэнерго».

3.7.4.2. При строительстве (реконструкции, модернизации) объектов электроэнергетики Заказчика и их технологическом присоединении к электрическим сетям иных сетевых организаций на территории Республики Крым и г. Севастополя также направить Исполнителю на согласование:

? техническое задание на разработку проектной документации и проектную документацию на технологическое присоединение объектов электроэнергетики Заказчика к электрическим сетям, в случае если технические условия на их технологическое присоединение подлежали согласованию с Исполнителем (до создания ГУП РК «Крымэнерго» – с Крымской энергосистемой ГП НЭК «Укрэнерго»);

? техническое задание на разработку схемы выдачи мощности, схему выдачи мощности объектов по производству электрической энергии установленной генерирующей мощностью более 5 МВт;

? техническое задание на разработку проектной документации (в случае одностадийного проектирования создания (модернизации) РЗА, СДТУ (при отсутствии этапа разработки проектной документации) – техническое задание на разработку рабочей документации), проектную и рабочую документацию на создание (модернизацию) РЗА, СДТУ;

? изменения, вносимые в вышеуказанные документы.

3.7.4.3. Обеспечить представление сетевой организацией Исполнителю документов, указанных в п. 3.7.4.2 настоящего договора, в случаях, если разработка схемы выдачи мощности и (или) подготовка проектной документации возложены Заказчиком на сетевую организацию.

3.7.4.4. При выборе и приобретении оборудования и устройств РЗА, СДТУ в целях последующей установки их на строящихся (реконструируемых), присоединяемых объектах электроэнергетики, обеспечивать соответствие типов, характеристик и параметров приобретаемых (устанавливаемых) оборудования и устройств требованиям технических условий на технологическое присоединение, проектной и рабочей документации, согласованных с Исполнителем.

3.7.4.5. В случае осуществления Заказчиком технологического присоединения к распределительным устройствам электростанций Заказчика энергопринимающих устройств или объектов электроэнергетики иных лиц выполнять функции сетевой организации в части определения технической возможности технологического присоединения, согласования технических условий на технологическое присоединение и иной разрабатываемой при технологическом присоединении документации с Исполнителем (в предусмотренных Правилами технологического присоединения случаях).

3.7.4.6. При вводе в эксплуатацию построенных (реконструированных) объектов электросетевого хозяйства высшим номинальным классом напряжения 110 кВ и выше, объектов по производству электрической энергии установленной генерирующей мощностью 5 МВт и более, электротехнического оборудования и/или комплексов и устройств РЗА, СДТУ:

3.7.4.6.1. Не менее чем за 6 (шесть) месяцев до ввода в работу объекта электроэнергетики или в иной согласованный с Исполнителем срок в зависимости от сложности вводимого объекта и объема необходимых расчетов, но не позднее чем за 2 (два) месяца до ввода в работу нового (реконструированного) энергетического или электротехнического оборудования и/или комплексов и устройств РЗА, предоставить Исполнителю информацию, необходимую для расчетов электрических режимов сети, расчетов устойчивости, токов короткого замыкания, параметров настройки (уставок) устройств РЗА, а также для подготовки оперативной документации по оборудованию и устройствам, находящимся в диспетчерском управлении или ведении Исполнителя, в том числе:

- информацию о технических параметрах и паспортных данных оборудования и устройств объекта электроэнергетики Заказчика, сроках ввода его в эксплуатацию;

- методику расчета и выбора параметров настройки (уставок) устройств релейной защиты, относящихся к объектам диспетчеризации, и руководство по эксплуатации, установленной на объекте электроэнергетики Заказчика версии терминалов релейной защиты на русском языке, содержащее функционально-логические схемы и схемы программируемой логики с описанием алгоритма работы данных схем.

Документация, указанная в абзаце третьем настоящего пункта, предоставляется также в предусмотренный данным пунктом срок в случае установки на объектах электроэнергетики Заказчика новых (модернизации существующих) комплексов и устройств РЗА.

3.7.4.6.1. Не менее чем за 3 (три) месяца до пробного пуска (постановки под нагрузку) объекта электроэнергетики, соответствующего его оборудования представить на согласование Исполнителю проект нормальной схемы электрических соединений объекта электроэнергетики (в случае поэтапного ввода объекта в эксплуатацию – временной (пусковой) нормальной схемы электрических соединений). Утвержденная Заказчиком нормальная (пусковая) схема электрических соединений объекта электроэнергетики должна быть передана Исполнителю не позднее чем за 2 (два) месяца до планируемого ввода объекта электроэнергетики в работу (пробного пуска).

3.7.4.6.2. Согласовать с Исполнителем программы испытаний, пробных пусков и комплексного опробования оборудования объекта электроэнергетики Заказчика (далее – испытания), для проведения которых требуется изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации.

3.7.4.6.3. В течение 10 дней со дня окончания испытаний предоставить Исполнителю информацию о результатах проведенных испытаний, включая скорректированные технические характеристики оборудования и устройств объекта электроэнергетики Заказчика.

3.7.4.6.4. При необходимости изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния существующих объектов диспетчеризации для проведения испытаний или ввода построенного (реконструированного) объекта электроэнергетики Заказчика в работу направить Исполнителю предложение о включении таких объектов диспетчеризации в месячный график ремонта в соответствии с п. 3.4.2 настоящего договора.

3.7.4.6.5. В течение одного месяца после ввода оборудования, устройств РЗА в работу направить Исполнителю исполнительные схемы устройств РЗА, являющихся объектами диспетчеризации.

3.7.5. Исполнитель обязан:

3.7.5.1. Рассмотреть указанные в п. 3.7.4.2 настоящего договора документы, полученные от Заказчика или сетевой организации, к электрическим сетям которой осуществляется технологическое присоединение объекта электроэнергетики Заказчика, согласовывать их или направить Заказчику (сетевой организации) мотивированный отказ от их согласования и предложения по их корректировке.

3.7.5.2. Выдать Заказчику параметры настройки устройств РЗА, включенных в перечень, указанный в п. 1.11 приложения № 1 к настоящему договору.

3.7.6. При технологическом присоединении объектов электроэнергетики Заказчика к электрическим сетям иных сетевых организаций в случае, если технические условия на технологическое присоединение подлежали согласованию с Исполнителем (до создания ГУП РК «Крымэнерго» – с Крымской энергосистемой ГП НЭК «Укрэнерго»), Исполнитель вправе участвовать в мероприятиях по проверке выполнения Заказчиком и сетевой организацией таких технических условий в полном объеме/этапа технических условий, осмотре (обследовании) присоединяемых объектов электроэнергетики Заказчика должностным лицом органа исполнительной власти, уполномоченного на выдачу разрешений на допуск электроустановок к эксплуатации.

Позиция Исполнителя по вопросу о выполнении сетевой организацией и Заказчиком технических условий в полном объеме (объеме этапа) и возможности работы присоединяемых объектов электроэнергетики в составе энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя фиксируется в акте о выполнении технических условий (в случае выполнения технических условий в полном объеме / объеме этапа), составленном сетевой организацией и согласованном Исполнителем.

3.7.7. При создании (модернизации) комплексов и устройств РЗА и СДТУ Заказчика, требующих выполнения работ, как на электростанциях Заказчика, так и на смежных и (или) технологически связанных с электростанциями Заказчика объектах электроэнергетики (далее – смежные объекты электроэнергетики):

3.7.7.1. Заказчик и собственники или иные законные владельцы смежных объектов электроэнергетики урегулируют между собой отношения по выполнению работ на принадлежащих им объектах электроэнергетики.

3.7.7.2. Заказчик обязан согласовать с Исполнителем (в случаях, предусмотренных национальными стандартами, указанными в п. 3.7.2 настоящего договора) и собственниками или иными законными владельцами смежных объектов электроэнергетики:

- техническое задание на разработку проектной документации (в случае одностадийного проектирования создания (модернизации) РЗА и СДТУ – техническое задание на разработку рабочей документации), проектную и рабочую документацию на создание (модернизацию) РЗА и СДТУ;

- сроки выполнения работ по созданию (модернизации) комплексов и устройств РЗА, СДТУ.

3.8. Права и обязанности Сторон при взаимодействии по вопросам технического контроля и расследования причин аварий в электроэнергетике

3.8.1. Взаимодействие Сторон по вопросам технического контроля и расследования причин аварий в электроэнергетике осуществляется в соответствии с требованиями:

- Положения о проверке готовности субъектов электроэнергетики к работе в осенне-зимний период, утвержденного решением Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (федерального штаба) (протокол от 06.07.2012 № 10);

- Правил расследования причин аварий в электроэнергетике, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 28.10.2009 № 846;

- Порядка передачи оперативной информации об авариях в электроэнергетике, утвержденного приказом Минэнерго России от 02.03.2010 № 91.

3.8.2. Заказчик обязан:

3.8.2.1. Обеспечивать расследование причин аварий на электростанциях Заказчика (за исключением аварий, указанных в п. 3.8.3.2 настоящего договора);

3.8.2.2. Обеспечивать контроль технического состояния оборудования и устройств электростанций, своевременное проведение их технического обслуживания и ремонта;

3.8.2.3. Обеспечивать доступ уполномоченных представителей Исполнителя на электростанции Заказчика для участия в осуществлении мероприятий по контролю за техническим состоянием электростанций Заказчика, влияющих на надежность и безопасность функционирования энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя, и оказывать Исполнителю содействие в их проведении;

3.8.2.4. Обеспечивать своевременное устранение нарушений, выявленных в процессе осуществления контроля за техническим состоянием электростанций Заказчика и выполнением им требований, предусмотренных настоящим договором.

3.8.2.5. Представлять Исполнителю:

- оперативную информацию об авариях на электростанциях Заказчиках;

- результаты расследований причин аварий (акты расследования) в 3-дневный срок после завершения расследования;

- информацию о выполнении противоаварийных мероприятий по результатам расследования причин аварий.

- информацию обо всех происшедших нарушениях нормального режима и о ходе аварийно-восстановительных работ на электростанциях Заказчика (по запросу Исполнителя);

- документы и информацию о техническом состоянии электростанций Заказчика.

3.8.3. Исполнитель вправе:

3.8.3.1. Участвовать в расследовании причин аварий, произошедших на электростанциях Заказчика, в составе созданных Заказчиком комиссий.

3.8.3.2. Участвовать в расследовании причин аварий на электростанциях Заказчика в составе комиссий, созданных органом исполнительной власти, уполномоченным на осуществление федерального государственного энергетического надзора на территории Республики Крым и г. Севастополя (его территориальным органом).

3.8.3.3. Участвовать в проверке готовности электростанций Заказчика к работе в осенне-зимний период.

3.9. Права и обязанности сторон при организации обмена технологической информацией

3.9.1. Обмен технологической информацией между Сторонами обеспечивается системами сбора и передачи информации (далее – ССПИ) электростанций Заказчика, а также другими системами обмена технологической информацией (системой межмашинного обмена, автоматизированной информационно-измерительной системой коммерческого учета электрической энергии (далее – АИИС КУЭ), Web-обменом, электронной почтой и др.).

3.9.2. Заказчик обязан:

3.9.2.1. Обеспечивать в соответствии с Техническими требованиями по организации обмена технологической информацией, необходимой для управления режимами энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя, указанными в приложении № 2 к настоящему договору (далее – Технические требования), круглосуточную работу существующих на момент заключения настоящего договора каналов связи между электростанциями Заказчика и диспетчерским центром (далее – ДЦ) Исполнителя для передачи в режиме реального времени диспетчерских команд и информации о технологическом режиме работы объектов диспетчеризации, необходимой для управления электроэнергетическим режимом энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.

Допускается передача диспетчерских команд через оперативный персонал сетевых организаций, в том числе, магистральных электрических сетей Исполнителя, как временная схема до организации прямых каналов связи между электростанциями Заказчика и ДЦ Исполнителя.

3.9.2.2. В случае отсутствия (потери) связи между электростанциями Заказчика и ДЦ Исполнителя незамедлительно принять меры к восстановлению связи. При этом должны быть использованы любые виды связи, включая сотовую.

3.9.2.3. Ежегодно представлять Исполнителю списки лиц (с указанием контактной информации), ответственных за эксплуатационное обслуживание СДТУ и оперативное устранение неисправностей оборудования и устройств СДТУ, влекущих нарушение обмена технологической информацией или нарушения в работе каналов связи.

3.9.2.4. Обеспечивать передачу на сервер Исполнителя данных АИИС КУЭ в формате и в сроки, согласованные Исполнителем.

3.9.2.5. Осуществить модернизацию ССПИ электростанций Заказчика в соответствии с Техническими требованиями и обеспечивать обмен технологической информацией в соответствии с данными Техническими требованиями. Для этого:

-- в течение 9 (девяти) месяцев с момента заключения настоящего договора разработать и представить на согласование Исполнителю план-график выполнения работ по модернизации ССПИ электростанций Заказчика (далее – план-график);

- выполнить работы по модернизации ССПИ в предусмотренные планом-графиком сроки, в том числе согласовать с Исполнителем техническое задание и проектную документацию на модернизацию ССПИ электростанций Заказчика и вносимые в них изменения.

3.10. Права и обязанности Сторон при эксплуатации комплексов и устройств РЗА

3.10.1. Взаимодействие Сторон при эксплуатации комплексов и устройств РЗА (релейной защиты, сетевой, противоаварийной и режимной автоматики, устройств регистрации аварийных событий и процессов) осуществляется в соответствии с требованиями:

3.10.2. При организации эксплуатации комплексов и устройств РЗА Исполнитель:

3.10.2.1. Выполняет расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА в соответствии с документом, указанным в п. 1.11 приложения № 1 к настоящему договору, и выдает соответствующие задания Заказчику.

3.10.2.2. Задает (в том числе посредством выдачи заданий соответствующей сетевой организации) объемы подключенной к шинам распределительных устройств электростанций Заказчика нагрузки, заводимой под действие противоаварийной автоматики, в том числе автоматической частотной разгрузки (АЧР) и специальной автоматики отключения нагрузки (САОН).

3.10.2.3. Определяет потребность в установке новых комплексов и устройств РЗА, алгоритмы, структурные и принципиальные схемы функционирования, параметры настройки, факторы пуска, объемы и диапазоны управляющих воздействий, места установки и объекты воздействия комплексов и устройств РЗА, относящихся к объектам диспетчеризации, а также требования к организации эксплуатации указанных комплексов и устройств.

3.10.2.4. Осуществляет проверку соответствия параметров настройки устройств РЗА заданиям Исполнителя.

3.10.3. При эксплуатации комплексов и устройств РЗА Заказчик обязан:

3.10.3.1. Обеспечивать размещение, работоспособность, надёжное функционирование и организацию эксплуатации комплексов и устройств РЗА в соответствии с требованиями документов, указанных в п. 3.10.1 настоящего договора и п. 1.12 приложения № 1 к настоящему договору.

3.10.3.2. Выполнять задания Исполнителя по настройке устройств РЗА, в том числе по объемам, очередности и местам подключения нагрузки (генерации) под действие противоаварийной и режимной автоматики.

3.10.3.3. Информировать Исполнителя о выполнении его заданий по изменению настройки устройств РЗА, в том числе по подключению нагрузки (генерации) под действие противоаварийной и режимной автоматики, а также представлять Исполнителю сведения о фактической нагрузке, подключенной к шинам распределительных устройств электростанций Заказчика и заведенной под действие АЧР и САОН, с указанием величины отключаемой мощности.

4. Стоимость услуги и порядок расчетов

4.1. Расчетным периодом по настоящему договору является 1 (один) календарный месяц. Расчетным годом признается календарный год, на который приходится расчетный период.

4.2. Стоимость услуги (размер оплаты) по настоящему договору за расчетный период определяется как произведение следующих величин:

- утвержденного уполномоченным Правительством РФ федеральным органом исполнительной власти или совместным решением Государственного комитета по ценам и тарифам Республики Крым и Управления по тарифам Севастополя в размере цены (тарифа) на оказываемую Исполнителем услугу по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, а также обеспечения функционирования технологической инфраструктуры оптового рынка электрической энергии (мощности) и розничных рынков электрической энергии. Совместным решением Государственного комитета по ценам и тарифам Республики Крым и Управления по тарифам Севастополя от 30.12.14. №38/1; № 14/79-3 установлено, что с 01.01.2015 г. тариф на услуги по оперативно – диспетчерскому управлению в электроэнергетике для ГУП РК «Крымэнерго» составляет 7 031,09 руб. за МВт в месяц (без НДС).

- величины установленной генерирующей мощности (МВт) электростанций (электростанции), принадлежащих Заказчику на праве собственности или ином законном основании, определяемой в соответствии с п. 4.3 настоящего договора.

Кроме того, уплачивается налог на добавленную стоимость, рассчитываемый в соответствии с действующим законодательством.

4.3. Для расчета стоимости услуги по настоящему договору учитывается установленная генерирующая мощность только тех принадлежащих Заказчику на праве собственности или ином законном основании электростанций, указанных в приложении № 5 к настоящему договору, которые соответствуют количественным характеристикам, предусмотренным критериями отнесения субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию Исполнителем при оказании услуги, установленными Правилами отнесения субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 14.02.2009 № 114.

Иные условия настоящего договора, определяющие порядок взаимодействия Сторон при осуществлении Исполнителем функций оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, в том числе по вопросам планирования и управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики Заказчика, распространяются на все электростанции, указанные в приложении № 5 к настоящему договору, независимо от наличия (отсутствия) информации о таких электростанциях в Реестре лиц, подлежащих обязательному обслуживанию Исполнителем при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике (далее – Реестр).

Величина установленной генерирующей мощности (МВт) электростанций, принадлежащих Заказчику на праве собственности или ином законном основании, указанных в приложении № 5 к настоящему договору, определяется на основании данных, содержащихся в Реестре, ведение которого осуществляется Исполнителем в соответствии с Правилами отнесения субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии к кругу лиц, подлежащих обязательному обслуживанию при оказании услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства РФ от 14.02.2009 № 114.

В случае изменения содержащихся в Реестре перечня или величины установленной генерирующей мощности электростанций, принадлежащих Заказчику на праве собственности или ином законном основании, в результате ввода в эксплуатацию, вывода из эксплуатации электростанции, энергоблока и (или) энергетического оборудования электростанции, влияющего на величину установленной генерирующей мощности электростанции, либо его перемаркировки величина установленной генерирующей мощности электростанций Заказчика, используемая для расчета стоимости услуги по настоящему договору, определяется с учетом указанных изменений, начиная с 1-го числа месяца, следующего за месяцем внесения в Реестр соответствующих изменений.

Заказчик обязан уведомить Исполнителя об изменении перечня или величины установленной генерирующей мощности электростанций Заказчика в письменной форме с приложением подтверждающих документов в течение 10 дней с даты такого изменения (наступления обстоятельств, повлекших такое изменение).

4.4. Изменение эксплуатационного состояния электростанции Заказчика (вывод электростанции, энергоблока или энергетического оборудования электростанции в ремонт, нахождение их в резерве или консервации на срок менее одного года, а также ввод электростанции, энергоблока или энергетического оборудования электростанции в работу из ремонта, резерва или после консервации на срок менее одного года) основанием для изменения величины установленной генерирующей мощности электростанций Заказчика, используемой для расчета стоимости услуги по настоящему договору, не является.

4.5. Величина установленной генерирующей мощности электростанций Заказчика по состоянию на дату заключения настоящего договора, определенная на основании данных Реестра, дополнительно фиксируется Сторонами в акте об установленной генерирующей мощности электростанций Заказчика, находящихся в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя (далее – Акт), составленном по указанной в приложении № 4 к настоящему договору форме.

При изменении перечня или величины установленной генерирующей мощности электростанций Заказчика, указанных в Реестре, в соответствии с п. 4.3 настоящего договора Акт подлежит переоформлению. При этом стоимость услуги (размер оплаты) по настоящему договору определяется исходя из величины установленной генерирующей мощности электростанций Заказчика, указанной в Реестре, независимо от даты согласования (переоформления) Акта Сторонами.

Заказчик обязан рассмотреть и подписать полученный от Исполнителя Акт в течение 15 (пятнадцати) календарных дней со дня его получения либо, в случае несогласия с Актом, в тот же срок направить Исполнителю письменный мотивированный отказ от подписания Акта с приложением обосновывающих позицию Заказчика документов. До урегулирования Сторонами разногласий по Акту расчеты за услугу, оказываемую по настоящему договору, осуществляются по данным, содержащимся в Реестре.

4.6. Величина тарифа на услугу определяется на основании действующего на момент заключения договора решения уполномоченного Правительством РФ федерального органа исполнительной власти. В случае изменения уполномоченным Правительством РФ федеральным органом исполнительной власти величины тарифа после заключения договора стоимость услуги определяется исходя из новой величины тарифа с момента ее ввода в действие уполномоченным Правительством РФ федеральным органом исполнительной власти.

4.7. Исполнитель до 5-го числа месяца, следующего за расчетным, выставляет Заказчику счет, исходя из стоимости услуги, определенной в соответствии с пп. 4.2-4.6 настоящего договора. Заказчик обязан оплатить услугу в указанном в счете размере путем перечисления денежных средств на расчетный счет Исполнителя в полном объеме в срок до 25-го числа месяца, следующего за расчетным периодом. Днем оплаты считается день поступления денежных средств на расчетный счет Исполнителя.

4.8. По окончании расчетного периода Заказчик и Исполнитель обязаны подписать Акт об оказании услуг по форме согласно приложению № 3 к настоящему договору.

Акт об оказании услуг составляется Исполнителем в двух экземплярах и направляется для подписания Заказчику. Заказчик обязан подписать полученный от Исполнителя Акт об оказании услуг в течение 15 (пятнадцати) календарных дней с момента его получения либо, при несогласии с Актом об оказании услуг, в тот же срок направить Исполнителю письменный мотивированный отказ от его подписания с указанием причин отказа и приложением обосновывающих позицию Заказчика документов.

При неполучении Исполнителем подписанного Заказчиком экземпляра Акта об оказании услуг либо мотивированного отказа от подписания указанного акта в указанный в абзаце втором настоящего пункта срок услуга считается оказанной в расчетном периоде надлежащим образом и принятой Заказчиком в полном объеме.

4.9. По окончании расчетного периода Исполнитель направляет Заказчику счет-фактуру в сроки, предусмотренные действующим законодательством РФ.

4.10. Исполнитель и Заказчик услуг ежеквартально оформляют акты сверки расчетов по оплате за оказанную услугу. Сумма переплаты за услугу в расчетном периоде засчитывается в счет оплаты Заказчиком оказанной услуги в последующих расчетных периодах.

В случае возникновения задолженности по оплате услуги и поступления от Заказчика суммы платежа, недостаточной для исполнения денежного обязательства полностью, Исполнитель, не учитывая назначение платежа, указанное в платежном поручении Заказчиком, засчитывает поступающие от Заказчика платежи в следующей последовательности:

- в первую очередь погашается основная задолженность, возникшая за предыдущие расчетные периоды;

- во вторую очередь погашается пеня, рассчитанная в соответствии с п. 5.2 договора, при условии признания ее Заказчиком в порядке, предусмотренном п. 5.3 договора;

- в третью очередь производится оплата услуги за текущий расчетный период.

4.11. Заказчик обязан по запросу Исполнителя в течение 3-х банковских дней со дня получения запроса предоставлять ему информацию о фактически произведенных платежах за услугу, оказываемую по настоящему договору, путем направления факсом платежного поручения об оплате с отметкой банка о принятии к исполнению.

4.12. Заказчик вправе совершать сделки уступки права требования и перевода долга по настоящему договору третьим лицам только с предварительного письменного согласия Исполнителя.

5. Ответственность Сторон по договору

5.1. За невыполнение или ненадлежащее выполнение своих обязательств по настоящему договору Стороны несут ответственность в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации.

5.2. За нарушение сроков оплаты услуг, указанных в п. 4.7 настоящего договора, Заказчик обязуется уплатить Исполнителю пеню в размере 1/300 ставки рефинансирования Центрального Банка Российской Федерации за каждый день просрочки. Пени начисляются на неуплаченную в срок сумму.

5.3. Определение суммы пеней возможно в досудебном порядке при признании указанной суммы Заказчиком и письменном уведомлении об этом Исполнителя. После получения Исполнителем надлежащим образом оформленного уведомления о признании суммы пеней Исполнитель выставляет Заказчику счет на оплату, который подлежит оплате Заказчиком в течение 14 (четырнадцати) календарных дней.

При непризнании пеней Заказчиком или отсутствии оплаты признанной Заказчиком в уведомлении суммы пеней в вышеуказанный срок окончательная (общая) сумма пеней определяется на основании решения суда.

5.4. Уплата пени не освобождает Заказчика от выполнения обязательств по настоящему договору.

6. Обстоятельства непреодолимой силы (форс-мажор)

6.1. Ни одна из Сторон не несет ответственность за полное или частичное невыполнение своих обязательств по договору, если это невыполнение явилось следствием действия обстоятельств непреодолимой силы (ст. 401 Гражданского кодекса Российской Федерации), то есть чрезвычайными и непредотвратимыми при данных условиях обстоятельствами, возникшими после заключения настоящего договора, которые Стороны не могли ни предвидеть, ни предотвратить разумными мерами.

К обстоятельствам непреодолимой силы относятся: война и военные действия, гражданские волнения, эпидемии, блокады, эмбарго, наводнения пожар, землетрясение или иные стихийные бедствия, а также принятие органами исполнительной и законодательной власти Российской Федерации нормативных правовых актов, препятствующих исполнению условий настоящего договора. Сторона, для которой наступила невозможность выполнения обязательств в результате действия непреодолимой силы, обязана в письменной форме известить другую Сторону в срок не позднее 5 (пяти) дней со дня наступления непредвиденных обстоятельств.

6.2. После прекращения указанных в п. 6.1 настоящего договора обстоятельств Сторона должна без промедления известить об этом в письменном виде другую Сторону. В извещении должен быть указан срок, в который предполагается исполнить обязательства по настоящему договору.

7. Изменение и дополнение условий договора

7.1. Настоящий договор может быть изменен или дополнен по соглашению Сторон путем оформления дополнительных соглашений к нему.

7.2. Если после заключения настоящего договора будут приняты нормативные правовые акты, устанавливающие обязательные для Сторон правила, иные, чем предусмотрены настоящим договором, Стороны приводят настоящий договор в соответствие с вновь принятыми нормативными правовыми актами.

В этом случае условия настоящего договора применяются к отношениям Сторон в части, не противоречащей нормативным правовым актам Российской Федерации по вопросам, связанным с осуществлением оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, вступившим в силу после заключения настоящего договора, начиная с момента вступления соответствующих нормативных правовых актов в силу.

7.3. При переходе права собственности или иного права на объекты электроэнергетики и (или) расположенные на них объекты диспетчеризации от Заказчика к другому лицу (далее – приобретатель) в результате возмездного или безвозмездного отчуждения указанных объектов, передачи их в аренду или безвозмездное пользование, совершения Заказчиком иных действий по распоряжению данным имуществом, а также переходе прав на указанные объекты в порядке универсального правопреемства Заказчик обязан:

- не менее чем за 10 дней письменно уведомить Исполнителя о предстоящем переходе права собственности или иного права на указанные объекты;

- уведомить приобретателя о наличии обязательств по настоящему договору.

Копия акта приема-передачи объектов электроэнергетики или их части в 10-тидневный срок с момента подписания акта направляется Заказчиком Исполнителю.

В случае реорганизации Заказчика, влекущей переход права собственности на объекты электроэнергетики к другому лицу (правопреемнику Заказчика), права и обязанности Заказчика по настоящему договору переходят к правопреемнику Заказчика в соответствии с передаточным актом или разделительным балансом, утвержденным уполномоченным органом управления Заказчика, с момента завершения реорганизации.

8. Разрешение споров

8.1. Все споры и разногласия, возникающие из настоящего договора или в связи с ним, в том числе касающиеся его заключения, действия, исполнения, изменения, дополнения, прекращения или действительности, Стороны будут разрешать путем проведения переговоров, если иное не предусмотрено условиями настоящего договора.

8.2. Споры, разногласия и требования, возникающие из настоящего договора или в связи с ним, в том числе связанные с его заключением, изменением, исполнением, нарушением, расторжением, прекращением и действительностью, не урегулированные Сторонами путем переговоров, подлежат разрешению в судебном порядке в соответствии с законодательством Российской Федерации.

9. Срок действия договора

9.1. Настоящий договор вступает в силу с момента его заключения Сторонами и действует до 24.00 часов «31»12.2015года.

9.2. Условия настоящего договора применяются к отношениям Сторон, возникшим до заключения договора, начиная с 00 часов «01» 01.2015года.

9.3. Действие настоящего договора считается продленным на следующий календарный год, если за 30 дней до окончания срока его действия не последует письменного уведомления какой-либо из Сторон договора о расторжении договора, заключении договора на иных условиях или внесении изменений и дополнений в настоящий договор.

10. Заключительные положения

10.1. По вопросам, не урегулированным настоящим договором, Стороны руководствуются законодательством Российской Федерации.

10.2. Каждая из Сторон обязана в письменной форме уведомить другую Сторону об изменении своих реквизитов. Указанное уведомление вступает в силу для другой Стороны с даты его получения.

10.3. Стороны обязаны соблюдать конфиденциальность информации, составляющей коммерческую тайну другой Стороны, в случае получения такой информации в связи с исполнением настоящего договора.

10.4. Настоящий договор составлен в двух экземплярах, имеющих одинаковую юридическую силу, по одному для каждой из Сторон.

10.5. Лица, подписавшие настоящий договор от имени Сторон, подтверждают свои полномочия на подписание договора, включая все приложения к нему, а также свидетельствует о соблюдении Сторонами всех процедур, необходимых для заключения договора.

11. Перечень приложений к настоящему договору

Неотъемлемыми частями настоящего договора являются следующие приложения:

11.1. Приложение № 1. Перечень основных документов, определяющих порядок взаимодействия Сторон при осуществлении Исполнителем функций оперативно-диспетчерского управления энергосистемой Республики Крым и г. Севастополя.

11.2. Приложение № 2. Технические требования по организации обмена технологической информацией, необходимой для управления режимами энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.

11.3. Приложение № 3. Форма акта об оказании услуг.

11.4. Приложение № 4. Форма акта об установленной генерирующей мощности электростанций Заказчика, находящихся в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя.

11.5. Приложение № 5. Перечень электростанций Заказчика, находящихся в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя.

11.6. Приложение № 6. Общие требования к релейной защите и автоматике.

Приложение № 1

к Договору возмездного оказания услуг

по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике

от «___»_________ 20___ г. №______

Перечень основных документов, определяющих порядок взаимодействия Сторон при осуществлении Исполнителем функций оперативно-диспетчерского управления энергосистемой Республики Крым и г. Севастополя

1. Документы, разрабатываемые и утверждаемые Исполнителем и обязательные для исполнения Исполнителем и Заказчиком:

1.1. Положение об организации оперативно-диспетчерского управления в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя.

1.2. Перечень объектов диспетчеризации Исполнителя с их распределением по способу управления.

1.3. Положение по управлению режимами работы энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.

1.4. Инструкция по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.

1.5. Инструкция о порядке ведения оперативных переговоров диспетчерским и оперативным персоналом в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя.

1.6. Порядок формирования сводных годовых и месячных графиков ремонта объектов диспетчеризации Исполнителя.

1.7. Положение о порядке оформления, подачи, рассмотрения и согласования диспетчерских заявок на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации Исполнителя.

1.8. Инструкция по производству переключений в электроустановках энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя.

1.9. Перечень типовых бланков переключений по выводу из работы и вводу в работу объектов диспетчеризации, требующих согласования с Исполнителем.

1.10. Схемы подачи напряжения на собственные нужды тепловых электростанций в условиях наиболее тяжелых нарушений в работе электроэнергетической системы, связанных с полной остановкой оборудования электростанций и отсутствием напряжения на шинах собственных нужд.

1.11. Перечень устройств РЗА Заказчика, для которых Исполнитель выполняет расчет и выбор параметров настройки и алгоритмов функционирования.

1.12. Инструкции по обслуживанию комплексов и устройств РЗА, находящихся в диспетчерском управлении Исполнителя.

1.13. Порядок передачи оперативной информации об авариях в электроэнергетике и нештатных ситуациях на объектах электроэнергетики в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя.

1.14. Положение о порядке оформления и согласования нормальных схем электрических соединений объектов электроэнергетики в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя.

1.15. Положение о порядке разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя.

1.16. Порядок планирования и управления режимами работы энергосистемы Республики Крым и г. Севастополь.

2. Документы, разрабатываемые и утверждаемые Заказчиком с учетом требований аналогичных документов Исполнителя, требующие согласования с Исполнителем:

2.1. Инструкция по предотвращению развития и ликвидации технологических нарушений в электрической части электростанций Заказчика.

2.2. Нормальные схемы электрических соединений электростанций Заказчика, в состав которых входят объекты диспетчеризации.

2.3. Типовые бланки переключений по выводу из работы и вводу в работу объектов диспетчеризации – согласно утвержденному Исполнителем перечню.

2.4. Инструкции по обслуживанию устройств РЗА, находящихся в диспетчерском ведении Исполнителя.

3. Документы, разрабатываемые и утверждаемые Заказчиком с учетом требований аналогичных документов Исполнителя:

3.1. Инструкция по производству переключений в электроустановках Заказчика.

3.2. Инструкция о порядке ведения оперативных переговоров и записей оперативным персоналом Заказчика.

3.3. Инструкции по эксплуатации и оперативному обслуживанию комплексов и устройств РЗА.

Приложение № 2

к Договору возмездного оказания услуг

по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике

от «___»_________ 20___ г. №______

Технические требования
по организации обмена технологической информацией, необходимой для управления режимами энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя

1. Общие требования

1.1. Управление электроэнергетическим режимом энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя осуществляется на основе оперативных данных и телеметрической информации, передаваемых с объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства в режиме реального времени в диспетчерский центр (далее ДЦ) Исполнителя с помощью систем сбора и передачи информации (далее – ССПИ).

1.2. На объектах электроэнергетики энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя должны осуществляться сбор и передача в ДЦ Исполнителя следующей информации:

- телеметрическая информация о технологических режимах работы и эксплуатационном состоянии объектов диспетчеризации (телеизмерения и телесигнализация);

- параметры настройки режимной и противоаварийной автоматики;

- информация систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами;

- информация об аварийных событиях и процессах;

- голосовая информация, обеспечивающая управление технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов диспетчеризации.

1.3. Настоящие технические требования определяют:

- принципы организации каналов связи;

- требования к организации телефонной связи диспетчерского персонала и организации производственно-технологической телефонной связи;

- общие требования по организации обмена телеинформацией;

- требования к составу передаваемой телеинформации;

- требования к регистраторам аварийных событий и к составу и обмену информацией об аварийных событиях и процессах.

1.4. Заказчик обязан:

1.4.1. В рамках существующей на момент заключения настоящего договора ССПИ (до ее модернизации):

- обеспечивать сбор и передачу в ДЦ Исполнителя существующего (передаваемого на момент заключения настоящего договора) объема необходимой для Исполнителя телеметрической информации, указанного в графе 3 таблицы 1.

- организовать сбор и передачу в ДЦ Исполнителя дополнительного объема телеметрической информации, указанного в графе 4 таблицы 1.

1.4.2. В рамках модернизации ССПИ:

1.4.2.1. Организовать сбор и передачу в ДЦ Исполнителя:

- телеметрической информации в объеме, указанном в графе 5 таблицы 1, в соответствии с требованиями раздела 3 настоящих Технических требований;

- информации об аварийных событиях и процессах в соответствии с требованиями раздела 4 настоящих Технических требований.

1.4.2.2. Организовать цифровые каналы связи для передачи телеметрической информации и диспетчерско-технологической связи. Организация цифровых каналов связи должна выполняться в соответствии с требованиями разделов 2, 3 настоящих Технических требований.

Таблица 1.

Перечень точек измерения и состав телеметрической информации, передаваемой в ДЦ Исполнителя с электростанций Заказчика

№ п/п

Диспетчерское наименование элемента схемы электростанции (точка измерения ТИ, ТС)

Состав телеинформации

Примечание

ТИ, ТС, фактически передаваемые с электростанции в ДЦ Исполнителя в рамках существующей ССПИ

Дополнительные ТИ и ТС, подлежащие передаче в ДЦ Исполнителя

ТИ ТС, подлежащие передаче в ДЦ Исполнителя после модернизации ССПИ

Пресноводненская ВЭС

P 35кВ

U, скорость ветра

Q 35кВ

I 35кВ

ТС

Восточно-Крымская ВЭС

P 35кВ

I, U, скорость ветра

Q 35кВ

ТС

Тарханкутская ВЭС

P 35кВ левая

Q,I, U, скорость ветра, ТС

P 35кВ правая

Q,I, U, ТС

Донузлавская ВЭС

Р 10кВ

Q,I, U, скорость ветра, ТС

Сакская ВЭС

I 35кВ

P,Q, U, скорость ветра , ТС

Судакская ВЭС

P,Q, I, U, скорость ветра , ТС

2. Требования к организации каналов связи

2.1. Общие технические требования по организации первичной сети связи:

2.1.1. Между ДЦ Исполнителя и электростанциями Заказчика, оборудование и устройства которых включены в перечень объектов диспетчеризации, должна быть организована технологическая сеть связи. Технологическая сеть связи должна быть организована по двум независимым цифровым каналам связи с Исполнителем.

2.1.2. Пропускная способность указанных каналов связи должна обеспечивать передачу требуемых видов и объемов информации в ДЦ Исполнителя, включая телефонную связь для оперативных переговоров, телеметрическую информацию и данные, используемые для задач оперативно-диспетчерского управления.

2.1.3. Технические задания и проектная документация на организацию каналов связи должны быть согласованы с ДЦ Исполнителя в части соответствия настоящим техническим требованиям.

2.1.4. Для организации цифровых каналов могут использоваться цифровые системы передачи информации, работающие по волоконно-оптическим линиям связи (ВОЛС), кабельным линиям связи (кабели с металлическими жилами), цифровым радиорелейным линиям связи (ЦРРЛ); системы ВЧ-связи по ВЛ с цифровой обработкой сигналов; арендованные цифровые каналы или виртуальные частные сети, предоставляемые в качестве услуг операторами связи; комбинированные тракты цифровых каналов.

2.1.5. Ресурсы спутниковых систем связи на базе использования геостационарных космических аппаратов могут использоваться для организации диспетчерско-технологической связи и передачи информации между ДЦ Исполнителя и электростанциями Заказчика только в качестве резервных, при условии выполнения требований, предъявляемых к организации диспетчерско-технологической телефонной связи и передаче информации для автоматизированных и автоматических систем управления. Использование сотовой связи для организации основного или резервного канала связи не допускается.

2.1.6. Для автоматизированных подсистем управления электроэнергетическими режимами работы энергосистемы Республики Крым и г. Севастополя, в том числе для передачи телеметрической информации и диспетчерских команд, технологическая сеть связи должна иметь обобщенный коэффициент готовности двух независимых каналов связи каждого направления обмена информацией не менее 0,9996.

2.1.7. Для подсистем управления, работающих в автоматическом режиме, технологическая сеть связи по каждому направлению должна иметь коэффициент готовности и время восстановления, устанавливаемые требованиями надежности работы этих систем.

Оборудование связи и передачи информации, находящееся в зоне ответственности Заказчика, должно круглосуточно контролироваться. При повреждении указанного оборудования должны быть приняты оперативные меры по его восстановлению.

2.1.8. Проектируемая схема организации каналов связи и передачи информации должна быть согласована с Исполнителем. На схеме должны быть показаны все каналы (основные и резервные) с указанием общей пропускной способности каждого канала. Также должны быть обозначены узлы связи, включая узлы сетевой компании и узлы доступа операторов связи, через которые проходят каналы.

В описании схемы и, по возможности, на самой схеме должны быть даны краткие характеристики основного каналообразующего оборудования, а также оборудования, протоколов и интерфейсов сопряжения каналов с оборудованием Исполнителя.

2.2. Организация телефонной связи:

2.2.1. Диспетчеру ДЦ Исполнителя по каждому направлению передачи команд и ведения оперативных переговоров с оперативным персоналом электростанций Заказчика, в состав которых входят объекты диспетчеризации, должна быть предоставлена полнодоступная резервированная диспетчерская телефонная связь с возможностью занятия без ручного набора номера основного и резервного телефонного канала. Предоставляемые диспетчерские телефонные каналы не должны коммутироваться на промежуточных АТС. Допускается организация постоянного транзитного соединения каналов и их кроссконнекция в цифровых потоках.

2.2.2. Телефонная связь другого назначения (производственная, технологическая) может организовываться как по каналам диспетчерской связи с приоритетом диспетчера, так и по каналам иных технологических сетей связи и сети связи общего пользования.

2.2.3. В случае потери диспетчерских телефонных каналов должна быть предусмотрена возможность использования диспетчером для передачи команд и ведения диспетчерских переговоров производственно-технологической телефонной связи с возможностью выхода на телефонную сеть общего пользования и телефонные сети связи других субъектов электроэнергетики или потребителей электрической энергии путем набора номера.

2.2.4. Типы интерфейсов и сигнализации, используемых для организации диспетчерских телефонных каналов, должны быть согласованы с Исполнителем.

2.2.5. Оконечным оборудованием диспетчерской телефонной связи должны быть устройства, обеспечивающие связь без набора номера.

2.2.6. Независимо от способа организации диспетчерской связи должна быть обеспечена автоматическая регистрация (запись) всех переговоров диспетчерского персонала Исполнителя с оперативным персоналом Заказчика как у Исполнителя, так и на электростанциях Заказчика с сохранением указанных записей в соответствии с установленным порядком.

3. Требования к составу и обмену телеинформацией

3.1. В тракте телеметрической информации должны использоваться многофункциональные измерительные преобразователи с классом точности не хуже 0.5S (допускается – не хуже 0.5), подключаемые к кернам измерительных трансформаторов класса точности не хуже 1 (при замене измерительных трансформаторов и новом строительстве – не хуже 0.5S (допускается – не хуже 0.5).

3.2. Передаваемая информация должна содержать метки единого астрономического времени от низового устройства, которые должны передаваться в ДЦ Исполнителя в режимах, предусмотренных используемыми протоколами передачи и формулярами их согласования.

3.3. Суммарное время на измерение и передачу телеметрической информации (телеизмерений, телесигнализации) с электростанции Заказчика в ДЦ Исполнителя устанавливается требованиями подсистем автоматизированной системы оперативно-диспетчерского управления, использующих эту информацию, и должно лежать в пределах двух секунд.

3.4. Время передачи команды телеуправления не должно превышать 5 секунд.

3.5. Методы передачи телеинформации должны соответствовать рекомендациям IEC 60870-5-101, т.е. система сбора телеинформации электростанции Заказчика должна обеспечивать возможность спорадической, циклической, периодической и фоновой передачи телеинформации, а также передачу по запросу.

3.6. Протокол передачи телеинформации должен соответствовать протоколу
IEC 60870-5-101 или IEC 60870-5-104. Реализация протоколов IEC 60870-5-101
(IEC 60870-5-104) должна быть согласована с Исполнителем.

3.7. При использовании протокола IEC 60870-5-104 на базе сервисов ТCP/IP должны быть обеспечены гарантированное время доставки и информационная безопасность передаваемой информации.

3.8. Передача телеинформации в ДЦ Исполнителя должна осуществляться в инженерных значениях измеряемых величин по резервированным каналам без ретрансляции (напрямую, без обработки на промежуточных пунктах).

3.9. Перечень конкретных параметров телеинформации и методы ее передачи в ДЦ Исполнителя определяются Исполнителем.

3.10. До перехода на цифровые каналы связи должна быть сохранена существующая схема передачи телеинформации с электростанций Заказчика в ДЦ Исполнителя. В случае, если существующая схема предполагает передачу телеинформации в ДЦ Исполнителя с одной ступенью ретрансляции (промежуточной обработки) в соответствующих пунктах Заказчика или сетевой организации допускается увеличение времени передачи информации для автоматизированных систем управления, указанного в п. 3.3 настоящих Технических требований, не более чем на 1 (одну) секунду.

3.11. При модернизации объектных ССПИ и организации цифровых каналов связи с использованием протоколов IEC 60870-5-101(104) должна быть обеспечена передача телеинформации с электростанций Заказчика в ДЦ Исполнителя напрямую, без ретрансляции (промежуточной обработки*).

*Под промежуточной обработкой понимается любое преобразование бинарной информации протоколов телемеханики аппаратно-программными средствами низшего уровня управления с целью дальнейшей перегруппировки и изменения объема данных для последующей передачи на верхние уровни управления в требуемых телемеханических протоколах.

3.12. По каждой электростанции Заказчика, в состав которого входят объекты диспетчеризации, Исполнителю должна быть представлена однолинейная электрическая схема электростанции с указанием на ней обозначенными на ней всех точек измерения и перечня измеряемых параметров в каждой точке. Наименование точек измерения и состав телеинформации должны соответствовать обозначениям в графах 2 и 3 таблицы 1. Схемы должны представляться в бумажном и электронном (в формате Visio) виде.

4. Требования к составу и обмену информацией об аварийных событиях и процессах

4.1. Запись информации об аварийных событиях и процессах должна осуществляться регистраторами аварийных событий и содержать следующие данные:

- запись изменений значений токов и напряжений присоединений главной электрической схемы;

- запись параметров высокочастотных постов быстродействующих защит ЛЭП;

- изменение состояния выключателей главной электрической схемы;

- факты срабатывания устройств релейной защиты присоединений, дифференциальной защиты шин и устройств резервирования при отказе выключателей;

- регистрация срабатывания отдельных ступеней (срабатывание пусковых органов до и после элементов выдержки времени) релейной защиты;

- регистрация срабатывания устройств сетевой, режимной и противоаварийной автоматики;

- регистрация работы устройств передачи аварийных сигналов и команд;

- регистрация выданных объемов управляющих воздействий при срабатывании устройств противоаварийной автоматики;

- показания приборов определения места повреждения на высоковольтной линии;

- параметры системы оперативного тока;

4.2. Система регистрации аварийных событий и процессов должна обеспечивать сбор информации, достаточной для обеспечения своевременного (оперативного) анализа аварийного процесса (однозначного установления процесса возникновения, протекания и ликвидации аварии, выявления фактического алгоритма работы устройств РЗА и действий персонала).

4.3. Информация об аварийных событиях и процессах, поступающая с регистраторов, должна храниться не менее трех (3) лет на технологических серверах электростанций Заказчика, а доступ к ней персонала Исполнителя должен осуществляться посредством электронного обмена данными с клиентскими рабочими местами, устанавливаемыми у Исполнителя.

4.4. Данные регистраторов аварийных событий и процессов должны представляться немедленно по устному или электронному запросу Исполнителю в автоматизированном режиме – при наличии на электростанции Заказчика цифровых средств осциллографирования и регистрации аварийных событий и процессов, а при отсутствии цифровых средств осциллографирования – в течение первого рабочего дня, следующего за днем запроса. Копии осциллограмм должны представляться не позднее следующего рабочего дня.

4.5. Определение мест повреждения на ЛЭП 110 кВ и выше (далее – ОМП) должно осуществляться на основании показаний предназначенных для этого приборов. Показания приборов ОМП должны немедленно передаваться Исполнителю.

Приложение № 3

к Договору возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике

от «___»_________ 20___ г. №______

ФОРМА

Акт об оказании услуг

за ___месяц___ 20___ г.

г. ________________

«____» ____________ 20___ г.

Государственное унитарное предприятие Республики Крым «Крымэнерго» (ГУП РК «Крымэнерго»), именуемое в дальнейшем «Исполнитель»,
в лице __________________________________________________, действующего на основании _______________________________________, с одной стороны, и _________________________________________________________, именуемое в дальнейшем «Заказчик», в лице _____________________________, действующего на основании _____________________, с другой стороны, составили настоящий акт о следующем:

1. Исполнитель оказал Заказчику услугу по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике в части управления технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, а также обеспечения функционирования технологической инфраструктуры розничного рынка электрической энергии (далее – услуга ) в соответствии с Договором возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике от «___» _____________ 20___ г. № _______ (далее – Договор ) в ______________________________ в полном объеме в порядке и на условиях,
(указывается месяц и год)

предусмотренных Договором, на сумму _____________________ руб., в том числе НДС на
(указывается сумма прописью)

сумму _____________________ руб.

(указывается сумма прописью)

2. Заказчик принял оказанную услугу и претензий по оказанной услуге к Исполнителю не имеет.

3. Лица, подписавшие настоящий акт от имени Заказчика и Исполнителя, подтверждают свои полномочия при подписании акта и свидетельствуют, что каких-либо ограничений их полномочий на подписание подобного рода документов не установлено.

Приложение № 4

к Договору возмездного оказания услуг по оперативно–диспетчерскому управлению в электроэнергетике

от «___»_________ 20___ г. №______

Форма

АКТ

об установленной генерирующей мощности электростанций Заказчика, находящихся в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя,

по состоянию на «___» _________ 20___ года

г. _________________

«____» ____________ 20___ г.

Государственное унитарное предприятие Республики Крым «Крымэнерго», именуемое в дальнейшем «Исполнитель», в лице _______________________________, действующего на основании ____________________________________, с одной стороны, и _________________________________________________________________, именуемое в дальнейшем «Заказчик», в лице ____________________________________________, действующего на основании _____________________________________________, с другой стороны, настоящим удостоверяют, что величина установленной электрической мощности электростанций Заказчика, находящихся в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя, по состоянию на «____»__________20__ года составляет ________,____ (расшифровка прописью) МВт, в том числе отдельно по электростанциям:

1. Электростанция (наименование) , установленная электрическая мощность – ________,___ (расшифровка прописью) МВт.

2. …

Приложение № 5

к Договору возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике

от «___»_________ 20___ г. №______

Перечень электростанций Заказчика,

находящихся в зоне диспетчерской ответственности Исполнителя

С 01.01.2015 года:

1. Пресноводненская ВЭС – установленная мощность 7,39МВт

2. Восточнокрымская ВЭС – установленная мощность 2,81МВт

3. Тарханкутская ВЭС – установленная мощность 21,85МВт

4. Донузлавская ВЭС – установленная мощность 6,77МВт

5. Сакская ВЭС – установленная мощность 20,82МВт

6. Судакская ВЭС – установленная мощность 3,76МВт».

С 01.05.2015 года:

1. Пресноводненская ВЭС – установленная мощность 7,39МВт

2. Восточнокрымская ВЭС – установленная мощность 2,81 МВт

3. Тарханкутская ВЭС – установленная мощность 22,45 МВт

4. Донузлавская ВЭС – установленная мощность 6,77 МВт

5. Сакская ВЭС – установленная мощность 20,82 МВт

6. Судакская ВЭС – установленная мощность 3,76 МВт

Приложение № 6

к Договору возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике

от «___»_________ 20___ г. №______

Общие требования

к релейной защите и автоматике

1. Принятые сокращения.

АПВ

- автоматическое повторное включение;

АРЧМ

- автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности;

АСУ ТП

- автоматизированная система управления технологическим процессом подстанции, электростанции;

АТ

- автотрансформатор;

ВОЛС

- волоконная оптическая линия связи;

ДЗТ

- дифференциальная защита трансформатора;

ДЗШ

- дифференциальная защита сборных шин;

ЗНР

- защита от неполнофазного режима;

КЗ

- короткое замыкание;

ЛЭП

- линия электропередачи;

ОАПВ

- однофазное АПВ;

ПА

- противоаварийная автоматика;

РА

- режимная автоматики;

РАСП

- регистрация аварийных событий и процессов

РЗ

РЗА

- релейная защита;

- релейная защита и автоматика;

СВ

- секционный выключатель;

- трансформатор;

ТАПВ

- трехфазное АПВ;

ТН

- трансформатор напряжения;

ТТ

- трансформатор тока;

УПАСК

- устройство передачи аварийных сигналов и команд;

УРОВ

- устройство резервирования отказа выключателей;

ШР

- шунтирующий реактор;

ШСВ

- шиносоединительный выключатель;

2. Требования к ПА.

Требования к ПА регламентируются положениями национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 55105-2012 «Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Автоматическое противоаварийное управление режимами энергосистем. Противоаварийная автоматика энергосистем. Нормы и требования», утвержденного приказом Росстандарта от 15.11.2012 № 807-ст.

3. Требования к РА, выполняющей функции системного значения.

3.1. Общие требования.

3.1.1. РА, выполняющая функции системного значения, должна реализовывать следующие функции в нормальном режиме:

- автоматического регулирования напряжения;

- автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности.

3.1.2. Для выполнения указанных функций генераторы, синхронные компенсаторы, статические компенсаторы, трансформаторы, автотрансформаторы энергосистемы должны иметь автоматические устройства, установка и эксплуатация которых осуществляются собственниками объектов электроэнергетики, на которых установлены устройства.

3.1.3. Принципы действия устройств РА, выполняющей функции системного значения, их состав должны определяться при проектировании, реконструкции или сооружения объекта электроэнергетики в соответствии с требованиями Правил устройства электроустановок и должны быть согласованы Субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

3.2. Устройства РА на электростанциях.

3.2.1. На электростанциях, независимо от формы собственности, в зависимости от технических требований устанавливаются следующие автоматические устройства РА системного значения:

- автоматический регулятор частоты и активной мощности с частотной коррекцией (в дополнение к регулятору скорости) на каждом генераторе;

- групповой регулятор активной мощности (при необходимости);

- групповой регулятор реактивной мощности (при необходимости).

3.2.2. На трансформаторах собственных нужд должны быть установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

3.2.3. На трансформаторах, автотрансформаторах связи с энергосистемой должны быть установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

3.2.4. На блочных трансформаторах при наличии технических обоснований может быть предусмотрена установка устройств РПН.

3.3. Устройства РА на подстанциях, независимо от формы собственности объекта.

3.3.1. На трансформаторах и автотрансформаторах должны быть установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

3.3.2. На синхронных и статических компенсаторах должны быть установлены автоматические регуляторы напряжения.

4. Требования к РЗ и сетевой автоматике электрической сети 110-330 кВ.

4.1. Общие требования к РЗ и сетевой автоматике электрической сети 110-330 кВ.

4.1.1. Быстродействие РЗ при отключении КЗ должно удовлетворять требованиям обеспечения устойчивости параллельной работы генераторов энергосистемы при отключении КЗ и требованиям обеспечения устойчивости нагрузки потребителей.

4.1.2. Устройства РЗ должны обеспечивать селективное отключение только поврежденной ЛЭП или оборудования. В случае отказа в отключении поврежденных ЛЭП или оборудования по любой причине устройства РЗ должны обеспечить отключение смежных неповрежденных ЛЭП или оборудования, через которые осуществляется подпитка места повреждения токами КЗ.

4.1.3. Для каждого выключателя 110-330 кВ и выключателей генераторов, установленных на генераторном напряжении, должно предусматриваться устройство резервирования отказа выключателя (УРОВ). Действие РЗ на отключение указанных выключателей должно сопровождаться одновременным пуском УРОВ.

4.1.4. Устройства РЗ должны обладать требуемой чувствительностью при всех видах КЗ в защищаемой зоне при различных схемно-режимных ситуациях.

4.1.5. Технологически связанные по принципу своего действия устройства РЗ и сетевой автоматики должны обеспечивать полную функциональную совместимость.

4.1.6. Надежность РЗ и сетевой автоматики электрической сети 110-330 кВ должна обеспечиваться эффективным резервированием построения комплекса. Должны применяться следующие виды резервирования:

- ближнее резервирование в качестве основного вида;

- дальнее резервирование в качестве дополнительного к ближнему резервированию.

4.1.7. Резервные защиты от междуфазных КЗ и от КЗ на землю должны действовать при КЗ на защищаемом элементе энергосистемы и в зоне дальнего резервирования.

4.1.8. Во всех случаях, когда не обеспечиваются принципы дальнего резервирования, необходимо предусматривать мероприятия по усилению ближнего резервирования РЗ ЛЭП и оборудования, на которых не обеспечивается данное требование.

4.1.9. Резервные защиты должны иметь оперативное и автоматическое ускорение ступеней, охватывающих всю длину ЛЭП, а для автотрансформаторов (АТ) и трансформаторов (Т) – примыкающих систем шин.

4.1.10. Параметры настройки устройств РЗ должны учитывать перегрузочную способность ЛЭП и оборудования.

4.1.11. Дистанционные защиты должны иметь автоматическую блокировку ступеней, которые могут неправильно работать при качаниях в энергосистеме (блокировку при качаниях). Принцип действия блокировки при качаниях не должен препятствовать функционированию дистанционных защит.

4.1.12. Защиты, по принципу действия использующие напряжение от трансформаторов напряжения (ТН), неисправность вторичных цепей которых может привести к ложному действию защиты, должны блокироваться при неисправности цепей напряжения.

4.1.13. Отключение повреждения при действии защит и отказе выключателя ЛЭП или оборудования должно выполняться действием УРОВ на отключение смежных присоединений, через которые осуществляется подпитка током места повреждения, с запретом автоматического повторного включения (АПВ) всех отключенных выключателей.

4.1.14. УРОВ должно действовать повторно на отключение выключателя без выдержки времени.

4.1.15. Устройство АПВ должно обеспечивать автоматическое включение в работу отключенных защитами выключателей ЛЭП и оборудования, если автоматическая подача напряжения на них допустима.

4.1.16. Количество трансформаторов тока (ТТ), вторичных обмоток и их классов точности должны обеспечивать раздельное подключение устройств разного назначения.

4.1.17. Каждое устройство основной и резервной защиты любого элемента сети должно включаться на разные вторичные обмотки ТТ.

4.1.18. По цепям питания защит от ТН должно предусматриваться резервирование с ручным переводом цепей на другой ТН.

4.1.19. Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии должна подключаться к отдельной вторичной обмотке ТН, ТТ.

4.1.20. При создании (модернизации) комплексов и устройств РЗ и сетевой автоматики электрической сети 110-330 кВ должны учитываться вопросы интеграции РЗ и сетевой автоматики с АСУ ТП объектов электроэнергетики. При этом основные функции РЗ и сетевой автоматики должны быть автономными и не связываться с АСУ ТП. Интеграция должна осуществляться только на информационном уровне.

4.2. РЗ и сетевая автоматика ЛЭП 110-330 кВ.

4.2.1. РЗ на каждой питающей стороне ЛЭП 110-330 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, должна включать в себя основную и резервную защиту. Должны быть предусмотрены мероприятия, обеспечивающие отстройку основной защиты от КЗ за трансформаторами отпаечных подстанций. В случае, если ЛЭП является кабельной или кабельно-воздушной, необходимо предусматривать две основные защиты.

4.2.2. Резервная защита должна обладать достаточной чувствительностью в пределах всей зоны дальнего резервирования. В противном случае необходимо предусматривать дополнительные мероприятия по усилению ближнего резервирования элементов, не имеющих дальнего резервирования.

4.2.3. Ступенчатые резервные защиты могут выполняться как в виде отдельного устройства РЗ, действующего при всех видах КЗ, так и в виде нескольких устройств РЗ, каждое из которых действует при определенных видах КЗ.

4.2.4. Устройства РЗ и сетевой автоматики, устанавливаемые на одной ЛЭП со всех ее сторон, должны удовлетворять требованию функциональной совместимости.

4.2.5. Устройства РЗ смежных ЛЭП, обеспечивающие резервирование устройств защиты рассматриваемой ЛЭП, должны отвечать требованию взаимной совместимости с защитами рассматриваемой ЛЭП для обеспечения селективности действия.

4.2.6. В качестве основной защиты ЛЭП 110-330 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, должна предусматриваться быстродействующая защита от всех видов КЗ с абсолютной селективностью. Преимущество должно отдаваться высокочастотной защите, работающей по высокочастотному каналу данной ЛЭП, при необходимости с устройствами блокировки при КЗ за отпаечными трансформаторами. При наличии ВОЛС целесообразно применять дифференциальную защиту линии.

4.2.7. Если на ЛЭП 110-220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, при отсутствии основной защиты время отключения КЗ не удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости энергосистемы или нагрузки потребителей, то должна предусматриваться установка двух основных защит.

4.2.8. На ЛЭП 110-220 кВ с односторонним питанием с питающей стороны должны устанавливаться ступенчатые защиты от всех видов КЗ и токовые защиты без выдержки времени.

4.2.9. На каждой ЛЭП 330 кВ должны устанавливаться не менее чем два устройства РЗ. Каждое устройство РЗ должно реализовывать функцию быстродействующей защиты от всех видов КЗ с абсолютной селективностью.

4.2.10. На каждой стороне ЛЭП 330 кВ как минимум одно из установленных устройств РЗ должно выполняться на принципе ступенчатых защит с реализацией быстродействия с помощью разрешающих (блокирующих) сигналов.

4.2.11. На каждой стороне ЛЭП 330 кВ три устройства РЗ должны устанавливаться в следующих случаях:

- на межгосударственных ЛЭП;

- на ЛЭП, при коротком замыкании на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;

- на ЛЭП, при коротком замыкании на которых и отказе быстродействующих защит увеличение времени отключения КЗ приводит к нарушению устойчивости энергосистемы.

Каждое устройство РЗ указанных ЛЭП должно реализовывать функцию быстродействующей защиты от всех видов КЗ с абсолютной селективностью.

4.2.12. На ступенчатых резервных защитах от междуфазных КЗ и от КЗ на землю должно предусматриваться оперативное ускорение по времени ступеней, действующих с выдержкой времени и охватывающих всю длину ЛЭП с коэффициентом чувствительности не менее 1,2.

4.2.13. При пофазном управлении выключателями для ликвидации неполнофазных режимов на ЛЭП должна предусматриваться защита от неполнофазного режима (ЗНР), действующая на отключение трех фаз с запретом АПВ, пуском УРОВ, остановом высокочастотного передатчика дифференциально-фазной защиты на данном конце и на передачу команды телеотключения на противоположный конец ЛЭП, если канал для передачи команд на данной ЛЭП предусматривается по другим причинам.

4.2.14. На каждой стороне ЛЭП 110-330 кВ должно предусматриваться ТАПВ. Для ЛЭП 330 кВ ТАПВ должно обеспечивать возможность однократного опробования ЛЭП напряжением и синхронного включения под нагрузку. Для линий ЛЭП 110-220 кВ необходимость обеспечения синхронного включения должна быть обоснована проектными решениями.

4.2.15. При подсоединении ЛЭП к шинам через два выключателя, устройство ТАПВ следует предусматривать отдельно на каждый выключатель.

4.2.16. Исходя из совокупности конкретных условий места установки ТАПВ в энергосистеме, могут быть использованы следующие функциональные возможности в ТАПВ:

- автоматическое ускорение РЗ после неуспешного ТАПВ;

- контроль отсутствия напряжения на линии;

- контроль наличия напряжения на линии;

- контроль отсутствия напряжения на шинах;

- контроль наличия напряжения на шинах;

- проверка синхронизма (при необходимости улавливание синхронизма);

- несинхронное включение от ТАПВ;

- ускоренное включение от ТАПВ;

- фиксация действия быстродействующих защит;

- однократность действия;

- двукратность действия.

4.2.17. На ЛЭП 330 кВ должно предусматриваться ОАПВ. На ЛЭП 110-220 кВ необходимость применения ОАПВ должна быть обоснована проектными решениями.

ОАПВ должно осуществляться однократно.

4.2.18. Устройства РЗ ЛЭП, оснащенные функцией ОАПВ, должны обеспечивать действие на отключение:

только поврежденной фазы при однофазных КЗ и действии быстродействующих защит (основной защиты и быстродействующих ступеней резервных защит);

трех фаз при многофазных КЗ;

трех фаз при однофазных КЗ, отключаемых действием защит (ступеней резервных защит) с выдержкой времени.

4.2.19. На кабельных ЛЭП 110-330 кВ АПВ не предусматривается.

4.2.20. На каждой стороне ЛЭП должна быть реализована функция определения места повреждения на линии (как правило двухстороннее).

4.2.21. С каждой стороны ЛЭП должна осуществляться цифровая регистрация аварийных событий и процессов (РАСП).

Должна предусматриваться автоматическая передача информации от устройств РАСП в ДЦ.

4.2.22. Вновь устанавливаемые устройства РЗ и сетевой автоматики должны быть выполнены на микропроцессорной элементной базе.

4.2.23. Допускается при реконструкции (модернизации) РЗ и сетевой автоматики оставлять в работе электромеханические и микроэлектронные устройства, если они обеспечивают функциональную совместимость и требуемые технические характеристики и надежность.

4.2.24. Устройства РЗ ЛЭП могут дополняться устройствами передачи команд по высокочастотному каналу или по оптико-волоконному каналу.

4.2.25. Конструктивно в каждом устройстве РЗ ЛЭП должна быть предусмотрена возможность его полного вывода из работы с выводом всех выходных цепей, по которым возможно отключение выключателей или пуск УРОВ при работе на устройстве.

4.3. РЗ и сетевая автоматика Т (АТ) с высшим напряжением 110-330 кВ.

4.3.1. На Т (АТ) с высшим напряжением 110-330 кВ должны устанавливаться защиты от внутренних, внешних КЗ и от недопустимых режимов их работы.

4.3.2. Для повышения надежности действия РЗ Т (АТ) она должна быть разделена минимум на две группы по цепям питания оперативным током, цепям переменного напряжения и тока.

4.3.3. На АТ с высшим напряжением 220 кВ и Т с высшим напряжением 110-220 кВ мощностью менее 160 МВА должен устанавливаться один комплект дифференциальной защиты трансформатора (ДЗТ). Установка второго комплекта ДЗТ должна быть обоснована недостаточной чувствительностью или недопустимым временем отключения резервными защитами АТ (Т) или защитами смежных элементов при КЗ в зоне действия дифференциальной защиты.

4.3.4. РЗ АТ (Т) с высшим напряжением 330 кВ должна включать основные защиты и резервные защиты от междуфазных КЗ и от КЗ на землю.

4.3.5. На АТ (Т) с высшим напряжением 330 кВ, а также на АТ с высшим напряжением 220 кВ и мощностью 160 МВА и более должны устанавливаться два комплекта ДЗТ.

4.3.6. На ошиновке напряжением 330 кВ АТ (Т) должны устанавливаться две основные защиты.

4.3.7. При установке двух комплектов ДЗТ или основных защит ошиновки комплекты защит должны быть включены по цепям оперативного тока и цепям трансформаторов тока с соблюдением принципов ближнего резервирования.

4.3.8. Газовая защита Т (АТ) с высшим напряжением 110-330 кВ должна иметь устройство контроля изоляции цепей оперативного тока, приходящих на газовое реле, и действующее в случае неисправности цепей с выдержкой времени на вывод газовой защиты из работы и на сигнал. Газовая защита Т (АТ) должна иметь по два контакта на газовом реле для каждой ступени для возможности их отдельного использования в разных комплектах защиты.

4.3.9. Резервные защиты Т (АТ) должны удовлетворять требованию совместимости в части согласования их характеристик с характеристиками резервных защит ЛЭП прилегающей сети.

4.3.10. Резервная защита Т (АТ) должна обладать достаточной чувствительностью в пределах всей зоны дальнего резервирования. В противном случае необходимо предусматривать дополнительные мероприятия по усилению ближнего резервирования элементов, не имеющих дальнего резервирования.

4.3.11. В резервных защитах Т (АТ) должно предусматриваться автоматическое и оперативное ускорение отдельных ступеней.

4.3.12. На Т (АТ) с высшим напряжением 110-330 кВ должна осуществляться цифровая регистрация переходных процессов при КЗ с записью параметров предаварийного режима и регистрацией последовательности событий, в том числе срабатываний устройств и ступеней РЗА. Должна предусматриваться автоматическая передача информации от устройств регистрации в ДЦ.

4.3.13. На одиночно работающих Т (АТ) с высшим напряжением 110-330 кВ можно использовать АПВ, когда отключение Т (АТ) приводит к обесточению нагрузки потребителей с запретом работы при автоматическом отключении от основных защит Т (АТ) (газовой защиты, дифференциальной защиты).

4.3.14. Конструктивно в каждом устройстве РЗ Т (АТ) должна быть предусмотрена возможность его полного вывода защиты из работы с выводом всех выходных цепей, по которым возможно отключение выключателей или пуск УРОВ при работе на устройстве.

4.4. РЗ и сетевая автоматика сборных шин 110-330 кВ.

4.4.1. Для каждой системы (секции) сборных шин напряжением 110-220 кВ должна предусматриваться отдельная ДЗШ. Два комплекта ДЗШ должны устанавливаться для обеспечения надёжной работы электростанции и при наличии на системе (секции) шин напряжением 110-220 кВ более 10 присоединений, а также для защиты систем (секций) шин комплектных распределительных устройств напряжением 110-220 кВ с элегазовой изоляцией.

4.4.2. На каждой системе (секции) сборных шин напряжением 330 кВ должны устанавливаться по два комплекта ДЗШ.

4.4.3. Измерительные органы ДЗШ должны иметь специальную отстройку от переходных и установившихся токов небаланса (например, измерительные органы, включенные через насыщающиеся трансформаторы тока, органы с торможением и др.).

4.4.4. Для двойной системы шин с одним выключателем на присоединение ДЗШ должна выполняться по схеме для фиксированного распределения присоединений. При этом в ДЗШ и УРОВ должны предусматриваться возможность изменения фиксации токовых и оперативных цепей при переводе присоединений с одной системы шин на другую.

4.4.5. ДЗШ должна иметь контроль исправности вторичных цепей трансформаторов тока, действующий с выдержкой времени на вывод защиты из работы и на сигнал. При этом весьма желательно иметь контроль исправности нулевых проводов от ТТ.

4.4.6. Выключатели присоединений должны входить в зону ДЗШ.

4.4.7. При наличии ТТ с двух сторон выключателей схема РЗ должна выполняться так, чтобы выключатель входил в зону действия ДЗШ и в зону действия защиты присоединения.

4.4.8. При выполнении ДЗШ на микропроцессорной элементной базе в терминале ДЗШ должна осуществляться цифровая регистрация переходных процессов при КЗ с записью параметров предаварийного режима и регистрацией последовательности событий, в том числе отключений выключателей присоединений. Должна предусматриваться автоматическая передача информации от устройств регистрации в ДЦ.

4.4.9. Конструктивно в ДЗШ должна быть предусмотрена возможность полного вывода защиты из работы с выводом всех внешних цепей, по которым возможно ошибочное отключение выключателей или ошибочный пуск УРОВ при работе на ДЗШ.

4.5. УРОВ 110-220 кВ.

4.5.1. На напряжении 110-330 кВ УРОВ должен устанавливаться во всех случаях.

4.5.2. Конструктивно УРОВ 110-330 кВ может выполняться как одно целое устройство на систему шин, секцию, распределительное устройство или отдельно для каждого выключателя, что дает возможность независимого обслуживания каждого устройства.

4.5.3. УРОВ 110-330 кВ должен действовать на отключение с запретом АПВ смежных с отказавшим выключателей, через которые возможна подача напряжения на участок схемы с отказавшим выключателем. При КЗ на шинах и отказе выключателя линии, через который она коммутируется на шины, УРОВ должен предусматривать останов высокочастотного передатчика высокочастотной защиты на данном конце ЛЭП и посылка команды телеотключения на противоположный конец этой ЛЭП с запретом АПВ при наличии такой возможности.

4.5.4. При КЗ на присоединении и отказе общего выключателя данного присоединения и смежной ЛЭП УРОВ должен предусматривать останов высокочастотного передатчика высокочастотной защиты на данном конце смежной ЛЭП и посылку команды телеотключения на противоположный конец этой ЛЭП с запретом АПВ, если таковая возможность имеется.

4.5.5. Схема УРОВ должна быть выполнена таким образом, чтобы предотвращалось их случайное действие на отключение выключателей смежных присоединений.

4.6. РЗ и сетевая автоматика обходного выключателя, ШСВ и СВ 110-220 кВ.

4.6.1. Устройства РЗ и сетевой автоматики обходного выключателя 110-220 кВ должны обеспечивать все функции РЗ и сетевой автоматики любых ЛЭП и оборудования при включении в работу (переводе) их через обходной выключатель. Выходные цепи, цепи переменного тока и напряжения основных защит указанных ЛЭП и оборудования при включении в работу (переводе) их через обходной выключатель должны иметь возможность перевода на обходной выключатель.

4.6.2. РЗ ШСВ и СВ, обходного выключателя должна выполняться так, чтобы ее можно было использовать при опробовании напряжением системы шин и присоединений, а также для повышения эффективности дальнего резервирования.

4.7. РЗ и сетевая автоматика ШР, управляемых ШР.

4.7.1. На ШР, управляемых ШР должны устанавливаться защиты от внутренних КЗ и недопустимых режимов работы.

4.7.2. На ШР, управляемых ШР напряжением 330 кВ должны устанавливаться два комплекта быстродействующих защит от внутренних повреждений. В составе каждого комплекта должна быть продольная дифференциальная токовая защита и поперечная дифференциальная токовая защита, если обмотка реактора расщеплена.

4.7.3. На управляемых ШР дополнительно должны устанавливаться защиты обмотки управления, полупроводниковых преобразователей, компенсационной обмотки, промежуточного и заземляющего трансформаторов. Состав защит перечисленного электротехнического оборудования определяется типом управляемого ШР.

4.7.4. Защита ШР, управляемых ШР, подключенных к ЛЭП без выключателя, должна действовать на отключение ЛЭП с двух сторон с запретом АПВ.

5. Требования к каналам связи для функционирования РЗА.

5.1.1. Прокладка ВОЛС для организации РЗ ЛЭП совместно (в одном лотке) с кабелем напряжением 110-330 кВ не допускается. При необходимости устройства ВОЛС по одной трассе с кабельной ЛЭП напряжением 110-330 кВ оптический кабель должен быть проложен вне кабельного лотка на специально предусмотренных для этой цели конструкциях.

5.1.2. При новом строительстве, техническом перевооружении, модернизации или реконструкции объектов электроэнергетики для передачи информации, обеспечивающей функционирование комплексов и устройств РЗА, проектными решениями должно предусматриваться применение наземных каналов связи.

Спутниковые каналы связи до организации второго наземного канала связи могут временно использоваться в качестве одного из каналов связи для передачи телеметрической информации, обеспечивающей функционирование ПА или РА, если эти каналы удовлетворяют требованиям по времени передачи информации, указанным в пункте 5.1.11.

5.1.3. Для передачи информации, обеспечивающей функционирование ПА или РА, с объектов с высшим напряжением 110-330 кВ должно быть организовано не менее двух независимых каналов связи в каждом направлении передачи информации.

5.1.4. Для передачи сигналов и команд ПА должен использоваться дублированный режим передачи информации.

5.1.5. Каждый канал связи, обеспечивающий функционирование устройств РЗ, осуществляющих функцию основной защиты ЛЭП, должен быть организован по выделенному каналу, независимому от каналов связи для других устройств РЗ той же ЛЭП.

5.1.6. Организация каналов связи, обеспечивающих функционирование устройств РЗ ЛЭП 220-330 кВ, должна исключать возможность одновременной потери функциональности основных защит разных ЛЭП по общей причине.

5.1.7. Передача сигналов и команд РЗ должна осуществляться без промежуточной обработки.

5.1.8. Организация высокочастотных каналов связи по грозотросам воздушных ЛЭП для передачи сигналов и команд РЗА не допускается.

5.1.9. При организации высокочастотных каналов связи по фазным проводам воздушных ЛЭП с совмещением передачи сигналов и команд РЗА, технологической телефонной связи и телеметрической информации, должна быть организована приоритетная передача команд РЗА.

5.1.10. Каналы радиорелейной связи, высокочастотной связи по воздушным ЛЭП и спутниковой связи должны выполняться с учетом обеспечения запаса по перекрываемому затуханию с учетом неблагоприятных погодных условий (туман, изморозь, гололед, дождь).

Для передачи команд РЗА высокочастотные каналы связи по воздушной ЛЭП должны дополнительно обеспечивать запас по перекрываемому затуханию при возможных КЗ на воздушной ЛЭП, по проводам которой организован высокочастотный канал.

При организации каналов связи должны выполняться условия по обеспечению электромагнитной совместимости.

5.1.11. Суммарное время измерения и передачи телеметрической информации с объектов электросетевого хозяйства высшим классом напряжения 110-330 кВ в комплексы ПА или РА не должно превышать 1 секунды без учета времени обработки данных в программно-технических комплексах ПА или РА.

5.1.12. Время передачи сигналов и команд РЗ и ПА должно составлять:

не более 10 миллисекунд - по каналам связи, организованным по волоконно-оптическим, кабельным или радиорелейным линиям связи;

не более 25 миллисекунд - по каналам связи, организованным по каналам высокочастотной связи на одной ЛЭП.

5.1.13. Коэффициент готовности одного канала связи для передачи сигналов и команд РЗА должен быть не ниже 0,99 в год, обобщенный коэффициент готовности системы связи для РЗА, состоящей из двух независимых каналов, должен быть не ниже 0,9999 в год.

5.1.14. Вероятность ложного действия аппаратуры для передачи сигналов и команд РЗА должна составлять не более 10-6.

5.1.15. Должен обеспечиваться непрерывный автоматический контроль исправности каналов связи для РЗА. При неисправности канала связи, выявленной в процессе автоматического контроля, должна обеспечиваться автоматическая блокировка устройств РЗА, если эта неисправность может привести к неправильным действиям устройств РЗА, с возможностью автоматической и (или) ручной деблокировки, а также формирование сигнала неисправности канала соответствующих устройств РЗА.

5.1.16. Каналы связи, обеспечивающие функционирование РЗА, организуемые в цифровых системах передачи по волоконно-оптическим, кабельным или радиорелейным линиям связи, должны иметь согласованные с устройствами РЗА электрические или оптические интерфейсы. Согласование интерфейсов может выполняться как со стороны цифровых систем передачи, так и со стороны устройств РЗА.

5.1.17. Для микропроцессорных устройств РЗА, имеющих линейные оптические интерфейсы, должна предусматриваться возможность организации их работы по выделенным оптическим волокнам волоконно-оптического кабеля при условии соответствия его протяженности ресурсным возможностям оптических интерфейсов.

При превышении допустимой протяженности или невозможности выделения оптических волокон организация каналов связи, обеспечивающих функционирование микропроцессорных устройств РЗА, по ВОЛС осуществляется через мультиплексоры цифровых систем передачи.»

3. Взыскать с Государственного унитарного предприятия Республики Крым «Крымские генерирующие системы» (ул. Набережная, 69в, <...>, ОГРН <***>, ИНН/КПП <***>/910201001, дата государственной регистрации 21.07.2014) в пользу Государственного унитарного предприятия Республики Крым «Крымэнерго» (ул. Киевская, 74/6, <...>, ИНН <***>, КПП 910201001, ОГРН <***>, р/с <***> в ОАО «Банк ЧБРР», дата государственной регистрации 14.05.2014) 6000,00 руб. государственной пошлины.

Выдать исполнительный лист после вступления решения в законную силу.

Решение может быть обжаловано в Двадцать первый арбитражный апелляционный суд в течение месяца со дня принятия в соответствии со статьями 257, 259 Арбитражного процессуального кодекса Российской Федерации.

Судья А.Н.Гризодубова