Регламент актуализации расчетной модели (стр. 5 )

В случае непредоставления данных участниками рынка Системный оператор на уровне ОДУ самостоятельно вводит в программное обеспечение синтеза и актуализации информацию о составе включенного генерирующего оборудования в порядке, описанном в параграфе «Актуализация данных о составе и ограничениях режимов работы генерирующего оборудования участников рынка Системным оператором» настоящего приложения. При этом допустимые параметры объектов генерации в целом определяются программным обеспечением актуализации расчетной модели автоматически на основании табличных значений параметров по отдельным силовым агрегатам, зафиксированных в договоре о присоединении к торговой системе оптового рынка и приложениях к нему. Отклонения поставок электроэнергии, возникающие в связи с несоответствием рассчитанных и фактических возможностей генерирующего оборудования в результате непредоставления данных, оплачиваются участниками рынка по правилам балансирующего рынка.

7.1  Состав параметров генераторов, предлагаемых к включению на параллельную работу с ЕЭС России участниками рынка

Участники рынка должны предоставлять следующую информацию о силовых агрегатах, которые они предлагают включить на параллельную работу в ЕЭС России на операционные сутки Х:

станционные номера включаемых блоков с указанием литер, обозначающих корпуса включаемых энергетических котлов; станционные номера включаемых турбин неблочной части электростанции; Рмин V – минимальное значение активной мощности с учетом технических ограничений (технический минимум) каждого блока (каждой турбины каждой неблочной части), определенное с учетом актуального состояния (включен/выключен) корпусов блока (турбины) и их технических параметров (соответствующих заявкам на вывод в/из ремонт (-а) основного/вспомогательного оборудования или о наличии технических дефектов); Рмакс V – максимальное значение активной мощности с учетом технических ограничений (технический максимум) каждого блока (каждой турбины каждой неблочной части), определенное с учетом актуального состояния (включен/выключен) корпусов блока (турбины) и их технических параметров (соответствующих заявкам на вывод в/из ремонт (-а) основного/вспомогательного оборудования или о наличии технических дефектов); Vвверх V – актуализированное значение максимальной допустимой скорости увеличения активной нагрузки каждого блока (каждой турбины каждой неблочной части) (МВт/мин.), определенное с учетом актуального состояния (включен/выключен) корпусов блока (турбины) и их технических параметров (соответствующих заявкам на вывод в/из ремонт (-а) основного/вспомогательного оборудования или о наличии технических дефектов); Vвниз V – актуализированное значение максимальной допустимой скорости снижения активной нагрузки каждого блока (каждой турбины каждой неблочной части) (МВт/мин.), определенное с учетом актуального состояния (включен/выключен) корпусов блока (турбины) и их технических параметров (соответствующих заявкам на вывод в/из ремонт (-а) основного/ вспомогательного оборудования или о наличии технических дефектов); Pмин котл V – минимальное актуальное ограничение активной мощности (технический минимум) всех турбин каждой неблочной части электростанции, определенное значением актуального технического минимума производительности всех включенных энергетических котлов данной неблочной части электростанции; Pмакс котл V – максимальное актуальное ограничение активной мощности (технический максимум) всех турбин каждой неблочной части электростанции, определенное значением актуального технического максимума производительности всех включенных энергетических котлов данной неблочной части электростанции;

·  Рмакс_тепл – максимальное значение генерируемой активной мощности с учетом технологических ограничений, задаваемых по режимной генерирующей единице «по условиям энерго-(тепло-) снабжения потребителей»;

·  Рмин_тепл – минимальное значение генерируемой активной мощности с учетом технологических ограничений, задаваемых по режимной генерирующей единице «по условиям энерго-(тепло-) снабжения потребителей»;

·  Рмакс_общ – максимальное значение генерируемой активной мощности с учетом технологических ограничений, задаваемых по режимной генерирующей единице «по техническому состоянию генерирующего оборудования»;

·  Рмин_общ – минимальное значение генерируемой активной мощности с учетом технологических ограничений, задаваемых по режимной генерирующей единице «по техническому состоянию генерирующего оборудования»;

предпочтения по отбору оборудования в состав включенного – перечень блоков и (или) турбин и котлов неблочной части электростанции, включение которых в состав включенного целесообразно, по мнению участника; ожидаемое состояние оборудования с указанием величины снижения максимальной мощности, готовой к несению нагрузки; ограничения технологические на максимальную и минимальную выработку электрической энергии за сутки по режимной генерирующей единице; Участие в НПРЧ – актуализированное заявление участника оптового рынка о готовности энергоблока к участию в НПРЧ в данном часе операционных суток (указывается только для энергоблоков, участвующих в НПРЧ); Участие в АВРЧМ – актуализированное заявление участника оптового рынка о готовности энергоблока к участию в АВРЧМ в данном часе операционных суток (указывается только для энергоблоков, участвующих в АВРЧМ); ВСост – признак вынужденного состояния блока и (или) турбины, указываемый в случае проведения ремонтов и испытаний, а также по условиям обеспечения живучести электростанции, теплофикационных и промышленных отборов. Заявка участника на желаемое включенное/отключенное состояние оборудование для учета в ВСВГО; Nтг_мин – актуализированное значение минимального количества блоков и (или) турбин, необходимое по условиям обеспечения живучести электростанции, теплофикационных и промышленных отборов. Заявка участника на желаемое количество блоков и (или) турбин для учета в ВСВГО; Рмин_отб – актуализированное значение минимальной мощности, вырабатываемой турбинами каждой неблочной части электростанции для обеспечения промышленных и теплофикационных отборов; Рмакс_8 – значение максимальной активной мощности генерирующего оборудования ГЭС, с которой оно может проработать не менее 8 часов в сутки; Рмакс_пик – значение максимальной пиковой активной мощности генерирующего оборудования ГЭС, а также иные технологические параметры в зависимости от типа генерирующего оборудования, необходимые для расчета ВСВГО, актуализации расчетной модели и определения готовности к несению нагрузки.

При актуализации расчетной модели выделяют три группы технологических ограничений максимального (минимального) значения генерируемой активной мощности, задаваемых по режимной генерирующей единице.

Первая группа – «по техническому состоянию генерирующего оборудования» – объединяет класс ограничений, непосредственно связанных с техническими характеристиками или условиями эксплуатации оборудования участника рынка, а именно:

повышенную температуру циркуляционной воды; вид сжигаемого топлива; обеспечение живучести электростанции в различные сезоны года и т. п.

Вторая группа – «по условиям энергоснабжения потребителей» – объединяет класс ограничений, связанных с внешними по отношению к участнику рынка причинами, которые не связаны с системными вопросами ЕЭС России и, соответственно, с деятельностью Системного оператора, например:

ограничения режимов объектов генерации по условиям поддержания минимально необходимого уровня снабжения горячей водой или паром потребителей тепла и (или) условиям оптимизации режимов работы иного зависимого промышленного оборудования; снижение мощности генерирующего оборудования ТЭЦ, связанное с работой в режиме комбинированной выработки тепловой и электрической энергии; ограничения на минимальный состав включенного оборудования электростанции по условиям безаварийного электроснабжения отдельных конкретных промышленных потребителей, включенных в сеть через выделенные на их электроустановки линии электропередачи от электростанции и др.

Третья группа стандартных формулировок – «по условиям надежности работы энергоузла» – объединяет класс ограничений, связанных с внешними по отношению к участнику рынка причинами, обусловленными системными условиями энергоузла ЕЭС России и, соответственно, вводимых в действие Системным оператором. Данная группа стандартных формулировок включает:

ограничения режимов объектов генерации по условиям обеспечения устойчивости параллельной работы энергоузла при аварийном отключении линий электропередачи (110–750 кВ); ограничения режимов объектов генерации по условиям предотвращения лавины частоты в энергоузлах с недостаточным действием автоматической частотной разгрузки потребителей; ограничения на минимальный состав включенного оборудования по условиям настройки устройств релейной защиты; ограничения на минимальный состав включенного оборудования электростанции по условиям поддержания минимально допустимого уровня напряжения в районе электростанции; почасовые ограничения режимов объектов генерации по условиям обеспечения работы энергоузла в условиях заявленных участником интегральных ограничений, связанных с вводом ограничений на отбор газа из газотранспортной сети и (или) критическим снижением запасов топлива.

В отношении указанных в настоящем пункте параметров допускается подача значений, отличных от соответствующих номинальных значений, представленных участниками рынка в паспортных данных на генерирующее оборудование при присоединении к торговой системе оптового рынка. Увеличение значения технического минимума возможно только при наличии ограничений технических на минимальную выработку активной мощности единицы генерирующего оборудования. Заявление технологического минимума РГЕ возможно при наличии заданных технологических ограничений. Увеличение значения технического максимума выше номинального значения возможно только при проведении испытаний. Подача значений, отличных от соответствующих номинальных значений, возможна также в случае, когда участником рынка указываются улучшенные относительно номинальных маневренные характеристики (сниженное минимальное значение активной мощности, увеличенная допустимая скорость увеличения/снижения активной нагрузки).

Состав оборудования, указанный как предпочтение по отбору оборудования в состав включенного, должен формироваться участником рынка с учетом обеспечения возможности формирования по результатам конкурентного отбора в рынке на сутки вперед объемов поставок, соответствующих обязательствам на поставку электроэнергии по заключенным участником рынка договорам, в пределах объемов, определяемых балансами электроэнергии, установленными органом государственного регулирования тарифов РФ для оптового рынка электроэнергии.

7.2  Актуализация данных о составе и ограничениях режимов работы генерирующего оборудования участников рынка Системным оператором на уровне ЦДУ и ОДУ

Актуализация данных о составе и ограничениях режимов генерирующего оборудования, подлежащего включению на параллельную работу с ЕЭС России на операционные сутки Х, осуществляется ЦДУ и каждым ОДУ.

7.2.1  Действия подразделения Системного оператора – ЦДУ

Подразделение Системного оператора – ЦДУ обеспечивает ввод ограничений Рмин и Рмах для электростанций, используемых для системного регулирования активной мощности, в частности, для:

электростанций, включенных под действие автоматического регулирования частоты и мощности, работающих в режиме регулирования частоты; электростанций, привлекаемых Системным оператором для балансирования графика потребления электроэнергии ЕЭС России на суточном интервале времени.

Задание ограничений на режимы генерации указанных электростанций осуществляется в отношении каждого объекта генерации каждой электрической станции, выбранной СО для регулирования частоты или суточного балансирования электропотребления ЕЭС России.

7.2.2  Действия подразделений Системного оператора – ОДУ

Подразделения Системного оператора – ОДУ обеспечивают:

актуализацию данных о составе силовых агрегатов из числа предложенных участниками рынка и подлежащих включению (по решениям Системного оператора) на параллельную работу с ЕЭС России в сутки Х; актуализацию Рмин и Рмах объектов генерации электростанций и вызвавших их стандартных причин, включающих:

ограничения режимов объектов генерации по условиям обеспечения устойчивости параллельной работы ОЭС при аварийном отключении линий электропередачи (330–750 кВ); ограничения на минимальный состав включенного оборудования по условиям настройки устройств релейной защиты; ограничения на минимальный состав включенного оборудования электростанции по условиям поддержания минимально допустимого уровня напряжения в районе электростанции.

Актуализация состава генерирующего оборудования и задание ограничений на режимы генерации и минимальный состав включенного в работу генерирующего оборудования указанных электростанций должно осуществляться на стадии актуализации расчетной модели. Для этой цели в ОДУ должны функционировать автоматизированные рабочие места (далее – АРМ), позволяющие:

1)  актуализировать состав включенного генерирующего оборудования;

2)  актуализировать ограничения и вызвавшие их причины.

Основными задачами, решаемыми с помощью указанных АРМов, являются:

1)  прием данных от РДУ (в соответствии с описанием, приведенным в параграфе «Сбор информации о составе и параметрах генерирующего оборудования, предлагаемого к включению на параллельную работу с ЕЭС России на сутки Х, от участников рынка»);

2)  визуализация данных о предложенном участниками рынка составе включенного генерирующего оборудования;

3)  актуализация состава генерирующего оборудования, подлежащего включению по решению Системного оператора (исходя из множества предложений участников рынка по п. 2);

4)  ввод данных об ограничениях на минимальный состав генерирующего оборудования электрических станций по решениям Системного оператора;

5)  ввод данных об ограничениях режимов генерирующего оборудования электрических станций по решениям Системного оператора;

6)  автоматическая подготовка информации для экспорта в программное обеспечение синтеза и актуализации расчетной модели ЕЭС России.

8.  Ввод информации о составе и параметрах генерирующего оборудования, полученной от участников рынка, в программное обеспечение синтеза и актуализации расчетной модели ЕЭС России

Организация ввода информации в программное обеспечение синтеза и актуализации обеспечивается ОДУ в соответствии со стандартными интерфейсами, предлагаемыми разработчиками указанного программного обеспечения. Подробное описание интерфейсов программного обеспечения актуализации расчетной модели опубликовано на внешней странице веб-сайта ОДУ Урала – филиала Системного оператора.

Время окончания ввода данных от участников рынка в программное обеспечение актуализации фрагментов расчетной модели в соответствии с регламентом – 8 часов 15 минут по времени ценовой зоны.

9.  Презентация результирующей информации о составе, актуальных параметрах и ограничениях режимов работы генерирующего оборудования участникам рынка

Результирующая информация о составе, актуальных параметрах и ограничениях режимов работы генерирующего оборудования, которая до 12 часов 30 минут московского времени для ценовых зон и территорий, не объединенных в ценовые зоны (за исключением территории Дальнего Востока), до 14 часов 00 минут хабаровского времени для территории Дальнего Востока размещается в персонифицированном порядке на специализированном технологическом web-сайте СО для получения участниками оптового рынка посредством клиентской версии автоматизированной системы подготовки и передачи уведомлений о составе и параметрах оборудования (консоль сбора данных об изменении системных условий (КИСУ), либо иного программного обеспечения участника оптового рынка, обеспечивающего прием размещенной СО результирующей информации о составе, актуальных параметрах и ограничениях режимов работы генерирующего оборудования участников оптового рынка.

Приложение 3

Порядок формирования и актуализации реестра электростанций (генерирующих объектов), производящих электрическую энергию в вынужденном режиме

1. Общие положения

Настоящий Порядок определяет:

·  основные принципы формирования и порядок актуализации СО реестра электростанций (генерирующих объектов), производящих электрическую энергию в вынужденном режиме (далее – реестр ЭВР) в отношении групп точек поставки генерации (далее – ГТП);

·  порядок взаимодействия участников оптового рынка и СО при формировании и актуализации реестра ЭВР;

·  порядок сбора, обработки и сроки предоставления информации о фактической и прогнозируемой схемно-режимной ситуации в соответствующих энергорайонах.

2. Основные принципы формирования реестра ЭВР

2.1. Реестр ЭВР формируется СО на основании запросов от участников оптового рынка на включение одной или нескольких ГТП в реестр ЭВР на предстоящий календарный месяц (далее – запрос на включение в реестр ЭВР), соответствующих условиям включения в реестр ЭВР, указанным в п. 2.2 настоящего Порядка.

Запросы на включение в реестр СГ, поданные в СО до 1 января 2011 года по форме, предусмотренной в приложении к действовавшему до 1 января 2011 года Порядку формирования и актуализации реестра системных генераторов, принимаются СО для рассмотрения в качестве запроса на включение в реестр ЭВР на январь 2011 года.

2.2. СО включает в реестр ЭВР ГТП, соответствующие объектам генерации, для которых по режиму работы энергорайона (энергоузла) выбор состава оборудования определяется СО исходя из условий создания регулировочного диапазона (из условий необходимости поддержания включенного резерва активной мощности на загрузку) как альтернативы отключения потребителей (полного и (или) частичного ограничения режима потребления (аварийного ограничения) в случае возникновения (угрозы возникновения) аварийных электроэнергетических режимов по причине возникновения (угрозы возникновения) дефицита электрической энергии и мощности).

Условия необходимости поддержания включенного резерва активной мощности на загрузку как альтернативы полного и (или) частичного ограничения режима потребления принимаются существенными для целей включения одной или нескольких ГТП в реестр ЭВР, в случае прогнозируемого СО возникновения указанных условий не менее чем в течение 21 суток в рассматриваемом календарном месяце.

Включенный резерв активной мощности на загрузку признается альтернативой полного и (или) частичного ограничения режима потребления при одновременном соблюдении трех условий:

планируемый СО к включению состав оборудования электростанции превышает минимально необходимый к включению состав генерирующего оборудования, заявляемый участником рынка по условиям теплоснабжения потребителей и иными причинам, связанным с режимами работы соответствующей электростанции, в соответствии с п. 3.3 настоящего Порядка формирования и актуализации реестра электростанций (генерирующих объектов), поставляющих электрическую энергию в вынужденном режиме; прогнозируемый СО, в соответствии с п. 3.5 настоящего Порядка формирования и актуализации реестра электростанций (генерирующих объектов), производящих электрическую энергию в вынужденном режиме, резерв на загрузку необходим по условиям послеаварийного режима после возникновения нормативного аварийного возмущения; СО в соответствии с п. 3.5 настоящего Порядка формирования и актуализации реестра электростанций (генерирующих объектов), производящих электрическую энергию в вынужденном режиме, определено, что дополнительная загрузка генерирующего оборудования на некоторый объем в рамках регулировочного диапазона снижает величину необходимого ограничения режима потребления не менее чем на 25 % от объема дополнительной загрузки генерирующего оборудования.

В иных случаях включенный резерв активной мощности на загрузку не признается альтернативой полного и (или) частичного ограничения режима потребления, в том числе, в следующих случаях:

дополнительный состав оборудования планируется СО к включению по балансу энергорайона; резерв на загрузку, размещаемый на планируемом СО составе оборудования, планируется для поддержания уровней напряжений в контрольных пунктах в допустимых диапазонах; резерв на загрузку, размещаемый на планируемом СО составе оборудования, планируется для обеспечения работы противоаварийной и (или) режимной автоматики.

Указанные в подпункте «а» п. 3.8.9 Регламента подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка) ГТП генерации, включающие генерирующие объекты, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, в реестр ЭВР не включаются, а ранее включенные в реестр ЭВР данные ГТП исключаются с даты указанного отнесения.

2.3. ГТП включаются СО в реестр ЭВР при выполнении условия включения в реестр ЭВР, указанного в п. 2.2 настоящего Порядка, на один календарный месяц.

2.4. В случае включения одной или нескольких ГТП в реестр ЭВР, запрос на включение в реестр ЭВР не может быть отозван участником.

3. Порядок актуализации реестра ЭВР

3.1. СО актуализирует реестр ЭВР на каждый предстоящий месяц не позднее чем за один рабочий день до начала месяца.

3.2. Участник оптового рынка не позднее 10-го числа месяца, предшествующего месяцу, на который актуализируется реестр ЭВР, должен предоставить в СО соответствующий запрос на включение в реестр ЭВР за подписью руководителя или уполномоченного на подписание указанного документа представителя участника оптового рынка, заверенной печатью (с приложением оригинала или заверенной в установленном порядке копии доверенности). Датой предоставления запроса на включение в реестр ЭВР считается дата регистрации указанного запроса в СО. Форма запроса на включение в реестр ЭВР приведена в приложении к настоящему Порядку. Запросы на включение в реестр ЭВР, поступившие позднее указанного срока или не соответствующие форме, приведенной в приложении к настоящему Порядку, рассмотрению не подлежат.

При этом участник оптового рынка выражает своё безусловное согласие на модификацию ценовой заявки ВСВГО в соответствии с Регламентом подачи ценовых заявок участниками оптового рынка (Приложение к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка).

Не позднее 15-го числа месяца, предшествующего месяцу, на который актуализируется реестр ЭВР, СО передает в КО в электронном виде подписанный ЭЦП реестр ГТП генерации, в отношении которых СО в соответствии с требованиями настоящего Приложения были приняты к рассмотрению запросы от участников оптового рынка о включении ГТП генерации в реестр ЭВР на следующий месяц.

3.3. Участник оптового рынка к запросу на включение в реестр ЭВР прилагает посуточный анализ плановой и фактической выработки генерирующего оборудования за текущий и предшествующий месяцы с почасовой разбивкой, а также посуточный прогноз на предстоящий месяц ограничений на минимальную выработку и минимально необходимый состав генерирующего оборудования по условиям теплоснабжения потребителей и иным причинам, связанным с режимами работы соответствующей электростанции.

При отсутствии указанной информации запросы на включение в реестр ЭВР, направленные участниками оптового рынка, к рассмотрению в рамках настоящего Порядка не принимаются.

3.4. Запросы на включение в реестр ЭВР, направленные участниками оптового рынка в филиалы СО ОДУ, РДУ к рассмотрению в рамках настоящего Порядка не принимаются.

3.5. ГТП включаются в реестр ЭВР на основании:

анализа СО фактической и прогнозируемой схемно-режимной ситуации (далее ― СРС) соответствующего энергорайона с учетом прогнозируемого СО режима работы ОЭС (ЭС) в целом на текущий период и период, в котором предполагается включение в реестр ЭВР; данных, предоставленных участниками оптового рынка, о плановых и фактических режимах работы генерирующего оборудования, а также предполагаемом минимально необходимом составе генерирующего оборудования по условиям теплоснабжения потребителей и иным причинам, связанным с режимами работы соответствующей электростанции, на период, в котором предполагается включение в реестр ЭВР; анализа прогнозируемого СО состава генерирующего оборудования по отношению к планируемому участником оптового рынка по условиям необходимости поддержания включенного резерва активной мощности на загрузку как альтернативы полного и (или) частичного ограничения режима потребления в случае возникновения (угрозы возникновения) аварийных электроэнергетических режимов по причине возникновения (угрозы возникновения) дефицита электрической энергии и мощности) на период, в котором предполагается включение в реестр ЭВР.

3.6. СО не позднее чем за один рабочий день до начала месяца, на который актуализируется реестр ЭВР, направляет участнику оптового рынка уведомление о включении одной или нескольких ГТП в реестр ЭВР либо обоснованный отказ.

3.7 СО не позднее чем за один рабочий день до начала месяца, на который актуализируется реестр ЭВР, направляет в КО в электронном виде подписанный ЭЦП актуализированный реестр ЭВР на следующий месяц.

Приложение

к Порядку формирования

и актуализации реестра

электростанций (генерирующих объектов),

производящих электрическую энергию в вынужденном режиме

Форма запроса на включение в реестр ЭВР

Директору по развитию и сопровождению рынков

ЕЭС»

__Ф. И.О._______

О включении в реестр ЭВР

Прошу рассмотреть вопрос о возможности включения в реестр электростанций (генерирующих объектов), производящих электрическую энергию в вынужденном режиме, код(-ы) ГТП, относящейся (-ихся) к названию электростанции на месяц/год. Посуточный анализ плановой и фактической выработки генерирующего оборудования за месяц/год, а также посуточный прогноз на месяц/год ограничений на минимальную выработку и минимально необходимый состав генерирующего оборудования по условиям теплоснабжения потребителей и иным причинам, связанным с режимами работы соответствующей электростанции (с указанием причин), прилагается.

Приложение: __ л. в 1 экз.

Подпись / ФИО руководителя или уполномоченного представителя / МП

[1] Изменение состояния основного генерирующего оборудования, основного вспомогательного оборудования электрических станций, основного сетевого оборудования, устройств и каналов системной противоаварийной автоматики, узлов телеметрии и т. п. в обязательном порядке осуществляется с разрешения оперативного диспетчерского персонала СО посредством оперативных заявок (технологических заявок на вывод в ремонт основного/вспомогательного оборудования или о наличии технических дефектов) в соответствии с «Типовым положением о порядке подачи, прохождения и проработки оперативных заявок на производство работ», утверждаемым СО.

[2] В начале каждого сеанса работы с веб-сайтом участник оптового рынка вводит необходимые коды (логин, пароль) в командную строку интернет-браузера, входит на сайт системы и получает доступ к информации в соответствии с правами, определенными для него администратором системы при его регистрации как клиента. Участник рынка может сделать данное действие только с тех компьютеров, для которых при регистрации у веб-администратора он указал IP-адреса.

Участник рынка последовательно выбирает каждую группу точек поставки потребления (из списка групп точек поставки потребления, в отношении которых он имеет право подавать уведомления на полный объем потребления Системному оператору).

В соответствии с выбором группы точек поставки потребления, осуществленным клиентом, веб-сайт представляет ему форму для ввода данных о 24-часовых значениях потребления электроэнергии для этого объекта. В составе этой формы (для справки) клиенту выдается информация о введенных Системным оператором технологических и (или) коммерческих ограничениях на потребление электроэнергии для данного объекта потребления по данному предприятию.

Участник рынка вводит данные по данной группе точек поставки потребления. Далее он может либо дать команду на передачу данных Системному оператору, либо переходит к вводу данных по следующей группе точек поставки из списка и т. д.

Участник рынка может изменять введенные данные о плановом почасовом потреблении до определенного времени суток – «времени закрытия ворот» (в соответствии с временным регламентом, установленным настоящим приложением).

После ввода данных на веб-сайт, в том числе и после наступления «времени закрытия ворот», введенная информация о потреблении электроэнергии остается доступной участнику рынка в режиме «для чтения».