Про документ
| Дата | 2003-09-12 |
| Тип документу | Постанова Правила Порядок |
| Редакцiя | 2007-01-27 |
| Назва | Про затвердження Правил Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р. |
| Номер | 921 |
| Дата скасування | 2012-08-15 |
| Введенно в дiю | 2007-02-01 |
| Автори | Нац.ком.рег.електроенергетики |
Редакцii документу
Документ втратив чиннiсть!
НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
ПОСТАНОВА
12.09.2003 N 921
(Постанова втратила чинність на підставі Постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики
N 1029 від 09.08.2012)
Про затвердження Правил Оптового ринку електричної
енергії України в редакції, затвердженій Радою
ринку від 4 вересня 2003 р.
( Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної
комісії регулювання електроенергетики
N 1049 від 17.10.2003
N 1485 від 31.12.2003
N 19 від 14.01.2004
N 258 від 19.03.2004
N 699 від 02.07.2004
N 972 від 30.09.2004
N 1058 від 29.10.2004
N 1081 від 08.11.2004
N 1193 від 10.12.2004
N 1279 від 30.12.2004
N 60 від 31.01.2005
N 179 від 22.03.2005
N 372 від 24.05.2005
N 414 від 01.06.2005
N 440 від 15.06.2005
N 612 від 04.08.2005
N 681 від 17.08.2005
N 742 від 30.08.2005
N 743 від 30.08.2005
N 1098 від 02.12.2005
N 1099 від 02.12.2005
N 1275 від 30.12.2005
N 18 від 16.01.2006
N 136 від 31.01.2006
N 137 від 31.01.2006
N 155 від 06.02.2006
N 186 від 17.02.2006
N 187 від 17.02.2006
N 240 від 23.02.2006
N 532 від 21.04.2006
N 554 від 28.04.2006
N 560 від 04.05.2006
N 884 від 05.07.2006
N 1013 від 28.07.2006
N 1313 від 06.10.2006
N 1458 від 10.11.2006
N 1459 від 10.11.2006
N 1600 від 01.12.2006
N 1605 від 06.12.2006
N 16 від 15.01.2007
N 107 від 26.01.2007
N 112 від 27.01.2007 )
Відповідно до Закону України "Про електроенергетику" ( 575/97-ВР ), Указу Президента України від 21 квітня 1998 року N 335 "Питання Національної комісії регулювання електроенергетики України", Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України Національна комісія регулювання електроенергетики України постановляє:
1. Затвердити з 1 жовтня 2003 р. Правила Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р. (пункт 6 протоколу N 14 від 04.09.03), що додається.
2. Розпоряднику системи розрахунків Оптового ринку електричної енергії України:
2.1. До 25 вересня 2003 р. надати пропозиції щодо рівня таких величин:
коефіцієнтів обмеження, що характеризують відношення нерівномірності заданого графіка покриття до максимальної нерівномірності заданого графіка покриття (C, D);
коефіцієнтів маневреності, які визначають мінімальну та максимальну ціну за маневреність (Кмнмін, Кмнмах);
регулюючого коефіцієнта (Кпз );
ціни 1 МВт оперативного резерву другої групи (Црм(2));
ціни 1 МВт резерву потужності третьої групи (Црм(3)).
2.2. До 1 жовтня 2003 р. здійснити заходи для підготовки необхідного програмного забезпечення для введення в дію Правил Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р.
3. Визнати з 1 жовтня 2003 р. постанову НКРЕ від 12.11.97 N 1047а "Про затвердження Правил Оптового ринку електричної енергії України" такою, що втратила чинність.
В.о. Голови Комісії Ю.Кияшко
Затверджено
Постанова НКРЕ
12.09.2003 N 921
Протокол Ради Оптового ринку
електричної енергії України
04.09.2003 N 14
Додаток 2
до Договору між Членами
Оптового ринку електричної
енергії
Правила
Оптового ринку електричної енергії України
Зміст
1. ВСТУП ...
1.1. Терміни та їх тлумачення ...
1.2. Загальні положення ...
2. ОБОВ'ЯЗКОВІ ФІЗИЧНІ ДАНІ ...
2.1. Дані, які Члени ринку повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків ...
2.2. Зміни ...
3. ЗАЯВКИ ЧЛЕНІВ РИНКУ ...
3.1. Заявки Виробників, які працюють за ціновими заявками ...
3.2. Заявки Виробників, які не працюють за ціновими заявками ...
3.3. Процедури, загальні для заявок всіх Виробників ...
3.4. Заявки операторів зовнішніх перетоків ...
3.5. Заявки Постачальників ...
3.6. Повторні заявки Виробників щодо робочої потужності ...
3.7. Перевірка даних заявок Розпорядником системи розрахунків ...
4. ПРОГНОЗ НЕОБХІДНОГО ПОКРИТТЯ ...
4.1. Прогноз електроспоживання ОЕС України ...
4.2. Прогноз зовнішніх перетоків ...
4.3. Прогноз необхідного покриття ...
5. ЗАДАНИЙ ГРАФІК НАВАНТАЖЕННЯ НА НАСТУПНУ ДОБУ ...
5.7. Вибір складу обладнання та розрахунок заданого графіку навантаження для Виробників, які працюють за ціновими заявками ...
5.9. Визначення маневреності блока та розрахункових заявлених цін ...
5.10. Обчислення ціни блока ...
5.11. Визначення граничної ціни системи ...
5.12. Визначення ціни робочої потужності ...
5.13. Визначення ціни за маневреність ...
6. ДИСПЕТЧЕРСЬКЕ УПРАВЛІННЯ, ЗБІР ТА ПЕРЕВІРКА ДАНИХ ...
6.1. Централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління ...
6.2.Порядок збору та обробки даних вимірювань ...
6.3. Достовірність даних вимірювань ...
6.4. Втрати електричної енергії в магістральних та міждержавних електромережах ...
7. ФАКТИЧНІ РОБОЧА ПОТУЖНІСТЬ, ДІАПАЗОН РЕГУЛЮВАННЯ ТА ЦІНИ ...
7.1. Порушення в роботі блоків ...
7.2. Фактичні пуски блоків ...
7.3. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону регулювання кожного блоку ...
7.4. Фактична ціна блоку ...
8. ПЛАТЕЖІ ОПТОВОГО РИНКУ ...
8.1. Платіж за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію ...
8.2. Платіж за відхилення фактичного виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання вимог системи ...
8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи ...
8.4. Платіж за робочу потужність ...
8.5. Платіж за маневреність ...
8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу) ...
8.7. Додаткові платежі Виробнику ...
8.8. Платежі, що сплачують Виробникам, які працюють за ціновими заявками ...
8.9. Середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок окремим Виробником ...
8.10. Оптова ціна закупки ...
8.11. Платежі, що сплачують Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків ...
8.12. Платежі Постачальників за централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж ...
8.13. Коригування платежів Постачальників ...
8.14. Платежі ДПЕ ...
8.15. Додаткові платежі Постачальників ...
8.16. Дотаційні сертифікати ...
8.17. Платежі на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії ...
8.18. Платежі Постачальників на фінансування інвестиційних проектів ...
8.19. Оптова ринкова ціна та платежі Постачальників ...
8.20. Уточнення платежів Членам ринку за звітними місячними даними ...
Додаток А. Умовні позначення ...
Додаток Б. Визначення та відображення в диспетчерському журналі погодинних величин навантаження та виробництва електроенергії кожним енергоблоком ТЕС за кожну годину доби на основі планового та диспетчерського погодинних графіків їх навантаження ...
1. Вступ
1.1. Терміни та їх тлумачення
1.1.1. Всі терміни, які вжиті з великої літери в цих Правилах Оптового ринку електричної енергії України (далі - Правила), мають значення, визначені в Договорі між членами Оптового ринку електричної енергії України (далі - Договір).
1.1.2. Додаткові терміни, що використовуються в цих Правилах, вживаються в такому значенні:
блок - сукупність енергетичного обладнання, що складається із одного турбогенератора та одного і більше котлів (корпусів) для теплових електростанцій та теплоцентралей або одного і більше турбогенератора та одного реактора для атомних електростанцій;
виробники, які працюють за ціновими заявками - енергогенеруючі підприємства теплових електростанцій, а також інші виробники за відповідним рішенням Ради Оптового ринку;
виробники, які не працюють за ціновими заявками - енергогенеруючі підприємства атомних, гідрогенеруючих та гідроакумулюючих станцій, теплоелектроцентралі, вітрові електростанції, когенераційні, парогазові та газотурбінні установки, які здійснюють продаж електричної енергії в Оптовий ринок за тарифами, затвердженими НКРЕ;
гранична ціна системи - ціна найдорожчого із включених до заданого графіку навантаження маневрених блоків Виробників, які працюють за ціновими заявками, в кожному розрахунковому періоді доби;
диспетчерський центр - державне підприємство, яке визначається центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, що виконує функції диспетчерського (оперативно-технологічного) управління об'єднаною енергетичною системою України (далі - ОЕС України);
диспетчерський журнал - комплекс програмного забезпечення, призначений для реєстрації в електронному вигляді перезаявок робочої потужності та команд диспетчера на зміну навантаження блоків;
діапазон регулювання - діапазон між заявленою (перезаявленою) максимальною та мінімальною робочою потужністю, в межах якого блок може змінювати своє навантаження;
дотаційні сертифікати - щомісячні обсяги компенсацій втрат Місцевих постачальників від здійснення постачання електричної енергії певним категоріям споживачів, затверджені НКРЕ;
заданий графік навантаження - добовий графік, розроблений Розпорядником системи розрахунків згідно з Правилами та погоджений з Диспетчерським центром, що включає графік навантаження блоків (станцій) Виробників, графік споживання електроенергії Постачальниками, графік зовнішніх перетоків, порядок пуску блоків з резерву, порядок відключення блоків в резерв на ніч, порядок відключення блоків в резерв до кінця розрахункової доби та графік гарячого резерву (порядок навантаження/розвантаження блоків);
маневреність - послуга, що надається Виробником по зміні навантаження блоків або їх зупинці та пуску протягом доби для регулювання навантаження та частоти в ОЕС України;
мінімально допустимий склад обладнання станції - блоки, мінімально допустима кількість яких з мінімальним навантаженням має знаходитись в роботі в залежності від середньодобової температури зовнішнього повітря відповідно до прогнозу метеорологічних умов для забезпечення надійної роботи станції, яка входить до складу виробника, що працює за ціновими заявками. Мінімально допустимий склад обладнання станції затверджується Радою ринку за попереднім узгодженням з центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, та наведений у Додатку Г;
несумісний режим - режим, при якому сумарна потужність, яка складається із потужності виробників, що не працюють за ціновими заявками, потужності виробників, що працюють за ціновими заявками на мінімально допустимому складі обладнання станції, за вимогами режиму ОЕС України і відповідно до термінових та/або аварійних заявок Виробника, сумарного резерву на розвантаження за вимогами диспетчерського центру перевищує задане покриття;
розрахунковий період - період, тривалістю 60 хвилин, який починається в момент початку першої години добового графіка кожної доби і закінчується в момент початку наступної години, не включаючи її;
система розрахунків - комп'ютерне обладнання, програмне забезпечення, системи та процедури, що використовуються Розпорядником системи розрахунків при проведенні розрахунків згідно з Договором та іншими Узгодженими порядками. ( Пункт 1.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національна комісія регулювання електроенергетики N 179 від 22.03.2005, N 681 від 17.08.2005, N 742 від 30.08.2005 )
1.2. Загальні положення
1.2.1. Ці Правила є невід'ємною частиною Договору і визначають механізм функціонування Оптового ринку електричної енергії України (далі - Оптовий ринок) в частині надання даних, розподілу навантажень між генеруючими джерелами, формування оптових цін купівлі-продажу електричної енергії та платежів на Оптовому ринку.
1.2.2. Сторони погоджуються, що результати розрахунків програмного та апаратного забезпечення залежать від отримання Розпорядником системи розрахунків даних від усіх відповідних Сторін, а також від їх повноти і точності. Розпорядник системи розрахунків не несе відповідальність за достовірність даних, які він одержує від Сторін та результати розрахунків програмного забезпечення, якщо він діє згідно з цими Правилами.
1.2.3. Відповідальність за своєчасність надання, повноту та достовірність даних, визначених цими Правилами, несе Сторона, що надає дані.
1.2.4. Сторони повинні надавати на вимогу Розпорядника системи розрахунків додаткові дані, що необхідні йому для виконання своїх обов'язків згідно з цими Правилами та діючими нормативно-правовими та технічними документами.
1.2.5. Процедура взаємовідносин між Розпорядником системи розрахунків та відповідними Сторонами щодо реалізації цих Правил регламентується Інструкцією про порядок здійснення розрахунків на Оптовому ринку електричної енергії України (додаток 3 до Договору, Інструкцією про порядок використання коштів Оптового ринку електричної енергії України (додаток 4 до Договору), Інструкцією про порядок комерційного обліку електричної енергії (додаток 10 до Договору) та іншими Узгодженими порядками.
1.2.6. Форми, надання Сторонами даних у відповідності до цих Правил встановлюються Розпорядником системи розрахунків.
1.2.7. Якщо для Розпорядника системи розрахунків цими Правилами чи іншими Узгодженими порядками визначено конкретні терміни виконання обов'язків, йому необхідно дотримуватись цих термінів.
В інших випадках Розпорядник системи розрахунків повинен виконувати свої обов'язки максимально швидко в залежності від обставин, які склалися.
1.2.8. Будь-які перевірки та розрахунки, які виконуються не Розпорядником системи розрахунків, повинні здійснюватись за допомогою копії програмного забезпечення, яке знаходиться у використанні Розпорядника системи розрахунків, при повному та точному введенні даних (які необхідно обробити) у відповідності з вимогами цих Правил.
1.2.9. Умовні позначення показників, які використовуються при проведенні розрахунків згідно з цими Правилами, наведені у Додатку А.
2. Обов'язкові фізичні дані
2.1. Дані, які Члени ринку повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків
2.1.1. Дані, які повинні надавати всі Члени ринку:
а) повна юридична назва Члена ринку та його ЗКПО;
б) вид підприємницької діяльності, якою займається Член ринку;
в) місцезнаходження (повна адреса) Члена ринку;
г) дата вступу Члена ринку в Договір;
д) дата виходу Члена ринку з Договору.
2.1.2. Дані, які повинні надавати теплові електростанції та теплоелектроцентралі (для кожного блока):
а) найменування електростанції;
б) номер блока;
в) точки обліку електричної енергії;
г) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
д) межа балансової належності;
е) встановлена потужність блока (Руб , МВт);
ж) максимальна потужність блока (Рмб, МВт);
з) технічний мінімум навантаження блока (Рнminб, МВт);
і) корисний відпуск блока (Роб, %), у відсотках від фактичного виробітку блока Эфб;
к) тип палива;
л) перелік блоків, які знаходяться в консервації;
м) мінімальна тривалість часу між послідовними пусками різних блоків (корпусів);
н) регламентна тривалість пуску блока (підключення корпусу двокорпусного блока) (Тпускб , год), регламентна тривалість підготовчих робіт до підключення другого корпусу двокорпусного блока при роботі блока в однокорпусному режимі (Тпідклб, год), а також графіки - завдання пуску блоку (підключення корпусу двокорпусного блоку) з різних теплових станів (гарячого, двох напівпрохолодних та холодного); ( Підпункт "н" пункту 2.1.2 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 18 від 16.01.2006 )
( Підпункт "о" вилучено на підставі Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )
о) швидкість зміни навантаження блоку (корпусу) в нормальному та аварійному режимі;
п) перелік блоків, які приймають участь у первинному регулюванні частоти та/або підключених до системи АРЧП;
р) енергетичні характеристики обладнання блоків, затверджені центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці; ( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
с) форму 3-ТЕХ та дані щодо ціни натурального палива (вугілля, газ, мазут) по кожній електростанції, що експлуатується Виробником, за останній звітний місяць до 25 числа розрахункового місяця; ( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
т) прогнозовані ціни та калорійний еквівалент переведення натурального палива в умовне (відображається з трьома знаками після коми) для вугілля, газу та мазуту до 25 числа місяця, що передує розрахунковому. У разі зміни цін на паливо рішеннями органів виконавчої влади, які мають на це право згідно з діючим законодавством, Виробник має право надати відповідні зміни Розпоряднику системи розрахунків, який зобов'язаний врахувати їх, з дати надання, при розрахунку контрольних цінових заявок. ( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом "т" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 884 від 05.07.2006 )
2.1.3. Дані, які повинні надавати гідроелектростанції (в цілому для кожної електростанції):
а) найменування електростанції;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
д) встановлена потужність електростанції (Рус, МВт);
е) корисний відпуск електростанції (Рос, %), у відсотках від фактичного виробітку Эфс.
2.1.4. Дані, які повинні надавати гідроакумулюючі електростанції (у цілому для кожної електростанції):
а) найменування електростанції;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
д) максимальна потужність електростанції в генераторному режимі (Рмс, МВт);
е) максимальна потужність електростанції в моторному режимі (Рммрс, МВт);
ж) корисний відпуск електростанції (Рос, %), у відсотках від фактичного виробітку Эфс ;
з) коефіцієнт корисної дії електростанції. ( Підрозділ 2.1 доповнено пунктом 2.1.4 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )
2.1.5. Дані, які повинні надавати атомні електростанції (для кожного блока):
а) найменування електростанції;
б) номер блока;
в) точки обліку електричної енергії;
г) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
д) межа балансової належності;
е) максимальна потужність блока (Рмб, МВт);
ж) технічний мінімум навантаження блока (Рнminб, МВт);
з) корисний відпуск блока (Роб, %), у відсотках від фактичного виробітку Эфб.
2.1.6. Дані, які повинні надавати вітрові електростанції:
а) найменування електростанції;
б) точки обліку електричної енергії;
е) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
д) встановлена потужність електростанції (Рус, МВт);
е) корисний відпуск електростанції (Рос, %), у відсотках від фактичного виробітку Эфс.
2.1.7. Дані, які повинні надавати оператори зовнішніх перетоків:
а) найменування зовнішнього перетока;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
д) напруга зовнішнього перетока;
е) пропускна здатність зовнішнього перетока (Рвні, МВт).
е) максимальна потужність електростанції в моторному режимі ммр (Р , МВт); с о
2.1.8. Дані, які повинні надавати Постачальники:
а) найменування постачальника;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності.
2.2. Зміни
2.2.1. Всі Члени оптового ринку електричної енергії повинні змінювати фізичні дані, які їх стосуються та зазначені вище в підрозділі 2.1, приводячи їх у відповідність з фізичними характеристиками.
2.2.2. Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити, щоб при зміні будь-яких фізичних даних, всі дані що залежать від цих змін, були змінені відповідно.
2.2.3. Розпорядник системи розрахунків повинен занести дані, приведені вище, до Системи розрахунків протягом двох днів з моменту отримання повідомлення про ці дані чи внесення змін до них.
3. Заявки членів ринку
3.1. Заявки Виробників, які працюють за ціновими заявками
3.1.1. Щодня не пізніше 09-30 Виробники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків цінову заявку та заявку робочої потужності щодо кожного блока, який не знаходиться в ремонті та може бути включений в роботу протягом 24 годин (для газо-мазутного блоку 800 МВт - протягом 72 годин), у тому числі блоків, що знаходяться поза резервом за відсутністю палива.
Набір заявлених цін має відображати рівень цін, за якими Виробник електроенергії спроможний відпускати електроенергію в Оптовий ринок та має розраховуватись відповідно до положень додатку В. Заявка робочої потужності має відображати потенційну спроможність кожного блока виробляти електроенергію в кожний розрахунковий період наступної доби. ( Абзац другий пункту 3.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
3.1.2. Цінова заявка та заявка робочої потужності повинні містити такі дані для кожного блока:
а) не менше двох та не більше чотирьох монотонно зростаючих прирощених заявлених цін на електроенергію, що може бути відпущена в оптовий ринок (Цзбх, грн/МВт х год, не більш, як з двома знаками після коми), та відповідні їм опорні потужності блока (Рбх, МВт), які визначають ті рівні генерації, при яких відповідні заявлені ціни можуть бути застосовані, в тому числі для двокорпусних блоків та корпусів двокорпусних блоків. У всіх випадках Рб1<= Ррminбр;
б) чотири вартості пуску блока з резерву (Цпб), які відображають тепловий стан блока (холодний, два напівпрохолодних, гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартості пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Цп1б ) та вартість пуску (підключення) другого корпусу котла (Цп2б) для вказаних вище станів. Вартості пуску відображаються цілими числами, грн;
в) ціну холостого ходу блока (Цххб), в тому числі для двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для однокорпусного режиму роботи (Цхх1б) та ціна холостого ходу блока для двокорпусного режиму роботи (Цхх2б), які відображаються цілими числами, грн/год;
г) для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальну робочу потужність (Ррmaxбр) та мінімальну робочу потужність (Ррminбр), МВт;
д) мінімальну тривалість роботи між послідовними циклами зупинки блока та мінімальну тривалість простою між послідовними циклами роботи блока, год;
е) ознаку маневреності, яка визначає, чи є блок (корпус) маневрений (Мбр= 1) або неманеврений (Мбр= 0) для кожного розрахункового періоду наступної доби за ознакою пуску/зупинки;
ж) заявки на мінімальну кількість блоків, які повинні знаходитись у роботі за станційними обмеженнями з надання станційних номерів цих блоків;
з) ознаку обов'язкової роботи (ОВбр= 1) - обов'язкового включення блоку в роботу після капітального та середнього ремонтів або реконструкції для випробувань з подальшим переведенням його до резерву (роботоспроможного стану). В іншому випадку ознака не декларується (ОВбр= 0). Блоки, які декларують ознаку обов'язкової роботи (ОВбр= 1), працюють по заявленому графіку (Рpmaxбр = Рpminбр), погодженому з Диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків; ( Підпункт "з" пункту 3.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )
і) ознаку знаходження блока поза резервом за відсутністю палива ОТб= 1. В іншому випадку ознака не декларується (ОТб= 0);
к) структура використання палива (вугілля, газу, мазуту) у відсотках; ( Пункт 3.1.2 доповнено підпунктом "к" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
л) плановий відпуск теплової енергії зовнішнім споживачам із відборів турбіни у Гкал/год. ( Пункт 3.1.2 доповнено підпунктом "л" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
м) ознаку згоди на відключення блоку (корпусу) у випадку необхідності роботи станції нижче мінімально допустимого складу обладнання у разі виникнення несумісного режиму протягом всіх розрахункових періодів доби (ОРб= 1). У іншому випадку ознака на блоці (корпусі) не декларується (ОРб= 0);
( Підпункт 3.1.2 доповнено підпунктом "м" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )
н) ознаку пропозиції Виробника відключити блок, що знаходився в роботі менше 72 годин, замість іншого на ТЕС, що був включений в роботу раніше (ОБб= 1). У іншому випадку ознака на блоці не декларується (ОБб= 0).
( Підпункт 3.1.2 доповнено підпунктом "н" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006 )
3.1.3. Розпорядник системи розрахунків за даними Диспетчерського центру встановлює блокам:
а) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі об'єднаної енергосистеми України - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі ВРбр= 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВРбр= 0;
б) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі CENTREL - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі CENTREL ВСбр= 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВРбр= 1.
в) які мають знаходитись в роботі відповідно до термінових та/або аварійних заявок Виробника - ознаку вимушеної роботи ВЗбр = 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВЗбр = 0. ( Пункт 3.1.3 доповнено підпунктом "в" згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )
3.1.4. Виробники повинні щоденно надавати Розпоряднику системи розрахунків загальностанційні дані про кількість маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки, які можливо зупиняти та вводити в дію протягом наступної розрахункової доби (одним числом). Вказана кількість не повинна перевищувати кількості заданих маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки згідно з підпунктом 3.1.2 (е) та кількості блоків, які можуть бути зупинені за цією ознакою без порушення мінімально допустимого складу обладнання станції. ( Підпункт 3.1.4 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )
3.1.5. Розпорядник системи розрахунків на підставі даних підпунктів "р", "с" і "т" пункту 2.1.2 та підпунктів "к" і "л" пункту 3.1.2 по кожному блоку розраховує відповідно до положень додатка В контрольну цінову заявку.
У разі ненадання даних згідно з підпунктом "т" пункту 2.1.2 або відхилення ціни одного із видів палива (вугілля, газ, мазут) більше ніж на 5% від фактичних даних за останній звітний місяць, крім випадків зміни ціни на паливо відповідно до рішень органів виконавчої влади, які мають на це право згідно з діючим законодавством, Розпорядник системи розрахунків використовує для розрахунків контрольної цінової заявки фактичні дані по цьому виду палива за останній звітний місяць. ( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.5 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005; дію пункту 3.1.5 відновлено в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )
3.1.6. Для кожного блоку, на який Виробник надав цінову заявку, Розпорядник системи розрахунків на основі контрольної цінової заявки визначає контрольну питому вартість (Cпит(к)б, грн./МВт) згідно з умовами, передбаченими підпунктом "а" пункту 5.7.1. ( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.6 згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005; дію пункту 3.1.6 відновлено із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )
3.1.7. Розпорядник системи розрахунків проводить оцінку обґрунтованості наданих Виробниками цінових заявок:
а) якщо Спит(к)б> Спитб х (1+дельта С), то блоку встановлюється ознака необґрунтованого заниження рівня цінових заявок Ннзцб= 1.
В іншому випадку Ннзцб = 0;
б) якщо Спит(к)б<Спитб х (1-дельта С), то блоку встановлюється ознака необґрунтованого завищення рівня цінових заявок Ннвцб= 1,
де дельта С - допустиме відхилення рівня цінових заявок, що затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ.
В іншому випадку Ннвцб = 0.
( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.7 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005; дію пункту 3.1.7 відновлено в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )
( Пункт 3.1.8 підрозділу 3.1 вилучено на підставі Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )
3.2. Заявки Виробників, які не працюють за ціновими заявками
3.2.1. Щодня не пізніше 09-30 Виробники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків заявку робочої потужності щодо кожного блока, неблочні електростанції - щодо станції в цілому. В цій заявці необхідно вказати для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальну (Ррmaxб(с)р, МВт) та мінімальну робочу потужність (Рpminб(с)p, МВт).
3.3. Процедури, загальні для заявок всіх Виробників
3.3.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальна заявлена робоча потужність для кожного блока (Ррmaxбр) не повинна перевищувати максимальну потужність блока (Рмб), а також має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочу потужність (Рpminбр). Заявлена максимальна робоча потужність блока в години нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену максимальну робочу потужність блока в години максимального навантаження.
3.3.2. Мінімальна робоча потужність (Рpminбр) кожного блока не повинна перевищувати максимальну заявлену робочу потужність блока (Ррmaxбр), але може бути нижчою за технічний мінімум навантаження блока (Рнminб), якщо це значення відображає фактичні можливості блока. Заявлена мінімальна робоча потужність може бути нижчою за мінімальне навантаження блоку при роботі станції мінімально допустимим складом обладнання, що визначене у Додатку Г. Заявлена мінімальна робоча потужність блока в години максимального навантаження не повинна бути нижчою ніж заявлена мінімальна робоча потужність блока в години нічного навантаження. ( Пункт 3.3.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )
3.3.3. Виробники мають право кінцево визначати, чи буде блок заявлений як роботоспроможний. Виробники повинні забезпечити, щоб всі подібні заявки відповідали фактичному стану обладнання та запасам палива на електростанції.
3.3.4. Для кожного розрахункового періоду наступної доби мінімальна заявлена робоча потужність для гідроакумулюючої станції повинна відповідати умові Рpminср<=0.
( Підрозділ 3.3 доповнено пунктом 3.3.4 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )
3.4. Заявки операторів зовнішніх перетоків
3.4.1. Щодня не пізніше 09-30 оператори зовнішніх перетоків електричної енергії повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків узгоджений з диспетчерським центром графік імпорту та експорту електричної енергії (Риэір, Мвт) на кожний розрахунковий період наступної доби.
3.5. Заявки Постачальників
3.5.1. Щодня не пізніше 09-00 Місцеві постачальники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків прогноз споживання електричної енергії (Рэппр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, який включає:
а) обсяг купівлі електроенергії на Оптовому ринку;
б) обсяг поставок електроенергії Постачальниками за нерегульованим тарифом споживачам, що знаходяться на території Місцевого Постачальника;
в) обсяг виробництва електроенергії генеруючими джерелами, що не здійснюють продаж електроенергії в Оптовий ринок та знаходяться на території Місцевого постачальника.
3.6. Повторні заявки Виробників щодо робочої потужності та ознак маневреності
3.6.1. У будь-який час Виробник може надати Розпоряднику системи розрахунків переглянуті заявки робочої потужності щодо кожного блока, робоча потужність якого зазнала змін з часу подання останньої заявки, із дотриманням обмежень п. 3.3.1 та п. 3.3.2 цих Правил ОРЕ та заявки маневреності блока за ознакою пуск/зупинка. Зміна показників по вартості не допускається. Переглянуті заявки, які надані до 11-00, повинні враховуватись Розпорядником системи розрахунків при розрахунку заданого графіка. Після 11-00 переглянуті заявки робочої потужності надаються диспетчеру та повинні враховуватись ним при оперативному веденні режиму. ( Підрозділ 3.6 в редакції Постанови НКРЕ N 1458 від 10.11.2006 )
3.7. Перевірка даних заявок Розпорядником системи розрахунків
3.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен перевірити дані, які надаються Членами ринку згідно з цим розділом на відповідність обов'язковим фізичним даним, наданим згідно з вимогами розділу 2 цих Правил.
3.7.2. Якщо Виробник у встановлені терміни не надасть дані щодо будь-якого блока (станції) згідно з цим розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен вважати цей блок (станцію) нероботоспроможним та розробляти заданий графік згідно з цим положенням.
3.7.3. Якщо Виробник надає дані, що не відповідають вимогам цього розділу, Розпорядник системи розрахунків повинен звернутися до Виробника з пропозицією переглянути дані. Якщо будь з якої причини це неможливо, Розпорядник системи розрахунків має право скоригувати ці дані, щоб забезпечити їх відповідність вимогам цього розділу.
3.7.4. Розпорядник системи розрахунків не має права коригувати дані, що відповідають цьому розділу, за винятком випадків, визначених в пункті 3.7.3.
4. Прогноз необхідного покриття
4.1. Прогноз електроспоживання ОЕС України
4.1.1. Розпорядник системи розрахунків відповідно до цих Правил та діючих нормативно-технічних документів повинен підготувати прогноз електроспоживання для кожного розрахункового періоду наступної доби (Рптр, МВт), враховуючи при цьому:
а) дані електроспоживання в попередні періоди;
б) прогноз метеорологічних умов на наступну добу;
в) поточні та ретроспективні погодні умови;
г) прогноз споживання (Рэппр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, наданий Постачальниками відповідно до підрозділу 3.5;
д) всі інші фактори, які Розпорядник системи розрахунків обгрунтовано вважає можливими впливати на споживання.
Розпорядник системи розрахунків при підготовці прогнозу споживання для кожного розрахункового періоду наступної доби не враховує електроспоживання гідроакумулюючих електростанцій у моторному режимі роботи. ( Пункт 4.1.1 доповнено абзацом згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )
4.2. Прогноз зовнішніх перетоків
4.2.1. На основі заявок операторів зовнішніх перетоків, наданих відповідно до підрозділу 3.4, Розпорядник системи розрахунків здійснює прогнозування міждержавних перетоків (Риэір, МВт) для кожного розрахункового періоду наступної доби. Для визначення необхідного покриття вони повинні бути сальдованими (експорт мінус імпорт).
4.3. Прогноз необхідного покриття пк
4.3.1. Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби обчислює попередній прогноз необхідного покриття (Рпкпр, МВт) відповідно до наступного правила:
пкп пт иэ
Р = Р + S Р
р р і ір
де S - знак суми. ( Пункт 4.3.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )
5. Заданий графік навантаження на наступну добу
5.1. Щодня не пізніше 16-00 на основі одержаного відповідно до розділу 4 прогнозу необхідного покриття та заявок, наданих Виробниками відповідно до розділу 3 цих Правил, Розпорядник системи розрахунків розробляє заданий графік навантаження щодо кожного окремого блока в кожному розрахунковому періоді наступної доби (Ргбр, МВт), погоджує його з Диспетчерським центром та надає його всім Виробникам (в електронному вигляді) і Диспетчерському центру (у друкованому та електронному вигляді).
5.2. Заданий графік розробляється комплексом програмного забезпечення, яке знаходиться в експлуатації Розпорядника системи розрахунків.
5.3. При розробці заданого графіка навантаження Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити наявність необхідного резерву потужності, визначеного Диспетчерським центром, та збалансованість у кожному розрахунковому періоді.
5.4. При розробці заданого графіка навантаження Розпорядник системи розрахунків за звичайних умов повинен забезпечити пріоритетне включення до графіка генеруючих потужностей Виробників, що не працюють за ціновими заявками.
5.5. Розпорядник системи розрахунків для формування збалансованого графіку навантаження повинен планувати заходи щодо зниження споживання та зміни зовнішніх перетоків відповідно до укладених договорів, нормативних документів та правил, якщо заявлена Виробниками робоча потужність недостатня для забезпечення покриття графіка.
5.6. На підставі заданого графіку Розпорядник системи розрахунків не пізніше 16-00 повинен повідомити всім Членам ринку, які здійснюють діяльність на Оптовому ринку, граничну ціну системи, ціну робочої потужності та ціну за маневреність в кожному розрахунковому періоді наступної доби.
5.7. Вибір складу обладнання та розрахунок заданого графіку навантаження для Виробників, які працюють за ціновими заявками
5.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити упорядкування блоків на розрахунковий період максимального покриття від найдешевшого блока до найдорожчого блока за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками при умові роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності (Спитб) за такими правилами:
СГ
р=Т
б ххр
S Ц
нзц пит миз р=1 б
а) якщо Н =0, то С = Ц + -------------------- х 100,
б б бр р=END max о
S Э х Р
p=START бр б
де:
S - знак суми;
Эmaxбр - заявлений максимальний обсяг виробітку блока в розрахунковий період, який визначається за такою формулою:
рmax рmax
Р + Р
max б(р-1) бр РП
Э = ----------------- х Т ;
бр 2
Цмизбр - розрахункова прирощена ціна блока, яка визначається для розрахункового періоду максимального покриття відповідно до таких правил:
max миз з
якщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
б1 бр бр б1
max миз
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
1 бр б2 бр
з з
між Ц і Ц ;
б1 б2
max
якщо Р <= Э < Р , то:
б2 бр б3
миз з
для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц і
бр б2
з
Ц ;
б3
max
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э <= 45, то
б2 бр
миз з max миз з
Ц = Ц ; якщо 45 < Э <= Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
max
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р <= Э <= 150, то
б2 бр
миз з max миз з
Ц = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
max
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р <= Э <= 370, то
б2 бр
миз з max миз з
Ц = Ц ; якщо 370 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
max миз
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б3 бр б4 бр
з з
між Ц і Ц ;
б3 б4
max миз з
якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4
Цххрбр - розрахункова ціна холостого хода блока, яка визначається відповідно до таких правил:
max ххр
якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр
max
якщо Э > 0, то:
бр
ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
бр б
max
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0 < Э <= 45, то
бр
ххр хх1 max ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 45, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
max
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э <= 150, то
бр
ххр хх1 max ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 150, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
max
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э <= 370, то
бр
ххр хх1 max ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 370, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
пит(к)
С
нзц пит б
б) якщо Н = 1, то С = --------------.
б б (1 + ДЕЛЬТА С)
( Пункт 5.7.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004; в редакції Постанови НКРЕ N 440 від 15.06.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1099 від 02.12.2005; в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 137 від 31.01.2006, N 1459 від 10.11.2006 )
5.7.2. При виборі складу обладнання Розпорядник системи розрахунків повинен враховувати результати упорядкування блоків згідно з пунктом 5.7.1 та наступні технологічні особливості: ( Пункт 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )
а) необхідність забезпечення мінімального складу працюючих блоків за вимогами режиму ОЕС України та CENTREL (мережні обмеження);
б) необхідність забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції та урахування роботи блоків станцій відповідно до електричних схем на роздільні системи шинопроводів різного класу напруги за поданням Виробниками відповідних термінових заявок до Диспетчерського центру. У разі виникнення несумісного режиму для забезпечення сталої та надійної роботи енергосистеми в умовах запобігання зростання частоти електричного струму Розпорядник системи розрахунків повинен визначити максимальну величину несумісної потужності за добу ( рmax р(Pнес) ) та здійснити послідовне виключення блоків (корпусів) із складу вибраного обладнання, зменшуючи максимальну величину несумісної потужності на величину мінімальної заявленої потужності виключеного блоку (корпусу) до усунення несумісного режиму.
Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розподіл у першу чергу блоків, що заявлені з ознакою ОРб = 1 та вибрані до складу обладнання на розрахунковий період максимального покриття, за групами однотипних блоків: 300 МВт - перша, 200 та 150 МВт - друга, 100 МВт - третя. Група однотипних блоків, з якої обирається блок для виключення із складу вибраного обладнання, визначається за такими правилами:
нес
max (P )
якщо р р > 150, то блок обирається з першої групи
однотипних блоків;
нес
max (P )
якщо 70< p p <= 150, то блок обирається з другої групи
однотипних блоків;
нес
max (P )
якщо 0< p p <=70, то блок обирається з третьої групи
однотипних блоків.
У разі відсутності блока для виключення із складу вибраного обладнання в третій групі, такий блок обирається з другої групи однотипних блоків, а у разі відсутності в другій групі - з першої.
У кожній групі блоки упорядковуються по зменшенню заявленої мінімальної потужності на розрахунковий період, у якому виникає максимальна величина несумісної потужності, та розбиваються на підгрупи. Найбільша заявлена мінімальна потужність блоків у підгрупі може відрізнятись від найменшої заявленої мінімальної потужності не більше ніж на 5 МВт. У кожній підгрупі блоки упорядковуються по зменшенню величини розрахункової заявленої ціни, розрахованої на період максимального покриття при умові роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності, що визначається відповідно до положень пункту 5.7.1. Виключення блоків із складу вибраного обладнання починається з підгрупи з найбільшою заявленою мінімальною потужністю та з блоку з найбільшою розрахунковою заявленою ціною, розрахованою на період максимального покриття при умові роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності, у цій підгрупі. У разі, якщо блоком для виключення із складу вибраного обладнання є двокорпусний блок, Розпорядник системи розрахунків має право здійснити виключення або блоку в цілому, або по одному із корпусів на цьому блоці та іншому двокорпусному блоці даної станції, що знаходяться в одній групі однотипних блоків.
Якщо жоден з блоків не заявлений за ознакою ОРб = 1 або блоків з цією ознакою не вистачає, Розпорядник системи розрахунків повинен виключити із складу вибраного обладнання блоки, що заявлені за ознакою ОРб= 0 та вибрані до складу обладнання на озрахунковий період максимального покриття, у порядку, який використовується для виключення блоків, що заявлені з ознакою ОРб = 1. б
На кожній станції, крім Старобешівської ТЕС, Розпорядник системи розрахунків має право розглядати можливість відключення тільки одного блока нижче мінімально допустимого складу. На Старобешівській ТЕС Розпорядник системи розрахунків має право розглядати пріоритетне відключення двох блоків нижче мінімально допустимого складу. ( Підпункт "б" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004; в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 532 від 21.04.2006 )
в) необхідність забезпечення 48-ми годинної обов'язкової роботи блоків для проведення випробувань після капітального та середнього ремонтів або реконструкції цих блоків з подальшим переведенням їх до резерву. Такі блоки включаються в роботу за погодженням з диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків за ознакою обов'язкової роботи (ОВбр = 1) незалежно від величини цінових пропозицій, наданих Виробником; ( Підпункт "в" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 258 від 19.03.2004, N 440 від 15.06.2005 )
г) необхідність забезпечення 72-х годинної роботи моноблоків 300, 800 МВт та двокорпусних блоків 300 МВт з урахуванням ознаки пропозиції Виробника відключити блок, що знаходився в роботі менше 72 годин, замість іншого, що був включений в роботу раніше (ОБб = 1), та відповідно до пропозицій Виробників щодо маневреності блоків за ознакою пуску/зупинки Мбр= 1. У разі недостатньої кількості маневрених блоків з ознакою пуску/зупинки Мбр= 1 для забезпечення режимних вимог Розпорядник системи розрахунків має право за погодженням з Виробниками встановити блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам 100 МВт, 300 МВт вказану ознаку з відповідними технічними параметрами Трб, Тоб за параметрами аналогічних блоків станції або за ретроспективними даними цінових заявок станції) для зупинки і подальшого пуску блока без порушення мінімально допустимого складу обладнання станції. При відсутності погодження з боку Виробників на додаткову зупинку блоків Розпорядник системи розрахунків має право примусово встановлювати блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам 100 МВт, 300 МВт ознаку пуску/зупинки Мбр= 1. Якщо вказані дії не дозволяють Розпоряднику системи розрахунків розробити збалансований графік навантаження на наступну розрахункову добу або добу, наступну за розрахунковою, то Розпорядник системи розрахунків має право замінити в графіку навантаження моноблоки 300 МВт, 800 МВт на блоки 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусні блоки 100 МВт, 300 МВт за ознакою пуску/зупинки блоку (або корпусу); ( Підпункт "г" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006 )
д) необхідність забезпечення обов'язкової роботи блоків відповідно термінових та/або аварійних заявок. Такі блоки включаються в роботу за погодженням Диспетчерського центру та Розпорядника системи розрахунків за ознакою вимушеної роботи (ВЗбр = 1) незалежно від величини цінових пропозицій, наданих Виробником; ( Пункт 5.7.2 доповнено підпунктом "д" згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )
е) графіки-завдання пуску блоків з різних теплових станів;
ж) мінімальну тривалість часу між послідовними пусками блоків;
з) не включення у роботу блоків, на яких встановлена ознака ОТб = 1.
5.7.3. Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби, крім розрахункового періоду максимального покриття, уточнює прогноз необхідного покриття (Рпкр, МВт) з урахуванням заданих графіків навантажень для гідроакумулюючих станцій відповідно до наступного правила:
пк пкп мр
Р = Р + S Р ,
р р с ср
де S - знак суми;
Рмрср - потужність гідроакумулюючої станції в моторному режимі,
а) у розрахункових періодах, у яких гідроакумулююча станція
мр pmin
працює в моторному режимі Р = Р ;
ср ср
мр
б) в інших розрахункових періодах Р = 0.
ср
( Підрозділ 5.7 доповнено пунктом 5.7.3 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )
5.7.4. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити вибір складу обладнання на розрахунковий період мінімального покриття зі складу, визначеного згідно з пунктами 5.7.1, 5.7.2, з відключенням блоків, що мають ознаку маневреності Мбр = 1, у порядку від найдорожчого до найдешевшого за їх питомою економією витрат між вартістю роботи на заявленому мінімальному навантаженні в період End-Start та вартістю пуску блока за такими правилами:
1) для моноблоків:
р=Star хх з(из) pmin п
S (Ц + Ц х Р ) - Ц
е р=END б бх бр б
С = ------------------------------------ ;
б рmin
Р
бр
де S - знак суми.
2) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в двокорпусному режимі, у разі можливості зупинки блока за ознакою пуску/зупинки:
р=Star хх2 з(из) pmin п1 п2
S (Ц + Ц х Р ) - (Ц + Ц )
е р=END б бх бр б б
С = --------------------------------------------- ;
б рmin
Р
бр
де S - знак суми.
3) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в однокорпусному режимі, у разі можливості зупинки блока за ознакою пуску/зупинки:
р=Star хх1 з(из) pmin п1
S (Ц + Ц х Р ) - Ц
е р=END б бх бр б
С = -------------------------------------- ;
б рmin
Р
бр
де S - знак суми.
4) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в двокорпусному режимі, у разі можливості зупинки корпусу котла за ознакою пуску/зупинки:
р=Start хх2 з(из) рmin п2 р=Start хх1
S (Ц + Ц х Р ) - (Ц + S (Ц + Ц х Р ))
е р=End б бх бр б р=End б б1 б1
С = -------------------------------------------------------------------
б рmin
Р - Р
бр б1
де Цз(из)бх - прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна блока для заявленого мінімального навантаження Ррminбр в розрахунковий період мінімального покриття, грн/МВт.год.
S - знак суми. ( Підпункт 4 пункту із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 560 від 04.05.2006 ) ( Пункт 5.7.3 в редакції Постанови НКРЕ N 1099 від 02.12.2005 )
5.7.5. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити вибір складу обладнання у всіх інших розрахункових періодах з перевіркою на можливість послідовного відключення блоків в кожному розрахунковому періоді від найдорожчого до найдешевшого блоку для Виробників, визначених згідно з пунктами 5.7.1, 5.7.2, виходячи з їх розташування за пунктом 5.7.4 та маневреності Мбр = 1 за ознакою пуску/зупинки з відповідними технічними параметрами Трб, Тоб .
( Пункт 5.7.5 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )
5.7.6. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розподіл навантаження в кожному розрахунковому періоді наступної доби за монотонно зростаючими прирощеними цінами між вибраними до складу працюючого обладнання блоками згідно з пунктами 5.7.1 - 5.7.5, який забезпечує мінімальні витрати на виробництво електроенергії в системі на основі очікуваного режиму електричної мережі з урахуванням технологічних втрат активної потужності в ній. ( Пункт 5.7.6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313 від 06.10.2006 )
5.7.7. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити погодинний графік гарячого резерву ОЕС України на розрахункову добу та порядок блоків в ньому від найдешевшого до найдорожчого.
5.7.8. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити порядок пусків з резерву окремо для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, виходячи з мінімальної тривалості пуску блоків від часу надання команди диспетчером до часу досягнення блоком повного навантаження за технічними характеристиками, що відповідають тепловому стану блоків, та порядок зупинок блоків у резерв. ( Абзац перший пункту 5.7.8 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 112 від 27.01.2007 )
Часом подачі команди на пуск для блоків, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин, умовно приймається початок періоду Start-End, для всіх інших блоків - початок доби (00-00). Блоки з однаковою тривалістю пуску формують послідовні групи за збільшенням цієї тривалості. Однаковою тривалістю пуску різних блоків однієї групи вважається тривалість, що не більше ніж на 30 хвилин перевищує найменшу тривалість пуску блока даної групи.
Ознака теплового стану блоку визначається на основі наступних умов:
"гарячий" (ознака "г") - тривалість простою після зупинки до 15 годин;
"напівпрохолодний" (ознака "н1") - тривалість простою після зупинки від 15 до 30 годин;
"напівпрохолодний" (ознака "н2") - тривалість простою після зупинки від 30 до 60 годин;
"холодний" (ознака "х") - тривалість простою після зупинки більше 60 годин.
У разі однакової тривалості пуску з резерву різних блоків вони упорядковуються від найдешевшого до найдорожчого за їх розрахунковою заявленою ціною, розрахованою на розрахунковий період максимального покриття при умові роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності згідно з умовами, передбаченими пунктом 5.7.1. ( Абзац восьмий пункту в редакції Постанови НКРЕ N 440 від 15.06.2005 ) ( Пункт в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )
5.7.9. На період, визначений Радою ринку та погоджений НКРЕ, Розпорядник системи розрахунків здійснює вибір складу обладнання з урахуванням Порядку роботи Виробників, які працюють за ціновими заявками, при необхідності забезпечення незнижуваних запасів вугілля на складах електростанцій, який наведений у Додатку Д. ( Підрозділ 5.7 доповнено пунктом 5.7.9 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1600 від 01.12.2006 )
5.8. Щодня не пізніше 16-00 Розпорядник системи розрахунків повинен надати всім Виробникам заданий обсяг виробітку електричної енергії ( ЭГбр, МВт.год) на кожний розрахунковий період наступної доби, який використовується для проведення розрахунків цін та платежів.
Заданий обсяг виробітку електричної енергії визначається на підставі розробленого графіку навантаження (Ргб, МВт):
1) для блоків, що мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі CENTREL (ВСбр = 1), згідно з формулою:
Г Г РП
Э = Р x Т ;
бр бр
2) для інших блоків згідно з формулою:
Г Г
Р + Р
Г б(р-1) бр РП
Э = --------------- x Т ,
бр 2
де Ргбр - величина навантаження енергоблоку на відповідну годину доби згідно з заданим графіком навантаження.
При цьому за РГб(0) приймається величина навантаження енергоблоку на 24-00 минулої доби. ( Пункт 5.8 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 60 від 31.01.2005 )
5.9. Визначення маневреності блока та розрахункових заявлених цін
5.9.1. На підставі заявок Виробників відповідно до розділу 3 та результатами вибору складу обладнання Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби визначає чи є блок маневрений (Мбр = 1) або неманеврений (Мбр = 0) згідно з такими правилами:
а) для всіх розрахункових періодів доби, якщо блок чи один з корпусів його котла:
- знаходився в роботі впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби та
- за заданим графіком навантаження був зупинений, а потім включений в роботу на протязі розрахункової доби або
- потенційно міг бути зупинений незалежно від ознаки обов'язкової роботи, а потім включений в роботу на протязі розрахункової доби згідно з наданими в заявці технічними параметрами Трб , Тоб ;
- був розвантажений або потенційно міг бути розвантаженим більше ніж на 50% від максимальної заявленої робочої потужності блоку (Ррmaxбр) в період End <= p <= Start, якщо:
рmax рmin рmax
(Р - Р ) / (Р ) >= 0,5 ".
бр бр бр
( Підпункт "а" пункту 5.9.1 доповнено абзацом згідно з Постановою НКРЕ N 258 від 19.03.2004 )
б) Мбр = 1 для розрахункових періодів, що знаходяться в інтервалі Start <= р <= End, якщо:
рmax рmin рmax
(Р - Р ) / (Р ) >= ДМ,
бр бр бр
де ДМ - граничний відносний діапазон регулювання, який встановлюється Радою ринку за погодженням НКРЕ. ДМ дорівнює 0,15 для вугільних та 0,40 для газо-мазутових блоків;
Start-Еnd - це особливий розрахунковий період, що починається о 6-00 та закінчується о 23-00. Start-End може переглядатися Радою ринку за поданням Розпорядника системи розрахунків;
в) у всіх інших випадках Мбр = 0.
5.9.2. На підставі заявок, поданих Виробниками відповідно до розділу 3, розрахункова заявлена ціна (Црзбр) кожного блока визначається відповідно до таких правил:
г рз
а) якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр
г нвц рз из пт
б) якщо Э > 0 та Н = 0, то Ц = Ц + З ,
бр б бр бр бр
де:
Цизбр - розрахункова прирощена ціна, яка визначається відповідно до таких правил:
г из з
якщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
б1 бр бр б1
г из
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б1 бр б2 бр
з з
між Ц і Ц ;
б1 б2
г
якщо Р <= Э < Р , то:
б2 бр б3
из з
для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц і
бр б2
з
Ц ;
б3
г
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э <= 45, то
б2 бр
из з г из з
Ц = Ц ; якщо 45 < Э <= Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
г
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р <= Э <= 150, то
б2 бр
из з г из з
Ц = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
г
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р <= Э <= 370, то
б2 бр
из з г из з
Ц = Ц ; якщо 370 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
г из
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б3 бр б4 бр
з з
між Ц і Ц ;
б3 б4
г из з
якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4
Зптбр - витрати на холостий хід блока, що визначаються відповідно до таких правил:
якщо Start <= p <= End, то
СГ
p=Т
б ххр
S Ц
пт р=1 б
З = -------------------- х 100,
бр р=END г о
S Э х Р
p=START бр б
де:
S - знак суми;
Цххрбр - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається за наступними правилами:
г ххр
якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр
г
якщо Э > 0, то:
бр
ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
бр б
ххр хх1
для двокорпусних блоків 100 МВт: Ц = Ц , якщо 0 <
бр б
г ххр хх2 г
Э <= 45, та Ц = Ц ; якщо Э > 45;
бр бр б бр
г
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э <= 150, то
бр
ххр хх1 г ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 150, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
г
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э <= 370 , то
бр
ххр хх1 г ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 370, то Ц = Ц .
бр б бр бр б
пт
В іншому випадку З = 0;
бр
г нвц
в) якщо Э > 0 та Н = 1, то
бр б
пит(к)
С
рз б из пт
Ц = --------------------- * Ц + З .
бр пит бр бр
С * (1 - ДЕЛЬТА С)
б
( Пункт 5.9.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 258 від 19.03.2004, N 1058 від 29.10.2004, N 440 від 15.06.2005, N 1099 від 02.12.2005; в редакції Постанови НКРЕ N 1275 від 30.12.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 137 від 31.01.2006, N 1459 від 10.11.2006 )
5.10. Обчислення ціни блока
5.10.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити ціну кожного блока (Цббр) відповідно до таких правил:
а) для блоків, які є неманевреними Мбр = 0 відповідно до пункту 5.9.1, для блоків, які включені до графіка навантаження для забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції або за балансом потужності, однак які за результатами упорядкування блоків на розрахунковий період максимального покриття згідно з пунктом 5.7.1 не повинні були включатися до графіка навантаження, та для блоків, які мають одну з наступних ознак ОВбр= 1, ВРбр= 1, ВСбр= 1, ВЗбр= 1, ОБб = 1, ОТб = 1, за формулою:
б
Ц = 0 ;
бр
б рз
б) у всіх інших випадках Ц = Ц .
бр бр
( Пункт 5.10.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1098 від 02.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 186 від 17.02.2006, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1600 від 01.12.2006 )
5.11. Визначення граничної ціни системи
5.11.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити граничну ціну системи (Цпср) відповідно до таких правил:
б пс ГЦС
якщо max (Ц ) = 0, то Ц = К ;
б бр р НКРЕ
б пс
якщо max (Ц ) > К , то Ц = К ,
б бр НКРЕ р НКРЕ
де:
КГЦСНКРЕ - гранична ціна системи при відсутності ціноутворюючих блоків, встановлена НКРЕ, грн./МВт.год;
КНКРЕ - обмеження граничної ціни системи, встановлене НКРЕ, грн./МВт.год.
пс б
У іншому випадку Ц = max (Ц ).
р б бр
( Пункт 5.11.1 в редакції Постанов НКРЕ N 1098 від 02.12.2005, N 186 від 17.02.2006 )
( Пункт 5.11.2 підрозділу 5.11 виключено на підставі Постанови НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )
5.12. Визначення ціни робочої потужності
5.12.1. Ціна робочої потужності розраховується Розпорядником системи розрахунків по групах робочої потужності окремо для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України. Групи робочої потужності формуються після вибору складу обладнання до графіка навантаження, визначеного відповідно до підрозділу 5.7, за наступними правилами:
а) блоки, які включені до графіка навантаження на наступну добу maxp=ТСГp=1 (РГбр) >= Pнminб, формують першу групу з ознакою NГбр для всіх розрахункових періодів доби, в яких Ррmaxбр > 0;
б) блоки, для яких виконується умова 0 < maxp=ТСГp=1 (ЭГбр) < Рнminб, формують першу групу з ознакою NГбр= 1 для розрахункових періодів доби, в яких Ррmaxбр> 0;
в) блоки, які знаходяться у резерві на наступну добу Sр=ТCГр=1 РГбр= 0, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин від надання команди диспетчера до набору максимального навантаження та сумарна потужність яких не перевищує величини необхідного оперативного резерву, формують другу групу NГбр= 2 для всіх розрахункових періодів доби, в яких Ррmaxбр> 0. Величини необхідного оперативного резерву в "острові Бурштинської ТЕС" та в іншій частині ОЕС України затверджуються НКРЕ за поданням Диспетчерського центру;
г) блоки з числа заявлених, які не ввійшли до складу першої і другої групи та мають ознаку ОТб= 0, формують третю групу NГбр = 3 для всіх розрахункових періодів доби, в яких Ррmaxбр> 0;
д) блоки, які не ввійшли до складу першої, другої і третьої групи та мають ознаку ОТб= 1, формують четверту групу NГбр= 4 для всіх розрахункових періодів доби, в яких Ррmaxбр> 0.
В усіх інших годинах розрахункової доби, в яких Ррmaxбр= 0, група робочої потужності блоку не встановлюється NГбр= 0.
( Пункт 5.12.1 в редакції Постанов НКРЕ N 699 від 02.07.2004, N 1099 від 02.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 112 від 27.01.2007 )
5.12.2. Ціна робочої потужності для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", визначається за формулами:
а) для періоду Start-End:
для блоків першої групи:
- пк -m
| Р |
рм рм(3) пз | р(Бу) |
Ц = Ц + К * | -------------- |
р(Бу) р(Бу) (Бу) | р=End пк | ,
| max (Р )|
|p=Start р(Бу) |
| |
| |
для блоків другої групи
рм(2) рм(2) рм(3)
Ц = Ц + Ц ,
р(Бу) (Бу) (Бу)
для блоків третьої групи
рм(3) рм(3)
Ц = Ц ,
р(Бу) (Бу)
для блоків четвертої групи
рм(4) рм(3)
Ц = 0,005 * Ц ;
р(Бу) (Бу)
б) для інших розрахункових періодів:
рм(1) рм(2) рм(3) рм(4)
Ц = Ц = Ц = Ц = 0 ,
р(Бу) р(Бу) р(Бу) р(Бу)
де:
Црм(2)(Бу) - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
Црм(3)(Бу) - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
Кпз(Бу)- регулюючий коефіцієнт для "острова Бурштинської ТЕС", що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
max (Рпкр(Бу)) - максимальне значення необхідного покриття "острова Бурштинської ТЕС" у період Start-End, МВт;
Рпкр(Бу) - величина покриття поточного розрахункового періоду в "острові Бурштинської ТЕС", МВт;
m - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного покриття, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, для "острова Бурштинської ТЕС". ( Пункт 5.12.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1049 від 17.10.2003, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 112 від 27.01.2007 )
5.12.3. Ціна робочої потужності для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, визначається за формулами:
а) для періоду Start-End:
для блоків першої групи:
- пк -n
| Р |
рм(1) рм(3) пз | р(ОЕС) |
Ц = Ц + К * | -------------- |
р(ОЕС) (ОЕС) (ОЕС) | р=End пк | ,
| max (Р )|
|p=Start р(ОЕС) |
| |
| |
для блоків другої групи
рм(2) рм(2) рм(3)
Ц = Ц + Ц ,
р(ОЕС) (ОЕС) (ОЕС)
для блоків третьої групи
рм(3) рм(3)
Ц = Ц ,
р(ОЕС) (ОЕС)
для блоків четвертої групи
рм(4) рм(3)
Ц = 0,05 * Ц ;
р(ОЕС) (ОЕС)
б) для інших розрахункових періодів:
рм(1) рм(2) рм(3) рм(4)
Ц = Ц = Ц = Ц = 0 ,
р(ОЕС) р(ОЕС) р(ОЕС) р(ОЕС)
де:
Црм(2)(ОЕС) - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
Црм(3)(ОЕС) - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
Кпз(ОЕС) - регулюючий коефіцієнт для іншої частини ОЕС України, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
max (Рпкр(ОЕС)) - максимальне значення необхідного покриття іншої частини ОЕС України в період Start-End, МВт;
Рпкр(ОЕС) - величина покриття поточного розрахункового періоду іншої частини ОЕС України, МВт;
n - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного покриття, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, для іншої частини ОЕС України. ( Підрозділ 5.12 доповнено пунктом 5.12.3 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 112 від 27.01.2007 )
( Пункт 5.12.1 в редакції Постанов НКРЕ N 699 від 02.07.2004, N 1099 від 02.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 112 від 27.01.2007 )
5.13. Визначення ціни за маневреність
5.13.1. Ціна за маневреність для включених в роботу енергоблоків на кожний розрахунковий період наступної доби визначається Розпорядником системи розрахунків окремо для "острова Бурштинської ТЕС" (Цмнбр(Бу)) та іншої частини ОЕС України (Цмнбр(ОЕС)).
5.13.2. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Цмнбр(Бу)), визначається Розпорядником системи розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби відповідно до правил:
а) якщо
рег
S дельта P
бр(Бу) мн мн
[-----------------------] <= C , то Ц = K ;
пк пк (Бу) бр(Бу) max(Бу)
max (P ) - P
р(Бу) р(Бу)
б) якщо
рег
S дельта P
бр(Бу) мн мн
[-----------------------] >= D , то Ц = K ;
пк пк (Бу) бр(Бу) мін(Бу)
max (P ) - P
р(Бу) р(Бу)
пк пк мн мн
в) якщо max (P ) - P = 0, то Ц = K ;
р(Бу) р(Бу) бр(Бу) мін(Бу)
г) інакше
рег
S дельта P
мн бр(Бу)
K х (D - --------------------) +
max(Бу) (Бу) пк пк
max(P ) - P
мн р(Бу) р(Бу)
Ц = --------------------------------------------
бр(Бу) D - C
(Бу) (Бу)
рег
S дельта P
мн бр(Бу)
+ K х ( -------------------- - C )
мін(Бу) пк пк (Бу)
max(P ) - P
р(Бу) р(Бу)
---------------------------------------------,
де:
S - знак суми;
max(Pпкр(Бу)) - Pпкр(Бу) - нерівномірність графіка необхідного покриття "острова Бурштинської ТЕС", що визначається як різниця між максимальною величиною покриття на годину максимального навантаження та величиною покриття поточного розрахункового періоду в "острові Бурштинської ТЕС" (Pпкр(Бу));
Kмнmax(Бу) та Kмнмін(Бу) - коефіцієнти маневреності, які визначають максимальну та мінімальну ціну за маневреність для "острова Бурштинської ТЕС", що затверджуються НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків;
C(Бу) та D(Бу) - коефіцієнти обмеження, що характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності графіку покриття "острова Бурштинської ТЕС";
дельта Pрегбр(Бу) - заявлений діапазон регулювання блоку в "острові Бурштинської ТЕС", який визначається за наступними правилами:
для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка (М = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1, регулюючий діапазон бр визначається за формулою:
дельта Pрегбр(Бу) = Ррmaxбр - блоків, що декларують ознаку маневреності, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;
для всіх інших блоків та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (Мбр = 1) і з ознакою обов'язкової роботи, регулюючий діапазон визначається за формулою:
рег рmax рmin
дельта P = Р - Р .
бр(Бу) бр бр
5.13.3. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС України (Цмнбр(ОЕС)), визначається Розпорядником системи розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби відповідно до правил:
а) якщо
рег
S дельта P
бр(ОЕС) мн мн
[-----------------------] <= C , то Ц = K ;
пк пк (ОЕС) бр(ОЕС) max(ОЕС)
max (P ) - P
р(ОЕС) р(ОЕС)
б) якщо
рег
S дельта P
бр(ОЕС) мн мн
[-----------------------] >= D , то Ц = K ;
пк пк (ОЕС) бр(ОЕС) мін(ОЕС)
max (P ) - P
р(ОЕС) р(ОЕС)
пк пк мн мн
в) якщо max (P ) - P = 0, то Ц = K ;
р(ОЕС) р(ОЕС) бр(ОЕС) мін(ОЕС)
г) інакше
рег
S дельта P
мн бр(ОЕС)
K х (D - ----------------------) +
max(ОЕС) (ОЕС) пк пк
max(P ) - P
мн р(ОЕС) р(ОЕС)
Ц = --------------------------------------------
бр(ОЕС) D - C
(ОЕС) (ОЕС)
рег
S дельта P
мн бр(ОЕС)
+ K х ( -------------------- - C )
мін(ОЕС) пк пк (ОЕС)
max(P ) - P
р(ОЕС) р(ОЕС)
---------------------------------------------,
де:
S - знак суми;
max(Pпкр(ОЕС)) - Pпкр(ОЕС) - нерівномірність графіка необхідного покриття іншої частини ОЕС України, що визначається як різниця між максимальною величиною покриття на годину максимального навантаження та величиною покриття поточного розрахункового періоду іншої частини ОЕС України Pпкр(ОЕС);
Kмнmax(ОЕС) та Kмнмін(ОЕС) - коефіцієнти маневреності, які визначають максимальну та мінімальну ціну за маневреність для іншої частини ОЕС України, що затверджуються НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків;
C(ОЕС) та D(ОЕС) - коефіцієнти обмеження, що характеризують співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності графіку покриття іншої частини ОЕС України;
дельта Pрегбр(ОЕС)бр(ОЕС) - заявлений діапазон регулювання блоку в іншій частині ОЕС України, який визначається за наступними правилами:
- для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка (М = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1, заявлений діапазон бр регулювання визначається за формулою:
дельта Pрегбр(ОЕС) = Ррmaxбр - для однокорпусних та двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності блока, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;
дельта Pрегбр(ОЕС) = Ррmaxбр - Рб2 - для двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності корпусу, у тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;
- для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі, заявлений діапазон регулювання визначається за формулою:
рег
дельта P = Р - Р ;
бр(ОЕС) б2 б1
- для всіх інших блоків, у тому числі для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в однокорпусному режимі, та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (Мбр = 1) і з ознакою обов'язкової роботи, заявлений діапазон регулювання визначається за формулою:
рег рmax рmin
дельта P = Р - Р .
бр(ОЕС) бр бр
( Пункт 5.13.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 ) ( Підрозділ 5.13 в редакції Постанови НКРЕ N 258 від 19.03.2004 )
6. Диспетчерське управління, збір та перевірка даних
6.1. Централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління
6.1.1. Диспетчерський центр повинен здійснювати централізоване (оперативно-технологічне) диспетчерське управління об'єднаною енергосистемою України у відповідності з діючими нормативно-правовими і технічними документами та цими Правилами. При цьому пріоритетним є забезпечення стійкості паралельної роботи електростанцій та окремих регіонів у складі об'єднаної енергосистеми України, безперервного електропостачання споживачам електроенергії відповідної якості та надійності роботи електростанцій.
6.1.2. Виробники, Оператори зовнішніх перетоків, Оператор магістральних та міждержавних електромереж та Постачальники зобов'язані виконувати заданий графік навантаження або команди диспетчера відповідно до оперативно-диспетчерських інструкцій.
6.1.3. Диспетчер має право, при необхідності за режимом роботи ОЕС України, змінювати заданий графік навантаження Виробників, Операторів зовнішніх перетоків та Постачальників.
6.1.4. При зміні навантаження блоків Виробників, працюючих за ціновими заявками, диспетчер повинен керуватись графіками гарячого резерву, в якому блоки розташовані в порядку збільшення вартості виробництва електроенергії.
6.1.5. При необхідності пуску блоків Виробників, працюючих за ціновими заявками, диспетчер повинен керуватись порядком пуску блоків з резерву, а при зупинці блоків - порядком блоків на відключення до резерву.
6.1.6. Щодня не пізніше 11-00 Диспетчерський центр повинен надавати Розпоряднику системи розрахунків витяг з диспетчерського журналу, в якому фіксуються:
а) всі команди диспетчера, які надаються енергоблокам протягом доби та відповідно до додатку Б до цих Правил перераховані в заданий обсяг виробітку електричної енергії (Эдбр);
б) ознака вимушеної роботи енергоблоку (Нвбр) (якщо зміна навантаження блоку здійснюється за заявкою виробника, то Нвбр= 1, якщо за вимогою системи, то Нвбр= 0);
в) поточні зміни заявлених потужностей.
6.1.7. Дані витягу з диспетчерського журналу надаються Розпоряднику системи розрахунків в електронному та друкованому вигляді.
6.2. Порядок збору та обробки даних вимірювань
6.2.1. Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку повинен зібрати дані вимірювань, перевірити їх достовірність, узагальнити дані вимірювань для Виробників, Постачальників, Операторів зовнішніх перетоків та Оператора магістральних та міждержавних електромереж.
6.2.2. Для включення в Систему розрахунків всі дані вимірювань повинні бути розподілені за розрахунковими періодами та скориговані з урахуванням розташування лічильника відносно кордону Оптового ринку та надані Розпоряднику системи розрахунків відповідно до Договору та узгодженого порядку.
6.2.3. Фізичний кордон Оптового ринку визначається точками поставки електричної енергії - межою балансової належності електричних мереж між Виробниками, Постачальниками, Оператором магістральних та міждержавних електромереж тощо.
6.2.4. Для кожного розрахункового періоду Розпорядник системи розрахунків повинен одержати значення наступних параметрів:
Эфбр - фактичний виробіток блока;
Эфоср - фактичний відпуск електростанції;
Эптпр - фактичний обсяг купівлі електричної енергії
Эрптр - фактичне розрахункове покриття;
Эвнір - фактичний зовнішний переток електричної енергії.
6.2.5. Кількість експортованої та імпортованої електричної енергії повинна визначатися на підставі даних вимірювань, які можуть вимагати коригування з урахуванням зняття вимірів поза межами Оптового ринку.
6.2.6. Зовнішні перетоки (Эвнір) повинні бути із знаком (+) у випадку покупки електричної енергії від зовнішніх енергосистем та із знаком (-) у випадку продажу електричної енергії зовнішнім енергосистемам.
6.2.7. Звітні місячні дані по обсягах виробництва, споживання та купівлі-продажу електроенергії збираються, узагальнюються та надаються Головним оператором Системи комерційного обліку Оптового ринку Розпоряднику системи розрахунків згідно з термінами та порядком, визначеними Договором та Узгодженим порядком.
6.3. Достовірність даних вимірювань
6.3.1. У доповнення до погодинних даних вимірювань, для визначення платежів всі Сторони Договору повинні надсилати Головному оператору Системи комерційного обліку Оптового ринку за його запитом підсумкові періодичні показники лічильників електричної енергії, виробленої кожним блоком (кожною електростанцією) і купованої кожним Постачальником, з використанням існуючих лічильників електричної енергії та інших показників вимірювань згідно з вимогами Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії (Додаток 10 до Договору).
6.3.2. З метою перевірки достовірності одержаних даних Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку має право перевірки вимірювального обладнання та систем обліку, що використовується Сторонами Договору при зборі даних вимірювань для обліку електричної енергії, що купується та продається на Оптовому ринку.
6.4. Втрати електричної енергії в магістральних та міждержавних електромережах
6.4.1. На підставі даних вимірювань, наданих Головним оператором Системи комерційного обліку Оптового ринку згідно з цим розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен обчислити для кожного розрахункового періоду фактичну величину втрат в магістральних та міждержавних електромережах (Эпср, МВт х год) як різницю між фактичним відпуском електричної енергії безпосередньо в магістральні та міждержавні електромережі та обсягом електричної енергії, отриманим Постачальниками та Операторами зовнішніх перетоків безпосередньо від магістральних та міждержавних електромереж.
7. Фактичні робоча потужність, діапазон
регулювання та ціни
7.1. Порушення в роботі блоків
7.1.1. На підставі даних диспетчерського журналу програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків визначає розрахункові періоди, в яких за вимогою системи були задані пуски, зупинки блоків (корпусів) та переключення блоків з шин електромереж ОЕС України на шини електромереж CENTREL і навпаки, встановлюючи ознаку пуску (ДПбр = 1), ознаку зупинки (ДЗбр = 1) та ознаку переключення (ДФбр = 1).
Вважається, що ДП = 1 та ДП = 1, ... ДП пуск
бр бр+1 бр + Т
б
д д
для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0 та Э > 0.
бр+1 бр
Вважається, що ДП підкл = 1, ... ДП = 1, ДП = 1,
бр - Т бр-1 бр
б
ДП = 1, ... ДП пуск = 1
бр+1 бр+Т
б
для двокорпусних блоків при роботі в однокорпусному режимі та подальшому підключенні другого корпусу:
д
для блоків 100 МВт, якщо Р <= Э <= 45,
б1 підкл
бр-(Т +1)
б
д д д
0 < Э < Р ,..., 0 < Э < Р та Э < 45;
підкл б1 бр-1 б1 бр
бр-Т
б
д
для блоків 300 МВт, якщо Р <= Э підкл <= 150,
б1 бр - (Т +1)
б
д д д
0 < Э підкл < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 150;
бр-Т б1 бр-1 б1 бр
б
д
для блоків 800 МВт, якщо Р <= Э підкл <= 370,
б1 бр - (Т +1)
б
д д д
0 < Э підкл < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 370;
бр-Т б1 бр-1 б1 бр
б
В іншому випадку ДПбр = 0.
Вважається, що ДЗбр = 1 та ДЗбр-1 = 1:
а) для всіх блоків при зупинці, якщо Эдбр-1 > 0 та Эдбр = 0;
б) для двокорпусних блоків при відключенні другого корпусу:
д д
для блоків 100 МВт, якщо Э <= 45 та Э > 45;
бр-1 бр
д д
для блоків 300 МВт, якщо Э > 150 та Э <= 150;
бр-1 бр
д д
для блоків 800 МВт, якщо Э > 370 та Э <= 370.
бр-1 бр
В іншому випадку ДЗбр = 0.
Вважається, що ДФбр = 1:
а) для всіх блоків при переключенні з шин електромережі ОЕС України на шини електромережі CENTREL, якщо Эдбр-1> 0, Эдбр+1> 0,
ВСбр= 0 та ВСбр+1= 1;
б) для всіх блоків при переключенні з шин електромережі CENTREL на шини електромережі ОЕС України, якщо Эдбр-1> 0, Эдбр+1> 0, ВСбр-1= 1 та ВСбр = 0.
В іншому випадку ДФбр = 0.
( Пункт 7.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1058 від 29.10.2004, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 18 від 16.01.2006, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006 )
7.1.2. Вважається, що блок допустив порушення, якщо ДП = 0,
бр
ф д
ДЗ = 0, ДФ = 0, ОВ = 0 та Э < Э х (1 - дельта) або
бр бр бр бр бр
ф д
Э > Э х (1 + дельта),
бр бр
де дельта - допустиме відхилення виробництва блоком, що визначається за такими правилами:
р max рn
Р х Т
ф бр
а) якщо Э <= ------------, то
бр 2
для пиловугільних блоків:
300 МВт дельта = 0,1;
200, 150, 100 МВт дельта = 0,12;
для газомазутних блоків:
300, 250 МВт дельта = 0,06;
100 МВт дельта = 0,1;
б) у всіх інших випадках:
для пиловугільних блоків:
800 МВт дельта = 0,04;
300 МВт та блоків 800 МВт в однокорпусному режимі дельта = 0,05;
200, 150, 100 МВт дельта = 0,06;
300 МВт в однокорпусному режимі = 0,1;
100 МВт в однокорпусному режимі дельта = 0,12;
50 МВт дельта = 0,2;
для газомазутних блоків:
800 МВт дельта = 0,025;
300, 250 МВт дельта = 0,03;
100 МВт дельта = 0,05.
Якщо блоки приймають участь у первинному регулюванні частоти та/або підключені до системи АРЧП, то допустиме відхилення виробітку для них встановлюється окремо за рішенням Ради ринку, затвердженим НКРЕ. ( Пункт 7.1.2 в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004, із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 1193 від 10.12.2004, N 414 від 01.06.2005, N 18 від 16.01.2006, N 137 від 31.01.2006 )
7.1.3. Для розрахункового періоду, в якому відбулося порушення енергоблоком диспетчерського графіка, програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків встановлює блоку ознаку його порушення Нбр = 1. Для всіх інших розрахункових періодів Нбр = 0.
7.2. Фактичні пуски блоків
7.2.1. На підставі фактичного виробітку програмне забезпечення визначає розрахункові періоди, в яких були здійснені фактичні пуски блоків (корпусів) за вимогою системи, встановлюючи ознаку пуску (ВП ).
бр
Вважати ВП =1:
бр ф
а) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0, а
ф р-1
Э > 0;
р
б) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:
ф ф
для блоків 100 МВт, якщо Э <= 45, а Э > 45;
р-1 р
ф ф
для блоків 300 МВт, якщо Э <= 150, а Э > 150;
р-1 р
ф ф
для блоків 800 МВт, якщо Э <= 370, а Э > 370.
р-1 р
Вважати ВПбр= 0 в усіх інших випадках.
( Підпункт "б" пункту 7.2.1 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 1058 від 29.10.2004, N 137 від 31.01.2006 )
7.3. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону регулювання кожного блоку
7.3.1. Фактична робоча потужність (Ррфбр) кожного блоку для платежів визначається відповідно до правил:
а) для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр = 0:
Ррфбр= (остання одержана Рpmaxбр)
б) для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр = 1:
Ррфбр = min (Эфбр; остання одержана Рpmaxбр).
7.3.2. Фактична група робочої потужності кожного блока для платежів визначається за фактичним режимом роботи блока відповідно до правил:
а) блокам, які фактично включені в роботу за командою Диспетчерського центру та для яких
СГ
p=Т д нmin
max (Э ) >= Р і
p=1 бр б
СГ
p=Т ф нmin
max (Э ) > = Р ,
p=1 бр б
встановлюється ознака першої групи Nфбр для всіх розрахункових періодів доби, в яких (остання одержана Ррmaxбр ) > 0;
б) блоки, які фактично включені в роботу за командою Диспетчерського центру та для яких ДЕЛЬТА Рфрегбр>0,
СГ СГ
рmin р=Т д нmin рmin р=Т ф нmin
Р <= max (Э ) < Р і Р <= max (Э ) < Р ,
бр р=1 бр б бр р=1 бр б
формують першу групу з ознакою Nфбр = 1 для всіх розрахункових періодів доби, в яких (остання одержана Ррmaxбр) >0.
( Пункт 7.3.2 доповнено підпунктом "б" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 884 від 05.07.2006 )
в) блокам, які фактично включені в роботу за командою Диспетчерського центру та для яких
СГ
p=Т д нmin
0 < max (Э ) < P , і
р=1 бр б
СГ
p=Т ф нmin
0 < max (Э ) < P ,
р=1 бр б
формують першу групу з ознакою Nфбр= 1 для розрахункових періодів доби, в яких Эфбр > 0 і Ррmaxбр > 0;
г) блокам, які знаходились у резерві та у яких NГбр= 2, встановлюється ознака другої групи Nфбр = 2 для всіх розрахункових періодах доби, в яких (остання одержана Ррmaxбр) > 0;
д) блокам, які не ввійшли до складу першої і другої фактичної групи робочої потужності, в тому числі блокам, включеним до заданого графіка навантаження
СГ
р=Т Г
max (Р ) > 0,
p=1 бр
встановлюється ознака третьої групи Nфбр = 3 для всіх розрахункових періодів доби, в яких (остання одержана Ррmaxбр) > 0 та ОТб = 0;
( Підпункт "д" пункту 7.3.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 884 від 05.07.2006 )
е) блокам, які знаходились поза резервом за відсутністю палива ОТб = 1 та у яких NГбр = 4, встановлюється ознака четвертої групи Nфбр = 4 для всіх розрахункових періодів доби, в яких (остання одержана Ррmaxбр) > 0.
В усіх інших розрахункових періодах доби, в яких (остання одержана Ррmaxбр) = 0, група робочої потужності не встановлюється Nфбр = 0. бр
( Пункт 7.3.2 в редакції Постанови НКРЕ N 1099 від 02.12.2005 )
7.3.3. Фактичний діапазон регулювання (дельта Pфрегбр) кожного блоку для платежів визначається за наступними правилами:
1) для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр = 0:
а) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження за заданим графіком навантаження:
- для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка (Мбр = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1:
дельта Pфрегбр= min (початково заявлена Ррmaxбр; остаточно заявлена Ррmaxбр ) - для моноблоків та двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності блоку, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;
дельта Pфрегбр = min((початково заявлена Ррmaxбр- Рб2); (остаточно заявлена Ррmaxбр - Рб2 )) - для двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності корпусу, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;
- для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі, фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:
фрег рmax
дельта P = min [(Р - Р ); (остаточно заявлена Р ) -
бр б2 б1 бр
рmin
(остаточно заявлена Р )];
бр
- для всіх інших блоків та блоків, у тому числі для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в однокорпусному режимі, та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (М = 1) і з ознакою обов'язкової роботи, фактичний діапазон бр регулювання визначається за формулою:
фрег рmax
дельта P = min ((початково заявлена Р ) - (початково
бр бр
рmin рmax
заявлена Р ); (остаточно заявлена Р ) - (остаточно заявлена
бр бр
рmin
Р ));
бр
б) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера:
- для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера на вимогу системи здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби - зупинка - робота в розрахунковій добі", незалежно від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка, фактичний діапазон регулювання (дельта Pфрегбр) визначається за правилами, викладеними в третьому та четвертому абзацах підпункту "1а" пункту 7.3.3;
- для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера на вимогу системи розвантажувались нижче початково заявленої (Ррminбр) та здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби - розвантаження - робота в розрахунковій добі", фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:
фрег рmax
дельта P = min [(початково заявлена Р ); (остаточно
бр бр
рmax рmin ф
заявлена Р )] - min [(початково заявлена P ); Э ] -
бр бр бр
для однокорпусних блоків, двокорпусних блоків, що заявлені і включені в роботу в двокорпусному режимі, та двокорпусних блоків, що заявлені і включені в роботу в однокорпусному режимі;
фрег рmax
дельта P = min [Р ; (початково заявлена Р )] -
бр б2 бр
ф
min [Р ; Э ] -
б1 бр
для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі;
2) для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр = 1:
фрег
дельта P = 0;
бр
3) для всіх розрахункових періодів доби, в яких за графіком навантаження передбачено включення/відключення блоків (корпусів), крім блоків (корпусів), які приймали участь в регулюванні за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби - зупинка - робота в розрахунковій добі", в розрахункові періоди доби пуску відповідно до його теплового стану дельта Pфрегбр = 0.
( Підрозділ 7.3 в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )
7.4. Фактична ціна блоку
7.4.1. Фактичні ціни блоків (Цзвбр), що використовуються для розрахунків платежів, визначаються Розпорядником системи розрахунків відповідно до таких правил:
ф зв
а) якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр
ф нвц зв изв фпт
б) якщо Э > 0 та Н =0, то Ц = Ц + З ,
бр б бр бр бр
де:
Цизвбр - фактична розрахункова прирощена ціна, яка визначається відповідно до таких правил:
ф изв з
якщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
б1 бр бр б1
ф изв
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б1 бр б2 бр
з з
між Ц і Ц ;
б1 б2
ф
якщо Р <= Э < Р , то:
б2 бр б3
изв з
для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц
бр б2
з
і Ц ;
б3
ф
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э <= 45, то
б2 бр
изв з ф изв з
Ц = Ц ; якщо 45 < Э <= Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
ф
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р <= Э <= 150, то
б2 бр
изв з ф изв з
Ц = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
ф
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р <= Э <= 370,
б2 бр
изв з ф изв з
то Ц = Ц ; якщо 370 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
ф изв
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б3 бр б4 бр
з з
між Ц і Ц ;
б3 б4
ф изв з
якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4
Зфптбр - фактичні витрати на холостий хід блока, що визначаються відповідно до таких правил:
якщо Start <= p <= End, то
ФСГ
p=Т
б ххр
S Ц
фтп р=1 б
З = ----------------------- х 100,
бр р=END ф о
S Э х Р
p=START бр б
де:
S - знак суми;
Цххрбр - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається за наступними правилами:
ф ххр
якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр
ф
якщо Э > 0, то:
бр
ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
бр б
ф
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0 < Э <= 45, то
бр
ххр хх1 ф ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 45, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
ф ххр
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э <= 150, то Ц
бр бр
хх1 ф ххр хх2
= Ц ; якщо Э > 150, Ц = Ц ;
б бр бр б
ф ххр
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э <= 370, то Ц
бр бр
хх1 ф ххр хх2
= Ц ; якщо Э > 370, то Ц = Ц .
б бр бр б
фпт
В іншому випадку З = 0 ;
бр пит(к)
С х (1+дельта С)
ф нвц зв б
ф нвц
в) якщо Э > 0 та Н = 1, то
бр б
пит(к)
С
зв б изв фпт
Ц = --------------------- * Ц + З .
бр пит бр бр
С * (1 - ДЕЛЬТА С)
б
( Пункт 7.4.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1275 від 30.12.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 137 від 31.01.2006, N 1459 від 10.11.2006 )
8. Платежі оптового ринку
8.1. Платіж за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію
8.1.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка для кожного блока Виробника визначається розрахунковий платіж за відпущену електроенергію (ДЭбр ) за такими правилами:
нзц зв пс
якщо ОВ = 0, Н = 1 та 0 < Ц < Ц ,
бр б бр р
нвц зв пс
або Н = 0, Ц > Ц та ВР = 1 (або ВС = 1),
б бр р бр бр
Э зв ф о
то Д = Ц х Э х Р / 100.
бр бр бр б
Э пс ф о
У іншому випадку Д = Ц х Э х Р / 100.
бр р бр б
( Пункт 8.1.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 186 від 17.02.2006 )
8.1.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку для кожної станції Виробника визначається середньозважена ціна за відпущену електроенергію (Цэбр) за такою формулою:
Э
S Д
Э б належить с бр
Ц = -----------------------
ср ф о
S Э х Р / 100.
б належить с бр б
де S - знак суми
8.1.3. Для кожного розрахункового періоду добового графіка для кожної станції Виробника визначається платіж за відпущену електроенергію (Дэср ) за такими правилами:
фо Э Э фо Э
якщо Э >= 0, то Д = Ц х Э х К ,
ср ср ср ср в
Э пс фо Э
в іншому випадку Д = Ц х Э х К ,
ср р ср в
де КЭв - коригуючий коефіцієнт до платежів виробників, які працюють за ціновими заявками, що дорівнює 1. Для теплоелектроцентралей, які працюють за ціновими заявками, у разі необхідності, за поданням органу, що здійснює управління теплоелектроцентралями, НКРЕ може затверджувати інші коригуючі коефіцієнти (КЭ < 1).
( Пункт 8.1.3 в редакції Постанови НКРЕ N 612 від 04.08.2005 )
( Підрозділ 8.1 в редакції Постанов НКРЕ N 1081 від 08.11.2004, N 440 від 15.06.2005 )
8.2. Платіж за відхилення фактичного виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання вимог системи
8.2.1. Всі блоки, що не підключені до системи АРЧП, диспетчерський графік навантаження (Эдбр) яких відрізняється від виробітку блока згідно з заданим графіком (Эгбр ), повинні отримувати плату за вимушений виробіток (Двбр ), яка обчислюється за формулами, наведеними в пунктах 8.2.2 та 8.2.3.
8.2.2. Для блоків, які були розвантажені для забезпечення резерву або за вимогою системи:
в
а) Н = 0;
бр
Д Г Ф Г
б) Э < Э та Э * (1+дельта) < Э ;
бр бр бр бр
пуск
в) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0, ..., ДП = 0,
бр бр бр-1 бр-Т б
ЗВ ПС
г) Ц < Ц
бр р
плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із зміною режиму системи, визначається за такою формулою:
В ПС ЗВ В- ЗВ РЗ Г
Д = max [((Ц - Ц ) * Э + (Ц - Ц ) * Э *
бр р бр бр бр бр бр
О Э
Р /100) * К ; 0],
б в
де Эв-бр - обсяг недовиробництва електроенергії, який пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою формулою:
в- Г ф о
Э = (Э - Э ) х Р / 100.
бр бр бр бр
( Пункт 8.2.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 440 від 15.06.2005, N 612 від 04.08.2005, N 16 від 15.01.2007 )
8.2.3. Для блоків, навантаження яких було збільшено згідно з вимогами системи:
в
а) Н = 0;
бр
д г Ф г
б) Э > Э та Э х (1 - дельта) > Э ;
бр бр бр бр
в) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0,..., ДП = 0,
бр бр бр-1 пуск
бр-Т
б
ДЗ = 0, ОВ = 0, ВС = 0, ВР = 0;
бр бр бр бр
зв пс
г) Ц > Ц
бр бр
плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із зміною режиму системи, визначається за такою формулою:
В ЗВ ПС В+ ЗВ РЗ Г
Д = max [((Ц - Ц ) * Э + (Ц - Ц ) * Э *
бр бр р бр бр бр бр
О Э
Р /100) * К ;0],
б в
де Эв+бр - обсяг перевиробництва електроенергії, який пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою формулою:
в+ Ф Г о
Э = (Э - Э ) х Р / 100.
бр бр бр бр
( Пункт 8.2.3 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 440 від 15.06.2005, N 612 від 04.08.2005, N 16 від 15.01.2007 )
8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи
8.3.1. На всі розрахункові періоди, для яких Нбр = 1, для блоку здійснюється зменшення платежу за порушення режиму роботи (Дшбр,), яке визначається за формулою:
ш
а) якщо Н = 0, то Д = 0;
бр бр
ф д
б) якщо Н = 1 і Э > Э , то
бр бр бр
ш ПС ш Э ф д о
Д = [(Ц х К х К ) х (Э - Э )] х Р / 100;
бр р в бр бр б
б ф д
в) якщо Н = 1 і Э < Э , то
р бр бр
ш ПС ш Э д ф о
Д = [(Ц х К х К ) х (Э - Э )] х Р / 100,
бр р в бр бр б
ш
де К = 1.
( Пункт 8.3.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 612 від 04.08.2005 )
8.4. Платіж за робочу потужність
8.4.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка блока, що працює в "острові Бурштинської ТЕС", нараховується платіж за робочу потужність (Дрмбр(Бу)) у відповідності до його належності до однієї з чотирьох фактичних груп робочої потужності, визначених згідно з правилами, передбаченими пунктом 7.3.2. Цей платіж визначається за фактичною робочою потужністю блока (Ррфбр ) відповідно до формул:
1) для блоків першої групи
рм рф о рм(1) Э
Д = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(Бу) бр б р(Бу) в
2) для блоків другої групи
рм рф о рм(2) Э
Д = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(Бу) бр б р(Бу) в
3) для блоків третьої групи
рм рф о рм(3) Э
Д = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(Бу) бр б р(Бу) в
4) для блоків четвертої групи
рм рф о рм(4) Э
Д = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(Бу) бр б р(Бу) в
8.4.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка блока, що працює в іншій частині ОЕС України, нараховується платіж за робочу потужність (Дрмбр(ОЕС)) у відповідності до його належності до однієї з чотирьох фактичних груп робочої потужності, визначених згідно з правилами, передбаченими пунктом 7.3.2. Цей платіж визначається за фактичною робочою потужністю блока (Ррфбр) відповідно до формул:
1) для блоків першої групи
рм рф о рм(1) Э
Д = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС) в
2) для блоків другої групи
рм рф о рм(2) Э
Д = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС) в
3) для блоків третьої групи
рм рф о рм(3) Э
Д = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС) в
4) для блоків четвертої групи
рм рф о рм(4) Э
Д = Р * Р / 100 * Ц * К .
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС) в
8.4.3. Під платежем за робочу потужність (Дрмбр) використовується платіж за робочу потужність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дрмбр(Бу)), або платіж за робочу потужність для блоків, які працюють в інший частині ОЕС України (Дрмбр(ОЕС)).
( Підрозділ 8.4 в редакції Постанов НКРЕ N 699 від 02.07.2004, N 1081 від 08.11.2004, N 112 від 27.01.2007 )
8.5. Платіж за маневреність
8.5.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка платіж за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", (Дмнбр(Бу)) визначається за формулою:
мн мн фрег о
Д = Ц х дельта Р х Р / 100.
бр(Бу) бр(Бу) бр б
8.5.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка платіж за маневреність для блоків, які працюють в інший частині ОЕС України, (Дмнбр(ОЕС)) визначається за формулою:
мн мн фрег о Э
Д = Ц х ДЕЛЬТА Р х Р / 100 х К .
бр(ОЕС) бр(ОЕС) бр б в
( Пункт 8.5.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 612 від 04.08.2005 )
8.5.3. В формулах пунктів 8.9.1 та 8.11.1 під платежем за маневреність (Дмнбр ) використовується платіж за маневреність для блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Дмнбр(Бу)), та платіж за маневреність для блоків, які працюють в інший частині ОЕС України (Дмнбр(ОЕС)).
( Підрозділ 8.5 в редакції Постанови НКРЕ N 258 від 19.03.2004; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )
8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу)
8.6.1. Для кожного розрахункового періоду фактичного добового графіка Виробнику визначається платіж за пуск блоку (Дпбр) за формулою:
п р=Т п Э
Д = S ВП х Ц х К .
бр р=1 бр б в
де S - знак суми;
який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами доби на інтервалі Start <= p <= End.
В усіх інших розрахункових періодах добового графіку Дпбр= 0.
( Пункт 8.6.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 612 від 04.08.2005 )
8.7. Платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції
8.7.1. Кожному блоку, який фактично був зупинений або працював в однокорпусному режимі у випадку необхідності роботи станції нижче мінімально допустимого складу обладнання у разі виникнення несумісного режиму, нараховується платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Дрозвбр), який визначається за наступними правилами:
а) у випадку відключення двокорпусних блоків в цілому та для моноблоків:
ф розв розв pmin о Э
якщо Э =0, то Д = Ц х Р х Р /100 x К ;
бр бр бр б в
розв
в іншому випадку Д =0;
бр
б) у випадку відключення корпусу:
ф
для двокорпусних блоків 300 МВт, якщо 0< Э <=150, або
бр
ф
для двокорпусних блоків 800 МВт, якщо 0< Э <=370,
бр
розв розв pmin о Э
то Д = Ц х (Р - Р ) х Р /100 х К ;
бр бр б1 б в
розв
в іншому випадку Д = 0,
бр
де Црозв - ціна 1 МВт розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції, яка затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн./МВт. ( Правила доповнено підрозділом 8.7 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )
8.8. Додаткові платежі Виробнику
8.8.1. Якщо Рада ринку визнає, що Виробнику необхідно сплатити додаткові платежі, Розпорядник повинен нарахувати та рівномірно розподілити між розрахунковими періодами доби такі додаткові платежі:
а) на реконструкцію та модернізацію енергетичного обладнання Виробника (Дреквр );
б) на виконання законодавчих актів та урядових рішень, погашення безнадійного боргу (Дзбвр);
в) на вирішення будь-якого спірного питання, у зв'язку із уточненням вимірів або іншим узгодженим коригуванням ( Дсвр);
г) на будівництво енергоблоків Виробникам, які працюють за ціновими заявками (Дбевр ).
8.8.2. Розпорядник системи розрахунків на виконання рішення НКРЕ щодо величини зменшення платежу Виробнику у зв'язку із порушенням Порядку підготовки та фінансування проектів з метою реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій, затвердженого наказом Міністерства палива та енергетики України від 24 травня 2006 року N 183 (далі - Порядок реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій), у частині нецільового використання енергогенеруючою компанією коштів кредитів або інвестицій, отриманих для реалізації проекту реконструкції та модернізації теплових електростанцій, має нарахувати та рівномірно розподілити між розрахунковими періодами доби величину зменшення платежу Виробнику за порушення Порядку реалізації плану реконструкції та модернізації теплових електростанцій (Днвквр).
( Підрозділ 8.8 доповнено пунктом 8.8.2 згідно з Постановою НКРЕ N 1013 від 28.07.2006 )
( Підрозділ в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 155 від 06.02.2006 )
8.9. Платежі, що сплачують Виробникам, які працюють за ціновими заявками
8.9.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіку сумарний платіж кожному блоку (Дрбр), крім платежу за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію, визначається відповідно до такої формули:
р в рм с ш п мн розв
Д = Д + Д + Д - Д + Д + Д + Д .
бр бр бр бр бр бр бр бр
( Пункт 8.9.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )
8.9.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку сумарний платіж станції визначається за формулою:
сс з р
Д = Д + S Д
ср ср (б належить с) бр
Де S - сума.
8.9.3. Сумарний платіж за розрахункову добу, що сплачується Виробнику, який працює за ціновими заявками (Дцзв), визначається за формулою:
СГ
цз р=Т сс рек зб бе нвк
Д = S (S Д + Д + Д + Д - Д ).
в р=1 с приблизно в ср вр вр вр вр
де:
S - знак суми. ( Пункт в редакції Постанови НКРЕ N 372 від 24.05.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 155 від 06.02.2006; в редакції Постанови НКРЕ N 1013 від 28.07.2006 )
8.10. Середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок Виробника, який працює за ціновими за ціновими заявками
8.10.1. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити за розрахункову добу середньозважену ціну продажу електроенергії в Оптовий ринок Виробника, який працює за ціновими заявками ЦЗ (Ц ), згідно з формулою:
в ЦЗ
Д
ЦЗ в
Ц = -------------------------
в СГ
р=Т фо
S S Э
с належ в р=1 ср
де S - знак суми. ( Підрозділ в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005 )
8.11. Оптова ціна закупки
8.11.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків визначає оптову ціну закупки ок (Ц ) відповідно до такої формули:
рм э мн розв
S Д + S Д + S Д + S Д
ок б бр с ср б бр б бр
Ц = ------------------------------ ,
р фо
S Э
с ср
де: Sб Дмнбр - платіж за маневреність, нарахований згідно з пунктом 8.5.1 цих Правил, рівномірно розподілений між періодами максимального навантаження енергосистеми (ПМНЕ), які встановлюються Диспетчерським центром та затверджуються НКРЕ;
Sб Дрозвбр - платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції, який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами добового графіку на інтервалі від Start до End.
S - знак суми. ( Пункт 8.11.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )
8.12. Платежі, що нараховуються Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків
8.12.1. Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків Розпорядник системи розрахунків нараховує платежі згідно з умовами двосторонніх договорів з ДП "Енергоринок" за тарифами (цінами), встановленими НКРЕ.
8.12.2. Платіж оператора зовнішніх перетоків за розрахункову добу визначається за формулою:
пер імп екс
Д = S (Д + Д ),
о р ор ор
де:
Дімпор - платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію в Оптовий ринок за розрахунковий період, грн.;
Дексор - платіж оператора зовнішніх перетоків за електричну енергію, куповану на Оптовому ринку для подальшого експорту, грн.
S - знак суми.
Платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану електричну енергію в Оптовий ринок за розрахунковий період визначається за формулою:
імп імп імп
Д = S Т х Э ,
ор і оі оір
де:
Тімпоі - встановлена НКРЕ ціна продажу електричної енергії на Оптовому ринку оператором зовнішнього перетоку, грн./МВт.год;
Эімпоір - обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оператором зовнішнього перетоку за розрахунковий період, МВт.год.
S - знак суми.
Платіж оператора зовнішніх перетоків за електричну енергію, куповану на Оптовому ринку для подальшого експорту визначається за формулою:
екс екс екс
Д = S Т х Э ,
ор і оі оір
де:
Тексоі - встановлена НКРЕ ціна купівлі електричної енергії на Оптовому ринку оператором зовнішнього перетоку для подальшого експорту, грн./МВт.год;
Эексоір - обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку оператором зовнішнього перетоку для подальшого експорту за розрахунковий період, МВт.год.
S - знак суми.
8.12.3. Платіж Виробнику за розрахункову добу при встановленні НКРЕ одноставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:
от ее ФО бс
Д = (Т х Э х 10) + Д ,
в в в в
де:
Теев - встановлений НКРЕ одноставочний тариф на електричну енергію, коп. за 1 кВт.год;
ЭФОв - фактичний відпуск електричної енергії в Оптовий ринок Виробником за розрахункову добу, МВт.год. ( Пункт 8.12.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 155 від 06.02.2006 )
8.12.4. Платіж Виробнику за розрахункову добу при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:
дт ее с рм бс
Д = Д + Д + Д ,
в в в в
де:
Дсев - платіж Виробнику за розрахункову добу за електричну енергію при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію, грн.;
Дс рмв - платіж Виробнику за розрахункову добу за робочу потужність при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію, грн.
Платіж Виробнику за розрахункову добу за електричну енергію при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:
се се ФО
Д = Т х Э х 10 ,
в в в
де Тсев - встановлена НКРЕ ставка плати за електричну енергію в складі двоставочного тарифу на електричну енергію, коп. за 1 кВт.год.
Платіж Виробнику за розрахункову добу за робочу потужність при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію визначається за формулою:
с рм с рм рф КВ
Д = Т х Р / N ,
в в в
де:
Тс рмв - встановлена НКРЕ на розрахунковий квартал ставка плати за робочу потужність в складі двоставочного тарифу на електричну енергію, грн./МВт;
Ррфв - фактична робоча потужність Виробника за розрахункову добу, МВт;
NКВ - кількість діб у розрахунковому кварталі, діб. ( Пункт 8.12.4 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 155 від 06.02.2006 )
( Підрозділ 8.12 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 136 від 31.01.2006 )
8.12.5. Платіж на будівництво енергоблоків Виробникам, які не працюють за ціновими заявками (Дбсв), визначається за формулою:
бс нб ФО
Д = Т х Э х 10,
в в в
де Тнбв - надбавка до тарифу на електричну енергію на будівництво енергоблоків. ( Підрозділ 8.12 доповнено пунктом 8.12.5 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 155 від 06.02.2006 )
8.13. Платежі Постачальників за централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж
8.13.1. Платіж за проведення централізованого диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та використання магістральних та міждержавних електромереж за розрахункову добу розраховуються Розпорядником системи розрахунків на підставі обсягів електричної енергії, переданої магістральними та міждержавними електромережами, та відповідного тарифу, затвердженого НКРЕ. Ця величина потім при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляється Розпорядником системи розрахунків між ПМНЕ в цій розрахунковій добі для визначення витрат на централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж (Дввр).
8.14. Коригування платежів Постачальників
8.14.1. Коригування платежів Постачальників (Дзпр) у кожному розрахунковому періоді добового графіка розраховується згідно з формулою:
зп зп' зп''
Д = Д + Д ,
р р р
де:
Дзп'р - коригування платежів Постачальників відповідно до платежів атомним електростанціям. Дзп'р розраховується за формулою:
зп' аес ок фо
Д = Д - (Ц х Э ),
р р р аес
р
де:
Даеср - платіж атомним електростанціям;
Эфоаеср - фактичний відпуск електроенергії атомними електростанціями;
Дзп''р - коригування платежів Постачальників відповідно до платежів Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, крім платежів атомним електростанціям. Дзп''р розраховується за формулою:
СГ
зп'' двк-аес Т ОК фо СГ
Д = ( Д - S (Ц х Э )) / Т
р Р=1 р ср-аес
де:
Ддвк-аес - сумарний платіж за розрахункову добу Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, крім платежів атомним електростанціям, грн.;
Эфоср-аес - сума фактичного відпуску електричної енергії Виробниками, які не працюють за ціновими заявками, крім атомних електростанцій, та фактичного обсягу імпортованої та експортованої електричної енергії;
Тсг - тривалість добового графіка.
( Пункт 8.14.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 136 від 31.01.2006 )
8.15. Платежі ДПЕ
8.15.1. Щомісячні платежі за послуги ДПЕ затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між ПМНЕ для визначення витрат за послуги ДПЕ(Дэрр).
8.16. Додаткові платежі Постачальників
8.16.1. Якщо Рада ринку визнає, що Постачальник має здійснити оплату у зв'язку з вирішенням спірного питання, уточненням вимірів або іншим необхідним коригуванням, Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити нарахування додаткового платежу Постачальнику (Дспп), який буде сплачений у термін, визначений Радою ринку.
8.17. Дотаційні сертифікати та компенсаційні платежі
8.17.1. Щомісячні обсяги дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Дпвр ).
8.17.2. Щомісячні обсяги компенсаційних платежів затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Дкпр).
( Підрозділ 8.17 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005 )
8.18. Платежі на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії
8.18.1. Розпорядник системи розрахунків в кожному розрахунковому періоді фактичного добового графіка повинен здійснити нарахування платежу Постачальників на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії (Двтр, грн) відповідно до формули:
вт сс дв
Д = (S Д + Д ) х 0,0075,
р ср р
де:
S - сума;
S Дссср - сумарний платіж Виробникам, які працюють за ціновими заявками;
Ддвр - сумарний платіж Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, без урахування операторів зовнішніх перетоків.
( Вважати Двтр на 2004 рік таким, що дорівнює нулю згідно з Постановою НКРЕ N 1485 від 31.12.2003 )
( Вважати Двтр на 2005 рік таким, що дорівнює нулю згідно з Постановою НКРЕ N 1279 від 30.12.2004 )
( Пункт із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1485 від 31.12.2003 )
8.19. Збір у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію
8.19.1. Розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію (Дінр) встановлюється НКРЕ виходячи із сум збору, затверджених законом України про державний бюджет на відповідний рік. ( Абзац перший пункту 8.18.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1279 від 30.12.2004 )
При розрахунку оптової ринкової ціни цей розмір збору рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End. ( Підрозділ в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1485 від 31.12.2003, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 19 від 14.01.2004 )
8.20. Оптова ринкова ціна та платежі Постачальників
8.20.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розрахунок оптової ринкової ціни (Цорр ) згідно з формулою:
ок н
Ц + Ц
ор р р
Ц = ------------ х К,
р пс
1 - К
р
де:
Цнр - націнка до оптової ринкової ціни, яка визначається за формулою:
в п с ш рек зб бе нвк
S (Д + Д + Д - Д ) + S (Д + Д + Д - Д ) +
н б бр бр бр бр в вр вр вр вр
Ц = ----------------------------------------------------------
р рпт
Э
р
вв эр зп пв вт ін кп
+ Д + Д + Д + Д + Д + Д + Д
р р р р р р р
-----------------------------------------.
де S - знак суми.
К - коефіцієнт надбавок, що встановлюється Радою ринку та затверджується НКРЕ;
Кпср - коефіцієнт втрат у магістральних та міждержавних електромережах, який розраховується за формулою:
пс
Э
пс р
К = --------------
р фо вн
S Э + S Э
бр ір
Де S - сума. ( Пункт із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005; пункт 8.20.1 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005, N 155 від 06.02.2006, N 1013 від 28.07.2006 )
8.20.2. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника платіж за розрахунковий період за такою формулою:
эп пт ор
Д = Э х Ц ,
пр пр р
де:
Эптпр - фактичний обсяг купівлі електричної енергії у розрахунковому періоді Постачальником на Оптовому ринку.
( Пункт 8.20.2 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005 )
8.20.3. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника платіж за розрахункову добу за такою формулою:
эп нп - ДЕЛЬТА Д -
Д = Д + | 1 + -------- |,
п п - нп -
S Д
п п
де:
ДЕЛЬТА Д - небаланс платежів в Оптовому ринку, який виникає за рахунок округлення результатів розрахунків цін та платежів, визначається за формулою:
СГ СГ СГ
цз р=T аес р=T двк-аес р=T эр
ДЕЛЬТА Д = S Д + S Д + S Д + S Д +
в в р=1 р р=1 ср р=1 р
СГ СГ СГ
р=T ВВ р=T ВР р=T ін нп
+ S Д + S Д + S Д - S Д ,
р=1 р р=1 р р=1 р п п
Днпп - платіж Постачальника за розрахункову добу без врахування небалансу платежів в Оптовому ринку, визначається за формулою:
СГ
нп р=T эп сп пв кп к
Д = S Д + Д - Д - Д + Д ,
п р=1 пр п п п п
де:
Дпвп - обсяг дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом для Місцевого постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів дотацій, затверджених НКРЕ;
Дкпп - обсяг компенсаційного платежу для Постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів компенсаційних платежів, затверджених НКРЕ;
Дкп - сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу.
( Підрозділ доповнено пунктом згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005; пункт 8.20.3 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005 )
8.20.4. Сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу (Дкп) визначається за формулою:
к к(I) к(II)
Д = Д + Д ,
п п п
де Дк(I)п, Дк(II)п - обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, за розрахункову добу визначається за формулами:
к(I) (I) пт пв(I)
для першого класу споживачів Д = S (Т х Э х К );
п т тм пт пт
к(II) (II) пт пв(II)
для другого класу споживачів Д = S (Т х Э х К ),
п т тм пт пт
де:
Эптпт - фактичний обсяг купівлі електричної енергії за розрахункову добу Постачальником на Оптовому ринку, що здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника електроенергії за регульованим тарифом;
Кпв(I)пт, Кпв(II)пт - питома вага прогнозованого місячного обсягу купівлі Постачальником з Оптового ринку, віднесеного до відповідного класу споживачів на території ліцензіата з постачання електроенергії за регульованим тарифом, що надається Розпоряднику системи розрахунків Місцевим постачальником. Кпв(I)п + Кпв(II)п = 1;
Т(I)тм, Т(II)тм - вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії, який здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків. ( Підрозділ доповнено пунктом 8.20.4 згідно з Постановою НКРЕ N 743 від 30.08.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 554 від 28.04.2006 )
8.20.5. Вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії, який здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом (Т(I)тм, Т(II)тм), визначаються Розпорядником системи розрахунків за такими правилами:
а) для постачальника електричної енергії за регульованим тарифом:
к(I)
Д
(I) пм
перший клас споживачів: Т = ------- ;
ТМ п(I)
Э
пм
к(II)
Д
(II) пм
другий клас споживачів: Т = -------- ;
ТМ п(II)
Э
пм
б) для постачальників електричної енергії за нерегульованим тарифом:
к(I)
Д
(I) тм
перший клас споживачів: Т = ------- ;
ТМ п(I)
Э
тм
к(II)
Д
(II) тм
другий клас споживачів: Т = --------,
ТМ п(II)
Э
тм
де:
Эп(I)пм, Эп(II)пм - прогнозований місячний обсяг купівлі електроенергії в Оптовому ринку постачальником електричної енергії за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів;
Эп(I)тм, Эп(II)тм - прогнозований місячний обсяг купівлі електроенергії в Оптовому ринку всіма постачальниками електричної енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів;
Дк(I)пм, Дк(II)пм - місячний обсяг коригування платежу постачальника електричної енергії за регульованим тарифом у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, затверджуються НКРЕ;
Дк(I)тм, Дк(II)тм - місячний обсяг коригування платежу сумарно по всіх постачальниках електричної енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність на території відповідного постачальника за регульованим тарифом, у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, затверджуються НКРЕ. ( Підрозділ доповнено пунктом 8.20.5 згідно з Постановою НКРЕ N 743 від 30.08.2005; в редакції Постанови НКРЕ N 554 від 28.04.2006 )
8.21. Уточнення платежів Членам ринку за звітними місячними даними
8.21.1. Розпорядник системи розрахунків визначає середньозважені ціни за добу та місяць для кожного Виробника та Постачальника.
8.21.2. По закінченні розрахункового місяця Розпорядник системи розрахунків за даними пункту 6.2.7 та середньозваженими за місяць цінами уточнює платежі всім Членам Оптового ринку та Сторонам Договору, за винятком Виробників, які працюють за встановленим НКРЕ двоставочним тарифом.
Для виробників, які працюють за встановленим НКРЕ двоставочним тарифом, уточнення платежу здійснюється окремо для платежу за електроенергію (за даними пункту 6.2.7 і встановленою НКРЕ ставкою плати за електричну енергію) та платежу за робочу потужність (виходячи із величини фактичної робочої потужності за розрахунковий місяць і встановленої НКРЕ на розрахунковий квартал ставки плати за робочу потужність, розділеної на кількість днів у розрахунковому кварталі та помноженої на кількість днів у розрахунковому місяці). ( Пункт 8.21.2 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 136 від 31.01.2006 )
8.21.3. Розпорядник системи розрахунків повинен надавати Сторонам Договору дані та інформацію, визначені в Інструкції про порядок здійснення розрахунків на Оптовому ринку електричної енергії України (Додаток 3 до Договору) та Інструкції про порядок використання коштів Оптового ринку електричної енергії України (Додаток 4 до Договору).
Додаток А
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
Умовні позначення
Підрядкові індекси:
б - блок;
в - виробник;
м - розрахунковий місяць;
с - електростанція;
о - оператор зовнішнього перетоку;
п - Постачальник;
р - розрахунковий період;
т - територія здійснення ліцензованої діяльності
і - зовнішній переток;
х - точки зростання;
гр - група блоків;
аес - атомна електростанція.
-----------------------------------------------------------------------------
| Умовні | Одиниця виміру | Визначення |
|позначення | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дельта C | |допустиме відхилення рівня цінових |
| | |заявок, що затверджується Радою |
| | |ринку та погоджується НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| C та D | |коефіцієнти обмеження, що характеризують |
| (Бу) (Бу)| |співвідношення початково заявленого |
| | |діапазону регулювання виробниками, які |
| | |працюють за ціновими заявками, до |
| | |нерівномірності графіку покриття "острова |
| | |Бурштинської ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
|C та D | |коефіцієнти обмеження, що характеризують |
|(ОЕС (ОЕС)| |співвідношення початково заявленого |
| | |діапазону регулювання виробниками, які |
| | |працюють за ціновими заявками, до |
| | |нерівномірності графіку покриття іншої |
| | |частини ОЕС України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пит(к) | |розрахункова заявлена ціна, визначена на |
| C | |розрахунковий період максимального пок- |
| б | |риття при умові роботи блока в період |
| | |Start-End на максимальній заявленій |
| | |робочій потужності, відповідно до конт- |
| | |рольної цінової заявки, грн/МВт.год |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| Start-End | - |особливий розрахунковий період, який |
| | |починається о 6:00 та закінчується о 23:00. |
| | |Встановлюється Радою ринку за поданням |
| | |Розпорядника системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| m | - |ступінь залежності погодинної ціни робочої |
| | |потужності для першої групи блоків від |
| | |нерівномірності графіка необхідного покрит- |
| | |тя, що затверджується НКРЕ за поданням |
| | |Розпорядника системи розрахунків для |
| | |"острову Бурштинської ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| n | - |ступінь залежності погодинної ціни робочої|
| | |потужності для першої групи блоків від |
| | |нерівномірності графіку необхідного |
| | |покриття, що затверджується НКРЕ за поданням|
| | |Розпорядника системи розрахунків на рівні |
| | |для іншої частини ОЕС України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| г | від 0 до 4 |група робочої потужності блоку в заданому |
| N | |графіку навантаження |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| КВ | |кількість діб у розрахунковому кварталі, |
| N | |діб; |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ф | від 0 до 4 |фактична група робочої потужності блоку |
| N | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дельта |відносні одиниці|допустиме відхилення виробництва блоком |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ВЗ | 0 чи 1 |ознака вимушеної роботи блоку відповідно до |
| бр | |термінових та/або аварійних заявок |
| | |Виробників |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ВП | 0 чи 1 |ознака фактичного пуску блоку |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ВР | 0 чи 1 |ознака роботи блока за вимогами режиму |
| бр | |електромережі ОЕС України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ВС | 0 чи 1 |ознака роботи блока за вимогами режиму |
| бр | |електромережі CENTREL |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| аес | грн. |платежі атомним електростанціям |
| Д | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| бе | грн. |додатковий платіж на будівництво енергобло- |
| Д | |ків Виробнику, який працює за |
| вр | |ціновими заявками |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| бс | грн. |додатковий платіж на будівництво енергобло- |
| Д | |ків Виробнику, який не працює за ціновими |
| в | |заявками |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| р | грн. |сумарна плата блоку, крім платежу за |
| Д | |відпущену електроенергію |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| в | грн. |плата за вироблену електроенергію блоку, яка|
| Д | |пов'язана із зміною режиму системи |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| вв | грн. |платежі за проведення централізованого |
| Д | |диспетчерського управління та використання |
| р | |магістральних та міждержавних електромереж |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| вт | грн. |платежі постачальників на фінансування |
| Д | |розвитку нетрадиційних джерел електроенергії|
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дв | грн. |сумарний платіж Виробникам, які не працюють |
| Д | |за ціновими заявками, без урахування |
| р | |операторів зовнішніх перетоків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| двк-аес | грн. |сумарний платіж за розрахункову добу |
| Д | |Виробникам, які не працюють за ціновими |
| | |заявками, та операторам зовнішніх перетоків,|
| | |крім платежів атомним електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дт | грн. |платіж Виробнику за розрахункову добу при |
| Д | |встановленні НКРЕ двоставочного тарифу |
| в | |на електричну енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| імп | грн. |платіж оператору зовнішніх перетоків за |
| Д | |імпортовану електричну енергію в Оптовий |
| ор | |ринок за розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| от | грн. |платіж Виробнику за розрахункову добу при |
| Д | |встановленні НКРЕ одноставочного тарифу |
| в | |на електричну енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пер | грн. |платіж оператора зовнішніх перетоків за |
| Д | |розрахункову добу |
| о | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| се | грн. |платіж Виробнику за розрахункову добу за |
| Д | |електричну енергію при встановленні НКРЕ |
| в | |двоставочного тарифу на електричну енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| с рм | грн. |платіж Виробнику за розрахункову добу за |
| Д | |робочу потужність при встановленні НКРЕ |
| в | |двоставочного тарифу на електричну енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| екс | грн. |платіж оператора зовнішніх перетоків за |
| Д | |електричну енергію, куповану на Оптовому |
| ор | |ринку для подальшого експорту |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| сс | грн. |сумарний платіж електростанції |
| Д | | |
| ср | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ДМ | від 0 до 1 |граничний відносний діапазон регулювання, |
| | |який встановлюється Радою ринку за |
| | |погодженням НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | грн. |платіж блоку за маневреність |
| Д | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| Д | |платіж за маневреність для блоків, які |
| бр(Бу) | грн. |працюють в "острові Бурштинської ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| Д | |платіж за маневреність для блоків, які |
| бр(ОЕС) | грн. |працюють в інший частині ОЕС України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| п | грн. |платіж блоку за пуск |
| Д | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пв | грн. |обсяги дотацій для компенсації втрат від |
| Д | |здійснення постачання електричної енергії за|
| р | |регульованим тарифом |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| з | грн. |корегування платежів Постачальників |
| Д | | |
| пр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зб | грн. |додатковий платіж Виробнику на виконання |
| Д | |законодавчих актів та урядових рішень, |
| вр | |погашення безнадійного боргу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зп' | грн. |корегування платежів Постачальників |
| Д | |відповідно до платежів атомним |
| р | |електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зп'' | грн. |корегування платежів Постачальників |
| Д | |відповідно до платежів Виробникам, які не |
| р | |працюють за ціновими заявками, та операторам|
| | |зовнішніх перетоків, крім платежів атомним |
| | |електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ін | грн. |збір у вигляді цільової надбавки до діючого|
| Д | |тарифу на електричну та теплову енергію |
| р | | |
| | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| к | грн. |сумарний обсяг коригування платежу |
| Д | |Постачальника у зв'язку із застосуванням |
| п | |єдиних роздрібних тарифів на електроенергію |
| | |для кожного із класів споживачів, крім |
| | |населення,на території України за |
| | |розрахункову добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| к(I) к(II) | грн. |обсяг коригування платежу Постачальника у |
|Д , Д | |зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних |
| п п | |тарифів на електроенергію для кожного із |
| | |класів споживачів, крім населення, на |
| | |території України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| к(I) к(II) | грн. |місячний обсяг коригування платежу сумарно |
|Д , Д | |по всіх постачальниках електричної енергії |
| тм тм | |за нерегульованим тарифом, які здійснюють |
| | |свою діяльність на території відповідного |
| | |постачальника за регульованим тарифом, |
| | |у зв'язку із застосуванням єдиних |
| | |роздрібних тарифів на електроенергію |
| | |для кожного із класів споживачів, крім |
| | |населення, на території України, |
| | |затверджуються НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| кп | грн. |обсяг компенсаційного платежу для |
| Д | |Постачальника за розрахункову добу, |
| п | |розрахований розрахункову добу, розрахований|
| | |виходячи з щомісячних обсягів компенсаційних|
| | | платежів, затверджених НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| кп | грн. |обсяги компенсаційних платежів для |
| Д | |постачальників |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| нвк | грн. |величина зменшення платежу Виробнику за |
| Д | |порушення Порядку підготовки та |
| вр | |фінансування проектів з метою реалізації |
| | |плану реконструкції та модернізації |
| | |теплових електростанцій у |
| | |частині нецільового використання |
| | |енергогенеруючою компанією коштів кредитів |
| | |або інвестицій, отриманих для реалізації |
| | |проекту реконструкції та модернізації |
| | |теплових електростанції |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| нп | грн. |платіж Постачальника за розрахункову добу |
| Д | |без врахування небалансу платежів в Оптовому|
| п | |ринку |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пв | грн. |обсяг дотацій для компенсації втрат від |
| Д | |здійснення постачання електричної енергії за|
| п | |регульованим тарифом для Місцевого |
| | |постачальника за розрахункову добу, |
| | |розрахований виходячи з щоумісячних обсягів |
| | |дотацій, затверджених НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пв(I) пв(II)|відносні одиниці|питома вага прогнозованого місячного обсягу |
|К ,К | |купівлі Постачальником з Оптового ринку, |
| пт пт | |віднесеного до відповідного класу споживачів|
| | |на території ліцензіата з постачання |
| | |електроенергії за регульованим тарифом, що |
| | |надаються Розпоряднику системи розрахунків |
| | |Місцевим постачальником |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| (I) (II) |грн./МВт.год |вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до|
|Т , Т | |відповідного класу споживачів постачальника |
| тм тм | |електричної енергії, який здійснює свою |
| | |діяльність на території відповідного |
| | |постачальника за регульованим тарифом, |
| | |затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника|
| | |системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пт | МВт.год |фактичний обсяг купівлі електричної енергії |
| Э | |за розрахункову добу Постачальником на |
| п | |Оптовому ринку, що здійснює свою діяльність |
| п | |на території відповідного постачальника |
| п | |електроенергії за регульованим тарифом |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| п(I) п(II)| МВт.год |прогнозований місячний обсяг купівлі |
|Э , Э | |електроенергії в Оптовому ринку всіма |
| тм тм | |постачальниками електричної енергії за |
| | |нерегульованим тарифом, які здійснюють свою |
| | |діяльність на території відповідного |
| | |постачальника за регульованим тарифом, |
| | |віднесений до відповідного класу споживачів |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| реж | грн. |платіж за роботу блока за вимогами режиму |
| Д | |електромережі ОЕС України та CENTREL |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| реж | грн. |платіж електростанції за роботу блока за |
| Д | |вимогами режиму електромережі ОЕС України та|
| ср | |CENTREL |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рек | грн. |додатковий платіж Виробнику на реконструкцію|
| Д | |та модернізацію енергетичного обладнання |
| вр | |Виробника |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм | грн. |платіж блоку за робочу потужність |
| Д | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм | грн. |платіж за робочу потужність блока, який |
| Д | |працює в "острові Бурштинської ТЕС" |
| бр(Бу) | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм | грн. |платіж за робочу потужність блока, який |
| Д | |працює в іншій частині ОЕС України |
| бр(ОЕС) | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| с | грн. |додатковий платіж Виробнику в разі |
| Д | |виникнення спірних питань |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| сп | грн. |додатковий платіж Постачальника в разі |
| Д | |виникнення спірних питань |
| п | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| цз | грн. |сумарний платіж за розрахункову добу, що |
| Д | |сплачується Виробнику, який працює за |
| в | |ціновими заявками |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ш | грн. |зменшення платежу блоку за порушення режиму |
| Д | |роботи |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| э | грн. |платіж електростанції за відпущену в Оптовий|
| Д | |ринок електроенергію |
| ср | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| э | |розрахунковий платіж блоку за відпущену |
| Д | грн. |електроенергію |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эп | грн. |платіж, нарахований Постачальнику за |
| Д | |розрахункову добу |
| п | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эп | грн. |платіж, нарахований Постачальнику за |
| Д | |розрахунковий період |
| пр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эр | грн. |платіж за послуги ДПЕ |
| Д | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ДЗ | 0 чи 1 |ознака заданої диспетчером зупинки блока |
| бр | | |
| | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ДП | 0 чи 1 |ознака заданого диспетчером пуску блока |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| розв | грн. |платіж блоку за розвантаження станції нижче |
| Д | |мінімально допустимого складу обладнання |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ДФ | 1 чи 0 |ознака переключення блоків з шин електроме- |
| бр | |реж ОЕС України на шини електромереж CENTREL|
| | |і навпаки |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| к(I) к(II)| |місячний обсяг коригування платежу постача- |
|Д , Д | грн. |льника електричної енергії за |
| пм пм | |регульованим тарифом у зв'язку із |
| | |застосуванням єдиних роздрібних тарифів на |
| | |електроенергію для кожного із класів |
| | |споживачів, крім населення, на території |
| | |України, затверджуються НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| | |небаланс платежів в Оптовому ринку, який |
|дельта Д | грн. |виникає за рахунок округлення результатів |
| | |розрахунків цін та платежів |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пт | грн./МВт.год |витрати на холостий хід блоку |
| З | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фпт | грн./МВт.год |фактичні витрати на холостий хід блоку |
| З | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| гцс | грн./МВт.год |гранична ціна системи при відсутності |
| К | |ціноутворюючих блоків, встановлена НКРЕ |
| нкре | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| K | |коефіцієнт маневреності, який визначає |
| max(Бу)| |максимальну ціну за маневреність для |
| | |"острова Бурштинської ТЕС", що |
| | |затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника|
| | |системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| K | |коефіцієнт маневреності, який визначає |
| мін(Бу)| |мінімальну ціну за маневреність для |
| | |"острова Бурштинської ТЕС", що |
| | |затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника|
| | |системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| K | |коефіцієнт маневреності, який визначає |
| max(ОЕС)| |максимальну ціну за маневреність для іншої|
| | |частини ОЕС України, що затверджується НКРЕ |
| | |за поданням Розпорядника системи розрахунків|
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| K | |коефіцієнт маневреності, який визначає |
| мін(ОЕС)| |мінімальну ціну за маневреність для іншої |
| | |частини ОЕС України, що затверджується НКРЕ |
| | |за поданням Розпорядника системи розрахунків|
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ш | число |коефіцієнт штрафу |
| К | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пз | грн/МВт. |регулюючий коефіцієнт для "острова |
| К | |Бурштинської ТЕС", що затверджується НКРЕ |
| (Бу) | |за поданням Розпорядника системи розрахунків|
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пз | грн/МВт. |регулюючий коефіцієнт для іншої частини |
| К | |ОЕС України, що затверджується НКРЕ |
| (ОЕС) | |за поданням Розпорядника системи розрахунків|
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пс |відносні одиниці|коефіцієнт втрат у магістральних та | | К | |міждержавних електромережах | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | К | грн./МВт.год |обмеження граничної ціни системи, | | НКРЕ | |встановлене НКРЕ | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | Э | |коригуючий коефіцієнт до платежів | | К | |виробників, які працюють за ціновими | | в | |заявками | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | М | 0 чи 1 |ознака маневреності блоку | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | Н | 0 чи 1 |ознака невиконання блоком диспетчерського | | бр | |графіка | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | в | 0 чи 1 |ознака вимушеної роботи блоку (0 - за | | Н | |вимогою системи, 1 - за заявкою Виробника) | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | нвц | |ознака необґрунтованого завищення рівня | | Н | |цінових заявок, 0 чи 1 | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | нзц | |ознака необґрунтованого заниження рівня | | H | |цінових заявок, 0 чи 1 | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ОБ | 0 чи 1 |ознака пропозицій Виробника відключити блок,| | б | |що знаходився в роботі менше 72 годин, | | | |замість іншого на ТЕС, що був включений в | | | |роботу раніше | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | | 0 чи 1 |ознака обов'язкової роботи після | | ОВ | |капітального та середнього ремонту або | | бр | |реконструкції | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ОТ | 0 чи 1 |ознака знаходження блока поза резервом за | | б | |відсутністю палива | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ОР | 0 чи 1 |ознака згоди на відключення блоку (корпусу) | | б | |у випадку розвантаження станції нижче | | | |мінімально допустимого складуобладнання у | | | |разі виникнення несумісного режиму протягом | | | |усіх розрахункових періодів доби | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ПМНЕ | - |періоди максимального навантаження | | | |енергосистеми, які встановлюються | | | |Диспетчерським центром та затверджуються | | | |НКРЕ | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | Р | МВт |опорна потужність | | бх | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | вн | МВт |пропускна здатність зовнішнього перетоку | | Р | | | | і | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | г | МВт |заданий графік навантаження блока | | Р | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | м | МВт |максимальна потужність блока | | Р | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ммр | МВт |максимальна потужність електростанції в | | Р | |моторному режимі | | с | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мр | МВт |потужність гідроакумулюючої станції в | | Р | |моторному режимі | | ср | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | нmin | МВт |нормативний технічний мінімум навантаження | | Р | |блока | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | о | % |коефіцієнт корисного відпуску блоку | | Р | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | о | % |коефіцієнт корисного відпуску електростанції| | Р | | | | с | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пк | МВт |прогноз необхідного покриття | | Р | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пкп | МВт |попередній прогноз необхідного покриття | | Р | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пт | МВт |прогноз споживання | | Р | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пк | | | | Р | МВт |величина покриття поточного розрахункового | | р(Бу) | |періоду в "острові Бурштинської ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пк | | | | Р | МВт |величина покриття поточного розрахункового | | р(ОЕС) | |періоду іншої частини ОЕС України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рег | | | |дельта Р | МВт |заявлений діапазон регулювання блоків, які | | бр(Бу)| |працюють в "острові Бурштинської ТЕС", | | | |який визначається за наступними правилами | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рег | | | |дельта Р | МВт |заявлений діапазон регулювання блоків, які | | бр(ОЕС) |працюють в іншій частині ОЕС України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рmax | МВт |максимальна заявлена або перезаявлена робоча| | Р | |потужність блока | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рmin | МВт |мінімальна заявлена або перезаявлена робоча | | Р | |потужність блока | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рф | МВт |фактична робоча потужність блока | | Р | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рф | МВт |фактична робоча потужність Виробника за | | Р | |розрахункову добу | | в | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | у | МВт |встановлена потужність блока | | Р | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------|
| у | МВт |встановлена потужність електростанції |
| Р | | |
| с | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эп | МВт |прогноз споживання Постачальника |
| Р | | |
| пр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| иэ | МВт |прогноз і-го зовнішнього перетоку |
| Р | | |
| ір | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фрег | МВт |фактичний регулюючий діапазон блока |
|дельта Р | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| нес | МВт |величина несумісної потужності, що |
| Р | |визначається як різниця між сумарною |
| р | |потужністю, яка складається із потужності |
| | |виробників, що не працюють за ціновими |
| | |заявками, потужності виробників, що працюють|
| | |за ціновими заявками на мінімально |
| | |допустимому складі обладнання станції, за |
| | |вимогами режиму ОЕС України і відповідно до |
| | |термінових та/або аварійних заявок |
| | |Виробника, сумарного резерву на |
| | |розвантаження за вимогами диспетчерського |
| | |центру з одного боку та заданим покриттям з |
| | |другого |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пит | грн./МВт.год |розрахункова заявлена ціна, визначена на |
| C | |розрахунковий період максимального покриття |
| б | |при умові роботи блока в період Start-End на|
| | |максимальній заявленій робочій потужності |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| е | грн./МВт |питома економія витрат блока |
| C | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| екс | грн./МВт.год |встановлена НКРЕ ціна купівлі електричної |
| Т | |енергії на Оптовому ринку оператором |
| оі | |зовнішнього перетоку для подальшого |
| | |експорту |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ее | коп./кВт.год |встановлений НКРЕ одноставочний тариф на |
| Т | |електричну енергію |
| в | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| імп | грн./МВт.год |встановлена НКРЕ ціна продажу електричної |
| Т | |енергії на Оптовому ринку оператором |
| оі | |зовнішнього перетоку |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| нб | коп./кВт.год |надбавка до тарифу на електричну енергію на |
| Т | |будівництво енергоблоків |
| в | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| СГ | год |тривалість добового графіку |
| Т | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| се | коп./кВт.год |встановлена НКРЕ ставка плати за електричну |
| Т | |енергію в складі двоставочного тарифу |
| в | |на електричну енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| с рм | грн./МВт |встановлена НКРЕ на розрахунковий квартал |
| Т | |ставка плати за робочу потужність в |
| в | |складі двоставочного тарифу на електричну |
| | |енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| СН | год |час синхронізації блока з електричною |
| Т | |мережею у відповідному розрахунковому |
| | |періоді |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| max | год |час досягання блоком повного навантаження у |
| р | |відповідному розрахунковому періоді |
| Т | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| КР | год |час підключення другого корпуса котла |
| Т | |двокорпусного блока у відповідному |
| | |розрахунковому періоді |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| о | год |мінімальна тривалість простою блока між |
| Т | |послідовними циклами роботи |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| підкл | год |регламентна тривалість підготовчих робіт до |
| Т | |підключення другого корпусу двокорпусного |
| б | |блока при роботі блока в однокорпусному |
| | |режимі |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пуск | год |регламентна тривалість пуску, яка відображає|
| Т | |тепловий стан блоку (корпусу) |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| р | год |мінімальна тривалість роботи блока між |
| Т | |послідовними циклами зупинки |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рп | год |тривалість розрахункового періоду |
| Т | | |
| | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| сг | год |тривалість добового заданого графіка блоку |
| Т | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фсг | год |фактична тривалість роботи блоку |
| Т | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| б | грн./МВт.год |ціна блока |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| n1 | грн. |вартість пуску першого корпусу двокорпусного|
| Ц | |блока |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| n2 | грн. |вартість пуску другого корпусу двокорпусного|
| Ц | |блока |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| хх1 | грн./год |ціна холостого ходу блока в однокорпусному |
| Ц | |режимі двокорпусного блока |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| хх2 | грн./год |ціна холостого ходу блока в двокорпусному |
| Ц | |режимі двокорпусного блока |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| з | грн./МВт.год |прирощена ціна блоку |
| Ц | | |
| бх | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зв | грн./МВт.год |фактична ціна блоку |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| из | грн./МВт.год |розрахункова прирощена ціна блоку |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| изв | грн./МВт.год |фактична розрахункова прирощена ціна блоку |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| Ц | грн/МВт.год |ціна за маневреність для блоків, які |
| бр(Бу) | |працюють в "острові Бурштинської ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| миз | |розрахункова прирощена ціна блока, яка |
| Ц | грн./МВт.год |визначається для розрахункового періоду |
| бр | |максимального покриття |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | | |
| Ц | грн/МВт.год |ціна за маневреність для блоків, які |
| бр(ОЕС) | |працюють в інший частині ОЕС України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| н | грн./МВт.год |націнка до оптової ринкової ціни |
| Ц | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ок | грн./МВт.год |оптова ціна закупки |
| Ц | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ор | грн./МВт.год |оптова ринкова ціни |
| Ц | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| п | грн |вартість пуску блоку |
| Ц | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пс | грн./МВт.год |гранична ціна системи |
| Ц | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рз | грн./МВт.год |розрахункова ціна блоку |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(1) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків першої |
| Ц | |групи, які працюють в "острові Бурштинської |
| р(Бу) | |ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(2) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків другої |
| Ц | |групи, які працюють в "острові Бурштинської |
| р(Бу) | |ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(3) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків третьої |
| Ц | |групи, які працюють в "острові Бурштинської |
| р(Бу) | |ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(4) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків четвертої|
| Ц | |групи, які працюють в "острові Бурштинської |
| р(Бу) | |ТЕС" |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(1) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків першої |
| Ц | |групи, які працюють в іншій частині ОЕС |
| р(ОЕС) | |України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(2) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків другої |
| Ц | |групи, які працюють в іншій частині ОЕС |
| р(ОЕС) | |України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(3) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків третьої |
| Ц | |групи, які працюють в іншій частині ОЕС |
| р(ОЕС) | |України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(4) | грн/МВт. |ціна робочої потужності для блоків четвертої|
| Ц | |групи, які працюють в іншій частині ОЕС |
| р(ОЕС) | |України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(2) | грн/МВт. |ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи|
| Ц | |блоків, які працюють в "острові Бурштинської|
| (Бу) | |ТЕС", що затверджується НКРЕ за поданням |
| | |Розпорядника системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(2) | грн/МВт. |ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи|
| Ц | |блоків, які працюють в іншій частині ОЕС |
| (ОЕС) | |України, що затверджується НКРЕ за поданням |
| | |Розпорядника системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(3) | грн/МВт. |ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи |
| Ц | |блоків, які працюють в "острові Бурштинської|
| (Бу) | |ТЕС", що затверджується НКРЕ за поданням |
| | |Розпорядника системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм(3) | грн/МВт. |ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи |
| Ц | |блоків, які працюють в іншій частині ОЕС |
| (ОЕС) | |України, що затверджується НКРЕ за поданням |
| | |Розпорядника системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ххр | грн./год |розрахункова ціна холостого ходу блока |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| хх | грн./год |ціна холостого ходу блока |
| Ц | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ЦЗ | грн. |середньозважена ціна продажу електроенергії |
| Ц | |в Оптовий ринок Виробника, який працює за |
| в | |ціновими заявками, за розрахункову добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| э | |середньозважена ціна за відпущену |
| Ц | грн./МВт.год |електроенергію станцією Виробника, що працює|
| ср | |за ціновими заявками |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| розв | грн./МВт |ціна 1 МВт розвантаження нижче мінімально |
| Ц | |допустимого складу обладнання станції, яка |
| | |затверджується НКРЕ за поданням |
| | |Розпорядника системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| max | | |
| Э | МВт.год |заявлений максимальний обсяг виробітку блока|
| бр | |в розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| в+ | МВт.год |обсяг перевиробництва електроенергії, який |
| Э | |пов'язаний із зміною режиму системи |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| в- | МВт.год |обсяг недовиробництва електроенергії, який |
| Э | |пов'язаний із зміною режиму системи |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| г | МВт.год |заданий графік виробництва електроенергії |
| Э | |блоком |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ГН | МВт.год |виробіток блока в кожному розрахунковому |
| Э | |періоді в інтервалі від синхронізації до |
| бр | |повного навантаження згідно з графіком |
| | |навантаження |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| вн | МВт.год |зовнішній переток електричної енергії |
| Э | |(імпорт та експорт) |
| ір | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| екс | МВт.год |обсяг купівлі електричної енергії на |
| Э | |Оптовому ринку оператором зовнішнього |
| оір | |перетоку для подальшого експорту за |
| | |розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| імп | МВт.год |обсяг імпорту електричної енергії в |
| Э | |Оптовий ринок оператором зовнішнього |
| оір | |перетоку за розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пс | МВт.год |втрати електроенергії у магістральних та |
| Э | |міждержавних електромережах |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пт | МВт.год |фактичний обсяг купівлі електричної енергії |
| Э | |у розрахунковому періоді Постачальником на |
| пр | |Оптовому ринку |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рпт | МВт.год |фактичне розрахункове покриття |
| Э | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| д | МВт.год |виробіток електричної енергії, який заданий |
| Э | |диспетчером |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ф | МВт.год |фактичний виробіток блока |
| Э | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фо | МВт.год |фактичний відпуск електричної енергії |
| Э | |станції |
| ср | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фо | МВт.год |фактичний відпуск електроенергії атомними |
| Э | |електростанціями |
| аеср | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фо | МВт.год |сума фактичного відпуску електроенергії |
| Э | |Виробниками, які не працюють за ціновими |
| ср-аес | |заявками, крім атомних електростанцій, та |
| | |фактичного сумарного обсягу імпортованої та |
| | |експортованої електроенергії |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ФО | МВт.год |фактичний відпуск електричної енергії в |
| Э | |Оптовий ринок Виробником за розрахункову |
| в | |добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| п(I) п(II)| |прогнозований місячний обсяг купівлі |
|Э , Э | МВт.год |електроенергії в Оптовому ринку |
| пм пм | |постачальником електричної енергії за |
| | |регульованим тарифом, віднесений до |
| | |відповідного класу споживачів |
-----------------------------------------------------------------------------
( Додаток А із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 1049 від 17.10.2003, N 1485 від 31.12.2003, N 19 від 14.01.2004, N 258 від 19.03.2004, N 699 від 02.07.2004, N 1081 від 08.11.2004, N 372 від 24.05.2005, N 440 від 15.06.2005, N 612 від 04.08.2005, N 681 від 17.08.2005, N 743 від 30.08.2005, N 1098 від 02.12.2005, N 1275 від 30.12.2005, N 18 від 16.01.2006, N 136 від 31.01.2006, N 137 від 31.01.2006, N 155 від 06.02.2006, N 554 від 28.04.2006, N 1013 від 28.07.2006, N 1313 від 06.10.2006, N 112 від 27.01.2007 )
Додаток Б
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
Визначення та відображення в диспетчерському журналі
погодинних величин навантаження та виробництва
електроенергії кожним енергоблоком ТЕС за кожну
годину доби на основі планового та диспетчерського
погодинних графіків їх навантаження
1. Складові команд диспетчера
Відповідно до цих Правил, диспетчерської інструкції ОД-4 ведення режиму роботи ТЕС в ОЕС України здійснюється поблочно.
Команди диспетчера включають наступні параметри:
а) дата та час (година : хвилина) подачі команди tком ;
б) найменування ТЕС та номер блоку;
в) час (година : хвилина), з якого починається виконання команди диспетчера tпочком;
г) час (година : хвилина), на який повинна бути виконана команда диспетчера tкінцком;
д) величина потужності, на яку повинен бути завантажений енергоблок на час виконання команди Рдком;
е) ознака наданої команди Пдком (на вимогу системи - 0, за заявкою генеруючої компанії - 1).
Вважається, що зміна навантаження енергоблоку в інтервалі між tпочком та tкінцком здійснюється по лінійному закону. Після набору навантаження енергоблоку до величини Рдком її значення залишається постійним до початку виконання наступної команди.
Якщо наступною командою диспетчера є команда нести навантаження відповідно до "планового графіку", то програмне забезпечення повинно кожну годину формувати вищевказану команду з tпочком(к) та tкінцком(к-1) рівними значенню поточному цілому часу, а Рдком рівним величині планового навантаження за цей час.
2. Алгоритм визначення величини навантаження енергоблоку на початок та кінець часу виконання команди диспетчера
1) Цикл по командах диспетчера к=1, К (де К-кількість команд диспетчера, наданих за розрахункову добу)
2) Перевірка факту закінчення попередньої команди диспетчера до часу початку виконання К-ї команди tпочком(k) >= tкінцком(к-1)
3) Якщо нерівність виконана, то знаходимо величину навантаження енергоблоку на початок К-ї та кінець попередньої команди диспетчера
поч д
Р = Р
ком(к) ком(к-1)
кінц д
Р = Р
ком(к-1) ком(к-1)
Перехід до пункту 1
4) Інакше, знаходимо величину навантаження енергоблоку на початок К-ї та кінець попередньої команди диспетчера і корегуємо час завершення виконання попередньої команди диспетчера
д поч поч поч
(Р - Р ) х (t - t )
поч поч ком(к-1) ком(к-1) ком(к) ком(к-1)
Р = Р + ----------------------------------------------
ком(к) ком(к-1) кінц поч
t - t
ком(к-1) ком(к-1)
кінц поч
t = t
ком(к-1) ком(к)
кінц поч
Р = Р
ком(к-1) ком(к)
Перехід до пункту 1
5) Після завершення циклу по командах диспетчера, кінець розрахунків
3. Алгоритм визначення погодинної величини навантаження енергоблоку відповідно до наданих команд диспетчера
1) Цикл по годинах доби і=1,24
2) Цикл по командах диспетчера к=1, К
3) Перевірка наявності і-ї години доби в період між кінцем виконання попередньої команди диспетчера та початком виконання К-ї команди диспетчера
кінц поч
t <= 60 х і <= t
ком(к-1) ком(к)
4) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину заданого навантаження енергоблоку на і-у годину доби
д кінц
Р = Р
бр(і) ком(к-1)
Перехід до пункту 1
5) Перевірка наявності дії К-ї команди диспетчера в і-у години доби
поч кінц
t <= 60 х і <= t
ком(к) ком(к)
6) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину заданого навантаження енергоблоку на і-у годину доби
кінц поч поч
(Р - Р ) х (60 х і - t )
д поч ком(к) ком(к) ком(к)
Р = Р + ----------------------------------------
бр(і) ком(к) кінц поч
t - t
ком(к) ком(к)
Перехід до пункту 1
7) Після завершення циклу по годинах доби та командах диспетчера, то перевірка завершення останньої команди (К) в розрахунковій добі
кінц
t <= 60 х 24
ком(к)
8) Якщо нерівність виконується, то
д кінц
Р = Р
бр(24) ком(К)
9) Кінець розрахунків
Величини, розраховані на основі команд диспетчера на кожну цілу годину, відображаються в погодинному диспетчерському графіку для візуального контролю виконання енергоблоками наданих команд.
4. Алгоритм визначення обсягів виробництва електроенергії кожним енергоблоком за кожну годину доби відповідно до заданого диспетчерського графіку
1) Цикл по годинах доби і=1,24
2) Присвоєння Эдбр(і) = 0 (де Эдбр(і) - обсяг заданого виробництва електроенергії енергоблоку на і-ту годину відповідно до диспетчерського графіку)
3) Цикл по командах диспетчера к=1, К
4) Перевірка попадання (і-1)-ї години доби між часом початку та кінця виконання попередньої команди диспетчера
поч кінц
t < 60 х (і-1) і 60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1) ком(к-1)
5) Якщо нерівність виконується, то
д д д кінц
Э = Э + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(і) бр(і) бр(і-1) ком(к-1)
кінц
(t - 60 х (і-1)) / 60
ком(к-1)
6) Перевірка наявності факту початку та завершення виконання (К-1)-ї команди диспетчера в і-й годині доби
поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і
ком(к-1)
і
кінц
60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1)
7) Якщо нерівність виконується, то
д д поч д
Э = Э + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(і) бр(і) ком(к-1) ком(к-1)
кінц поч
х (t - t ) / 60
ком(к-1) ком(к-1)
8) Перевірка попадання і-ї години доби між часом початку та кінця виконання (К-1)-ї команди диспетчера
поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і
ком(к-1)
і
кінц
t > 60 х і
ком(к-1)
9) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
д д поч д
Э = Э + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(і) бр(і) ком(к-1) бр(і)
поч
(60 х і - t ) / 60
ком(к-1)
10) Перевірка закінчення попередньої команди до початку розрахункового часу та початку К-ї команди в і-й годині доби
кінц поч
t > 60 х (і-1) і 60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1) ком(к)
11) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
д д д поч
Э = Э + Р х (t - 60 х (і-1)) / 60
бр(і) бр(і) бр(і-1) ком(к)
12) Перевірка закінчення виконання попередньої команди та початку виконання К-ї команди в і-й годині доби
кінц поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і і 60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1) ком(к)
13) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
д д кінц поч кінц
Э = Э + Р х (t - t ) / 60
бр(і) бр(и) ком(к-1) ком(к) ком(к-1)
14) Перевірка наявності факту кінця виконання попередньої команди диспетчера в і-й годині та початку виконання К-ї команди після завершення і-ї години
кінц поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і і t > 60 х і
ком(к-1) ком(к)
15) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
д д кінц кінц
Э = Э + Р х (60 х і - t )
бр(і) бр(і) ком(к-1) ком(к-1)
16) Перевірка початку виконання попередньої команди диспетчера до початку і-ї години та закінчення її виконання після завершення і-ї години або закінчення попередньої команди до початку і-ї години та початку К-ї команди після завершення і-ї години
поч кінц
t < 60 х (і-1) і t > 60 х і
ком(к-1) ком(к-1)
17) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
д д д д
Э = Э + 0,5 х (Р + Р )
бр(і) бр(і) бр(і) бр(і-1)
18) Перехід до пункту 3
19) Перехід до пункту 1
20) Перевірка факту закінчення часу виконання К-ї команди диспетчера до початку 24 години
поч кінц
t < 60 х 23 і t <= 60 х 23
ком(К) ком(к)
21) Якщо нерівність виконується, то
д кінц
Э = Р
бр(24) ком(к)
Перехід до пункту 30
22) Перевірка факту попадання 23 години між початком та кінцем виконання К-ї команди диспетчера
поч кінц
t <= 60 х 23 і 60 х 23 < t <= 60 х 24
ком(к) ком(к)
23) Якщо нерівність виконується, то
д д кінц кінц кінц
Э = (0,5 х (Р + Р ) х (t - 60 х 23) + Р х
бр(24) бр(23) ком(к) ком(к) ком(к)
кінц
х (60 х 24 - t )) / 60
ком(к)
Перехід до пункту 30
24) Перевірка факту початку та закінчення виконання К-ї команди диспетчера протягом 24 години
поч кінц
60 х 23 < t < 60 х 24 і 60 х 23 < t <= 60 х 24
ком(к) ком(к)
25) Якщо нерівність виконується, то
д кінц поч поч кінц
Э = (Р х (t - 60 х 23) + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(24) ком(к-1) ком(к) ком(к) ком(к)
кінц поч кінц кінц
х (t - t ) + Р х (60 х 24 - t )) / 60
ком(к) ком(к) ком(к) ком(к)
Перехід до пункту 30
26) Перевірка факту початку виконання К-ї команди диспетчера в 24 годині, а її кінця виконання в наступний розрахунковий день
поч кінц
60 х 23 <= t <= 60 х 24 і t > 60 х 24
ком(к) ком(к)
27) Якщо нерівність виконується, то
д кінц поч
Э = (Р х (t - 60 х 23) + 0,5 х
бр(24) ком(к-1) ком(к)
поч д поч
х (Р + Р ) х (60 х 24 - t )) / 60
ком(к) бр(24) ком(к)
Перехід до пункту 30
28) Перевірка факту початку виконання К-ї команди диспетчера до 23 години та кінця її виконання в наступний розрахунковий день
поч кінц
t <= 60 х 23 і t > 60 х 24
ком(к) ком(к)
29) Якщо нерівність виконується, то
д д д
Э = 0,5 х (Р + Р )
бр(24) бр(23) бр(24)
30) Після завершення циклу по годинах доби, кінець розрахунків
5. Алгоритм визначення погодинної величини ознаки наданої команди диспетчера
1) Цикл по годинах доби і=1,24
2) Цикл по командах диспетчера к=1, К
3) Перевірка наявності і-ї години доби в період між кінцем виконання попередньої команди диспетчера та початком виконання К-ї команди диспетчера
кінц поч
t <= 60 х і <= t
ком(к-1) ком(к)
4) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину ознаки наданої команди диспетчера на і-у годину доби
в д
Н = П
бр(і) ком(к-1)
Перехід до пункту 1
5) Перевірка наявності дії К-ї команди диспетчера в і-у години доби
поч кінц
t <= 60 х і <= t
ком(к) ком(к)
6) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину ознаки наданої команди диспетчера на і-у годину доби
в д
Н = П
бр(і) ком(к)
Перехід до пункту 1
7) Після завершення циклу по годинах доби та командах диспетчера, то перевірка завершення останньої команди (К) в розрахунковій добі
кінц
t <= 60 х 24
ком(к)
8) Якщо нерівність виконується, то
кінц д
Н = П
ком(к) ком(к)
9) Кінець розрахунків
6. Вихідна форма з програми "Диспетчерський журнал", що надається щоденно Розпоряднику системи розрахунків
Дані про зміни проти запланованих максимальної
(мінімальної) потужності, графіку заданого
навантаження та виробництва електроенергії блокам
ТЕС генеруючих компаній за ДД.ММ.РРРР
(Витяг з протоколу ведення диспетчерського журналу)
-----------------------------------------------------------
| Найменування | Години доби |
|(генеруюча компанія, |-------------------------------|
|електростанція, номер | 1 | 2 | ... | 25 |
| та код блоку) | | | | |
-----------------------------------------------------------
Назва генеруючої компанії
---------------------------
Назва електростанції
Б-(номер) Код блоку
max
Р
бр
min
Р
бр
д
Р
бр
д
Э
бр
в
Н
бр
----------------------------------------------------------
... .
Відповідальна особа ____________________ ____________________
(підпис) П.І.П.
де Рmaxбр - остання заявлена генеруючою компанією максимальна робоча потужність на і-ту годину доби;
Рminбр - остання заявлена генеруючою компанією мінімальна робоча потужність на і-ту годину доби;
Рдбр - задане диспетчером навантаження енергоблоку на і-ту годину доби (розраховується відповідно до розділу 3 цього додатку);
Эдбр - задане диспетчером виробництво електроенергії енергоблоку на і-ту годину доби (розраховується відповідно до розділу 4 цього додатку);
Нвбр - ознака наданої команди диспетчера на і-ту годину доби (розраховується відповідно до розділу 5 цього додатку).
Додаток В
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
Порядок
розрахунку цінових заявок
1. Розрахунок середньозваженої ціни умовного палива
1.1. Середньозважена ціна умовного палива на виробництво електричної енергії (Цупеб, грн./т.у.п.) розраховується за формулою:
нп e
Ц r
упе бк бк
Ц = S ( ------ х ----- ) ,
б к Q 100
К
бк
де:
к - вид натурального палива (вугілля, газ, мазут), підрядковий індекс;
Цнпбк - ціна натурального палива з урахуванням витрат на транспортування (без ПДВ), грн./т, грн./тис.куб.м;
КQбк - калорійний еквівалент переведення натурального палива в умовне;
rебк - відсоток використання умовного палива на виробництво електроенергії, %;
S - знак суми.
1.2. Середньозважена ціна умовного палива на пуск блоку (Цуппб , грн./т.у.п) розраховується за формулою:
нп п
Ц r
упп бк бк
Ц = S ( ------ х ----- ),
б к Q 100
К
бк
де:
rпбк - відсоток використання умовного палива на пуск блоку, %";
S - знак суми.
( Розділ 1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 884 від 05.07.2006 )
2. Розрахунок вартості пуску блоку
2.1. Для моноблоків розраховуються чотири вартості пусків блоку із відповідних теплових станів блоку - гарячого, двох напівпрохолодних та холодного (Цпб , грн.) за формулою:
п упп п
Ц = Ц х В ,
б б б
де Впб - витрати умовного палива на пуск моноблоку з відповідного теплового стану, т.у.п.
2.2. Для двокорпусних блоків розраховуються:
а) чотири вартості пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом із відповідних теплових станів (Цп1б, грн.) за формулою:
п1 упп п1
Ц = Ц х В ,
б б б
де Вп1б - витрати умовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом з відповідного теплового стану, т.у.п.;
б) вартість пуску (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом (Цп2б, грн.) за формулою:
п2 упп п2
Ц = Ц х В
б б б
де Вп2б - витрати умовного палива на пуск (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом, т.у.п.
2.3. Витрати умовного палива на пуск моноблоку (Впб), витрати умовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом (Вп1б) та витрати умовного палива на пуск (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом (Вп2б ) визначаються Виробниками згідно із затвердженими центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, енергетичними характеристиками обладнання блоків, які експлуатуються виробниками.
3. Розрахунок прирощених цін на відпущену електроенергію
3.1. Виробник здійснює вибір не менше двох та не більше чотирьох опорних точок потужностей блоку (корпусу) ( Рбх, МВт) за умови, що в усіх розрахункових періодах доби
pmin pmin
Р < = Р , де Р -
б1 бр бр
мінімальна заявлена робоча потужність блока.
3.2. Витрати умовного палива за годину роботи блоку (корпусу) на відповідних опорних точках потужності ( Вбх, кг/год) розраховуються за формулою:
п
В = Р х b ,
бх бх бх
де bпбх - прогнозовані питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію, г/кВт.год.
3.3. Прогнозні питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію (bnбх ) визначаються за формулою:
n вн сум
b = b + дельта b ,
бх бх бх
де:
bвнбх - вихідні нормативні питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію, що визначаються за кривою графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного типу блоку (корпусу), затвердженого центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, г/кВт.год;
дельта bсумбх - сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію, г/кВт.год. ( Пункт 3.3 додатку В в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275 від 30.12.2005 )
3.4. Сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію (дельта bсумбх ) визначається за формулою:
сум
дельта b = S Дb ,
бх j бхj
де S - знак суми
де дельта bбхj - j-та поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію щодо прогнозованих на наступну розрахункову добу умов роботи блока (корпуса), що відрізняються від умов, згідно з якими побудована крива графіку вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного типу блоку (корпусу), г/кВт.год.
3.5. Прирости витрат умовного палива на зміну потужності моноблоку (дельта Вбх, кг/МВт.год) розраховуються за формулою:
а) для першої опорної точки потужності (Рб1):
хх
В - В
б1 б
дельта В = -----------
б1 Р
б1
де Вххб - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.1.2 цього порядку, грн/год;
б) для інших опорних точок потужностей блоку ( Рбх ):
В - В
бх бх-1
дельта В = --------------.
бх Р - Р
бх бх-1
3.6. Прирости витрат умовного палива на зміну потужності двокорпусного блоку ( дельта Вбх ) розраховуються за формулою:
а) для першої опорної точки потужності (Рб1 ):
хх1
В - В
б1 б
дельта В = -----------;
б1 Р
б1
б) для другої опорної точки потужності (Pб2 ):
В - В
б2 б1
ДВ = ---------- ;
б2 Р - Р
б2 б1
( Підпункт "б" пункту 3.6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1193 від 10.12.2004 )
в) для третьої опорної точки потужності (Pб3 ):
хх2
В - В
б3 б
дельта В = ----------- ;
б3 Р
б3
г) для четвертої опорної точки потужності (Рб4 ):
В - В
б4 б3
ДВ = ------------ ;
б4 Р - Р
б4 б3
де Вхх1б та Вхх2б - витрати умовного палива за годину роботи двокорпусного блоку в однокорпусному та двокорпусному режимі на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.2.2 цього порядку, грн/год. ( Підпункт "г" пункту 3.6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1193 від 10.12.2004 )
3.7. Якщо в результаті розрахунку не виконується умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива на зміну потужності, Виробник вибирає інші опорні точки потужності блоку (корпусу), для яких здійснює перерахунок приростів витрат умовного палива на зміну потужності.
Для двокорпусних блоків умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива між другою та третьою опорними точками потужності може не виконуватись у випадку, коли перша і друга опорні точки потужності відповідають роботі двокорпусного блоку в однокорпусному режимі, а третя і четверта опорні точки потужності - роботі блоку в двокорпусному режимі. Цей розрив має відповідати нормативним характеристикам конкретного тепломеханічного обладнання.
3.8. Для вибраних опорних точок потужності, для яких виконується умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива на зміну потужності, розраховуються прирощені ціни блоку (корпусу) (Цзбх, грн./МВт.год) за формулою:
з упе
Ц = Ц х ДВ /1000.
бх б бх
4. Розрахунок ціни холостого ходу блоку
4.1. Розрахунок ціни холостого ходу для моноблоків
4.1.1. Ціна холостого ходу для моноблоків (Цххб, грн./год) розраховується за формулою:
хх упе хх
Ц = Ц х В /100.
б б б
4.1.2. Витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на холостому ході (Вххб ) визначаються за такими правилами:
а) якщо в розрахункові періоди, що знаходяться в інтервалі End < = р < = Start, виконуються умови
pmax pmin
(P - Р
бр бр нmin min
---------------- > = 0,5 та Р > P > 0,
pmax б б
P
бр
min min
(В - В
хх min б(+дельта) б min хх
то В = В - ------------------ х Р х К ,
б б дельта Р б
б
де:
Рнminб - технічний мінімум навантаження моноблоку, МВт;
Ррmaxбр - максимальна заявлена робоча потужність блока, МВт;
Рminб - мінімальна робоча потужність, яка в усіх випадках більше нуля та визначаєтьсяяк мінімальна із мінімальних заявлених робочих потужностей блоку
(Ррminб ) в розрахункових періодах, що знаходяться в інтервалі End < = p < = Start, за формулою:
min pmin
P = min (P );
б бр
Pminб(+дельта) - опорна точка потужності, наступна після мінімальної робочої потужності моноблока визначається за формулою:
min min
P = P + дельта P ;
б(+дельта) б б
дельта Pб - приріст потужності, МВт;
Bminб - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на мінімальній робочій потужності (Pminб ), кг/год;
Bminб(+ дельта) - витрата умовного палива за годину роботи моноблоку на опорній точці потужності, наступній після мінімальної робочої потужності (Pminб(+дельта)), кг/год;
Кхх - коригуючий коефіцієнт холостого ходу, Кхх = 0,9; ( Підпункт "а" пункту 4.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1193 від 10.12.2004 )
б) в інших випадках:
нmin нmin
(В - В )
хх нmin б(+дельта) б нmin хх
В = В - ---------------------- х Р х К ,
б б дельта Р б
б
де:
Рнminб(+дельта) - опорна точка потужності, наступна після мінімуму моноблоку, визначається за формулою:
нmin нmin
Р = Р + дельта Р ;
б(+дельта) б б
Bнminб - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на технічному мінімумі навантаження (Рнminб ), кг/год;
Внminб(+дельта) - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму навантаження (Рнminб(+дельта)), кг/год.
4.2. Розрахунок ціни холостого ходу для двокорпусних блоків
4.2.1. Ціна холостого ходу для двокорпусних блоків розраховується за формулою:
а) для однокорпусного режиму роботи блоку:
хх1 упе хх1
Ц = Ц х В /1000,
б б б
де Вхх1б - витрати умовного палива за годину роботи блоку на холостому ході в однокорпусному режимі, кг/год;
б) для двокорпусного режиму роботи блоку:
хх2 упе хх2
Ц = Ц х В /1000,
б б б
де Вхх2б - витрати умовного палива за годину роботи блоку на холостому ході в двокорпусному режимі, кг/год.
4.2.2. Витрати умовного палива за годину роботи двокорпусного блоку на холостому ході розраховуються за формулою:
а) для однокорпусного режиму роботи блоку:
нmin1 нmin1
( В - В )
хх1 нmin1 б(+дельта) б нmin1 хх
В = В - ------------------------- х Р х К ,
б б дельта Р б
б
де:
Рнmin1б - технічний мінімум навантаження першого корпусу, МВт;
Рнminб(+дельта) - опорна точка потужності, наступна після технічного мінімуму навантаження першого корпусу, визначається за формулою:
нmin нmin
Р = Р + дельта Р ;
б(+дельта) б б
Внminб - витрати умовного палива за годину роботи блоку на технічному мінімумі навантаження першого корпусу (Рнmin1б), кг/год;
Внminб(+дельта) - витрати умовного палива за годину роботи блоку на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму навантаження першого корпусу (Рнmin1б(+дельта)), кг/год;
б) для двокорпусного режиму роботи блоку:
нmin2 нmin2
(В - В
хх2 нmin2 б(+дельта) б нmin2 хх
В = В - ----------------------- х Р х К ,
б б дельта Р б
б
де:
Рнmin2б - технічний мінімум навантаження двокорпусного блоку, МВт;
Рнmin2б(+дельта) - опорна точка потужності, наступна після технічного мінімуму навантаження двокорпусного блоку, визначається за формулою:
нmin2 нmin
Р = Р + дельта Р ;
б(+дельта) б б
Внmin2б - витрати умовного палива за годину роботи блоку на технічному мінімумі навантаження двокорпусного блоку (Рнmin2б ), кг/год;
Внmin2б(+дельта) - витрати умовного палива за годину роботи блоку на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму навантаження двокорпусного блоку (Рнmin2б(+дельта)), кг/год.
4.3. Визначення приросту потужності
4.3.1. Приріст потужності (дельта Рб) визначається за такими правилами:
дельта Рб = 5 МВт - для моноблоків РУб < = 210 МВт та однокорпусного режиму двокорпусних блоків 210 < РУб < = 325 МВт;
дельта Pб = 5 МВт - для двокорпусного та однокорпусного режиму роботи двокорпусного блоку 100 МВт;
дельта Рб = 10 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму блоків 210 < РУб < = 325 МВт;
дельта Рб = 15 МВт - для однокорпусного режиму двокорпусного блоку 325 < РУб < = 800 МВт;
дельта Рб = 20 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму двокорпусних блоків 325 < РУб < = 800 МВт,
де PУб - встановлена потужність блоку, МВт.
( Пункт 4.3.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006 )
4.4. Встановлення технічного мінімуму навантаження блоку (корпусу)
4.4.1. Технічний мінімум навантаження моноблоку (Рнminб ), двокорпусного блоку ( Рнminб) та першого корпусу двокорпусного блоку (Рнmin1б) та встановлюється згідно з узгодженим рішенням технічних керівників виробника на підставі даних заводів-виробників устаткування, умов і режимів роботи, зазначених в інструкції з експлуатації, та доведений до відома диспетчерського центру.
( Правила доповнено Додатком В згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )
Додаток Г
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
Мінімально допустимий склад
обладнання електростанцій, що входять до складу
виробників, які працюють за ціновими заявками
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| N | Назва виробника | Варіанти | Мінімально допустима кількість блоків з мінімальним навантаженням, що мають знаходитись в роботі для |
|з/п| та станції, яка | включення | забезпечення надійної роботи станції, в залежності від середньодобової температури зовнішнього повітря |
| | входить до його | обладнання |------------------------------------------------------------------------------------------------------------|
| | складу | |t.>=10 град С |10 град С > |5 град С > |0 град С > |-5град С > t.>=|-10град С > t>= | t < -15 град С |
| | | | |t.>=5 град С |t >=0 град С |t.>= -5град С| -10град С | -15град С | |
| | |----------------+--------------+--------------+-------------+-------------+---------------+----------------+-----------------|
| | | N |N блоків|кіль- |мініма-|кіль- |мініма-|кіль-|мініма-|кіль-|мініма-|кіль-|мінімаль-|кіль- |мінімаль-|кількіс|мінімаль-|
| | |варіант| |кість |лььне |кість | льне |кість| льне |кість| льне |кість| не |кість | не | ть | не |
| | | у | |блоків|наван- |блоків|наван- |бло- |наван- |бло- |наван- |бло- |наванта- |блоків|наванта- |блоків |наванта- |
| | | | | |таження| |таження|ків |таження|ків |таження|ків | ження | | ження | | ження |
| | | | | |блоку, | |блоку, | |блоку, | |блоку, | | блоку, | | блоку, | | блоку, |
| | | | | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
| 2 |Слов'янська ТЕС |варіант| 7 | 0,5 | 300 | 0,5 | 300 | 0,5 | 300 | 1 | 580 | 1 | 580 | 1 | 580 | 1 | 580 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|3 |Старобешівська |варіант| 4-13 | 4 | 140 | 4 | 140 | 2 | 150 | 3 | 140 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 160 |
| |ТЕС |1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|4 |Запорізька ТЕС |варіант| 1-4 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 230 | 3 | 250 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|5 | | | 5-7 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|6 | |варіант| 1-4 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 200 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 280 |
| | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|7 | | | 5-7 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 540 | 1 | 600 | 1 | 650 | 1 | 720 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|8 |Криворізька ТЕС |варіант| 1-10 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 235 | 3 | 225 | 3 | 230 | 3 | 250 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|9 |Придніпровська |варіант| 7-10 | 1 | 105 | 2 | 105 | 2 | 110 | 2 | 120 | 3 | 105 | 3 | 130 | 3 | 135 |
| |ТЕС | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|10 | | | 11-14 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 230 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 275 |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|11 | |варіант| 7-10 | 2 | 105 | 2 | 105 | 2 | 110 | 2 | 120 | 3 | 105 | 3 | 130 | 3 | 135 |
| | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|12 | | | 11-14 | - | - | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 230 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 275 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|13 |Бурштинська ТЕС |варіант| 1-12 | 2 | 130 | 2 | 160 | 3 | 130 | 3 | 130 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 170 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|14 |Добротвірська ТЕС|варіант| 4-6 | 2 | 80+50 | 2 | 80+70 | 1 | 70 | 1 | 80 | 2 | 80+50 | 2 | 80+70 | 2 | 80+80 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|15 | | | 7,8 | - | - | - | - | 1 | 110 | 1 | 110 | 1 | 110 | 1 | 120 | 1 | 130 |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|16 | |варіант| 4-6 | 1 | 50 | 1 | 50 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|17 | | | 7,8 | 1 | 105 | 1 | 105 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|18 |Ладижинська ТЕС |варіант| 1-6 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 225 | 3 | 250 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|19 |Вуглегірська ТЕС |варіант| 1-4 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 230 | 3 | 250 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|20 | | | 5-7 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|21 | |варіант| 1-4 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 200 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 280 |
| | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|22 | | | 5-7 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 540 | 1 | 600 | 1 | 650 | 1 | 720 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|23 |Зміївська ТЕС |варіант| 1-6 | 1 | 140 | 1 | 140 | 2 | 140 | 2 | 140 | 2 | 150 | 2 | 150 | 2 | 160 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|24 | | | 7-10 | 1 | 210 | 1 | 210 | 1 | 210 | 1 | 210 | 1 | 230 | 1 | 250 | 1 | 270 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|25 |Трипільська ТЕС |варіант| 1-4 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|26 | | | 5,6 | 2 | 190 | 2 | 245 | 2 | 275 | - | - | - | - | - | - | - | - |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|27 | |варіант| 1-4 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 230 | 1 | 245 | 1 | 275 | 2 | 240 | 2 | 250 |
| | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|28 | | | 5,6 | 1 | 140 | 1 | 150 | 1 | 150 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 220 | 1 | 240 |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|29 | |варіант| 1-4 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 235 | 2 | 250 | 3 | 225 | 3 | 245 |
| | | 3 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|30 | | | 5,6 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|31 |Зуївська ТЕС |варіант| 1-4 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 225 | 3 | 250 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|32 |Курахівська ТЕС |варіант| 3-9 | 2 | 140 | 2 | 140 | 2 | 140 | 3 | 140 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 165 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|33 |Луганська ТЕС |варіант| 9-11, | 2 | 140 | 2 | 140 | 2 | 150 | 3 | 140 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 165 |
| | | 1 | 13-15 | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|34 |Харківська ТЕЦ-5 |варіант| 1,2 | 2 | 50 | 2 | 70 | 1 | 50 | 1 | 70 | 1 | 90 | 1 | 90 | 1 | 100 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|35 | | | 3 | - | - | - | - | 1 | 140 | 1 | 150 | 1 | 170 | 1 | 210 | 1 | 230 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|36 |Миронівська ТЕС |варіант| 5 | 0,5 | 42 | 0,5 | 42 | 0,5 | 40 | 0,5 | 40 | 0,5 | 40 | 0,5 | 40 | 0,5 | 40 |
| | |1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|37 |Київська ТЕЦ-5 |варіант| 1.2 | 1 | 65 | 2 | 80 | 2 | 100 | 2 | 100 | 1 | 100 | 2 | 100 | 2 | 100 |
| | |1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|38 | | | 3.4 | 1 | 170 | 1 | 190 | 1 | 200 | 1 | 250 | 2 | 250 | 2 | 250 | 2 | 250 |
| | | | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|39 |Київська ТЕЦ-6 |варіант| 1.2 | 1 | 150 | 2 | 150 | 2 | 170 | 2 | 180 | 2 | 200 | 2 | 210 | 2 | 230 |
| | |1 | | | | | | | | | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
( Правила доповнено Додатком Г згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 137 від 31.01.2006, N 240 від 23.02.2006, N 532 від 21.04.2006, N 1605 від 06.12.2006, N 107 від 26.01.2007 )
Додаток Д
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
Порядок
роботи виробників, які працюють за ціновими
заявками, при необхідності забезпечення
незнижуваних запасів вугілля на складах
електростанцій
1. Дія Порядку роботи Виробників, які працюють за ціновими заявками, при необхідності забезпечення незнижуваних запасів вугілля на складах електростанцій (далі - Порядок) не поширюється на газо-мазутні блоки.
2. Основні принципи формування цінових заявок Виробниками
2.1. Цінові заявки формуються Виробниками та надаються Розпоряднику системи розрахунків на все роботоспроможне обладнання відповідно до Правил та пункту 2.2 Порядку на період його дії згідно з пунктом 5.7.9 Правил.
2.2. Якщо фактичні запаси вугілля на складі електростанції нижчі від запасів вугілля, визначених у розділі 4 Порядку, то Виробник зобов'язаний у цінових заявках встановити блокам цієї електростанції ознаку знаходження поза резервом за відсутністю палива (ОТб ), крім блоків, що забезпечують мінімально допустимий склад обладнання згідно з додатком Г Правил. Допускається відхилення фактичних запасів вугілля від рівня незнижуваних запасів вугілля не більше ніж на 3%, але не довше ніж дві доби поспіль.
3. Особливості вибору складу працюючих енергоблоків Виробників
3.1. Розпорядник системи розрахунків проводить щоденний моніторинг фактичних запасів вугілля на складі електростанції, які надаються Виробниками в щоденній оперативній інформації до Диспетчерського центру (макет 001 "Паливо") станом на 8:30 доби, що передує розрахунковій, на їх відповідність незнижуваним запасам вугілля на електростанціях, визначених у розділі 4 Порядку.
3.2. Вибір складу обладнання в роботу та резерв здійснюється Розпорядником системи розрахунків відповідно до пунктів 5.7.1-5.7.8 Правил з урахуванням пункту 3.4 Порядку.
3.3. Енергоблокам, по яких цінові заявки в частині встановлення ознаки знаходження поза резервом за відсутністю палива подані з порушенням вимог пункту 2.2 Порядку, Розпорядник системи розрахунків самостійно встановлює ознаку знаходження блока поза резервом за відсутністю палива.
3.4. У разі, якщо вибраного складу обладнання недостатньо для забезпечення прогнозу необхідного покриття, Розпорядник системи розрахунків додатково включає до заданого графіка навантаження по одному енергоблоку на кожній електростанції з блоків, яким встановлена ознака знаходження поза резервом за відсутністю палива, в порядку першочергового включення блоків електростанції з найменшим відхиленням фактичних запасів вугілля на складі електростанції від визначених у розділі 4 Порядку. За таким принципом Розпорядник системи розрахунків здійснює вибір складу обладнання до забезпечення необхідного покриття.
4. Незнижувані запаси вугілля на складах електростанцій виробників, які працюють за ціновими заявками
------------------------------------------------------------------
| Виробник / електростанція |Запаси палива, тис. |
| | т |
|----------------------------------------------------------------|
| ВАТ "Донбасенерго" |
|----------------------------------------------------------------|
|Старобешівська ТЕС | 60 |
|-------------------------------------------+--------------------|
|Слов'янська ТЕС | 60 |
|----------------------------------------------------------------|
| ВАТ "Дніпроенерго" |
|----------------------------------------------------------------|
|Запорізька ТЕС | 60 |
|-------------------------------------------+--------------------|
|Криворізька ТЕС | 60 |
|-------------------------------------------+--------------------|
|Придніпровська ТЕС | 60 |
|----------------------------------------------------------------|
| ВАТ "Центренерго" |
|----------------------------------------------------------------|
|Вуглегірська ТЕС | 60 |
|-------------------------------------------+--------------------|
|Зміївська ТЕС | 70 |
|-------------------------------------------+--------------------|
|Трипільська ТЕС | 60 |
|----------------------------------------------------------------|
| ВАТ "Західенерго" |
|----------------------------------------------------------------|
|Бурштинська ТЕС | 60 |
|-------------------------------------------+--------------------|
|Добротвірська ТЕС | 20 |
|-------------------------------------------+--------------------|
|Ладижинська ТЕС | 60 |
|----------------------------------------------------------------|
| ТОВ "Східенерго" |
|----------------------------------------------------------------|
|Зуївська ТЕС | 60 |
|-------------------------------------------+--------------------|
|Курахівська ТЕС | 60 |
|-------------------------------------------+--------------------|
|Луганська ТЕС | 60 |
------------------------------------------------------------------
( Правила доповнено Додатком Д згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1600 від 01.12.2006 )