НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
П О С Т А Н О В А
12.09.2003 N 921
Про затвердження Правил Оптового ринку електричноїенергії України в редакції, затвердженій Радою
ринку від 4 вересня 2003 р.
{ Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національноїкомісії регулювання електроенергетики N 1049 ( v1049227-03 ) від 17.10.2003 N 1485 ( v1485227-03 ) від 31.12.2003 N 19 ( v0019227-04 ) від 14.01.2004 N 258 ( v0258227-04 ) від 19.03.2004 N 699 ( v0699227-04 ) від 02.07.2004 N 972 ( v0972227-04 ) від 30.09.2004 N 1058 ( v1058227-04 ) від 29.10.2004 N 1081 ( v1081227-04 ) від 08.11.2004 N 1193 ( v1193227-04 ) від 10.12.2004 N 1279 ( v1279227-04 ) від 30.12.2004 N 60 ( v0060227-05 ) від 31.01.2005 N 179 ( v0179227-05 ) від 22.03.2005 N 372 ( v0372227-05 ) від 24.05.2005 N 414 ( v0414227-05 ) від 01.06.2005 N 440 ( v0440227-05 ) від 15.06.2005 N 612 ( v0612227-05 ) від 04.08.2005 N 681 ( v0681227-05 ) від 17.08.2005 N 742 ( v0742227-05 ) від 30.08.2005 N 743 ( v0743227-05 ) від 30.08.2005 N 1098 ( v1098227-05 ) від 02.12.2005 N 1099 ( v1099227-05 ) від 02.12.2005 N 1275 ( v1275227-05 ) від 30.12.2005 N 18 ( v0018227-06 ) від 16.01.2006 N 136 ( v0136227-06 ) від 31.01.2006 N 137 ( v0137227-06 ) від 31.01.2006 N 155 ( v0155227-06 ) від 06.02.2006 N 186 ( v0186227-06 ) від 17.02.2006 N 187 ( v0187227-06 ) від 17.02.2006 N 240 ( v0240227-06 ) від 23.02.2006 N 532 ( v0532227-06 ) від 21.04.2006 N 554 ( v0554227-06 ) від 28.04.2006 N 560 ( v0560227-06 ) від 04.05.2006 N 884 ( v0884227-06 ) від 05.07.2006 N 1013 ( v1013227-06 ) від 28.07.2006 N 1313 ( v1313227-06 ) від 06.10.2006 N 1458 ( v1458227-06 ) від 10.11.2006 N 1459 ( v1459227-06 ) від 10.11.2006 N 1600 ( v1600227-06 ) від 01.12.2006 N 1605 ( v1605227-06 ) від 06.12.2006 N 16 ( v0016227-07 ) від 15.01.2007 N 107 ( v0107227-07 ) від 26.01.2007 N 112 ( v0112227-07 ) від 27.01.2007 }
Відповідно до Закону України "Про електроенергетику"
( 575/97-ВР ), Указу Президента України від 21 квітня 1998 року
N 335 ( 335/98 ) "Питання Національної комісії регулювання
електроенергетики України", Договору між Членами Оптового ринку
електричної енергії України ( n0001227-96 ) Національна комісія
регулювання електроенергетики України П О С Т А Н О В Л Я Є:
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 тамн мн аксимальну ціну за маневреність (К , К );
мін мах
пз егулюючого коефіцієнта (К );
рм ціни 1 МВт оперативного резерву другої групи (Ц );
(2)
рм ціни 1 МВт резерву потужності третьої групи (Ц ).
(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 ( va047227-97 ) "Про затвердження Правил Оптового ринку
електричної енергії України" такою, що втратила чинність.
В.о. Голови Комісії Ю.Кияшко
ЗАТВЕРДЖЕНОПостанова НКРЕ
12.09.2003 N 921
Протокол Ради Оптового ринку
електричної енергії України
до Договору між Членами
Оптового ринку електричної
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 ( n0001227-96 ) (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 ( n0001227-96 ) та іншими Узгодженими
порядками. Пункт 1.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами
Національна комісія регулювання електроенергетики N 179
( v0179227-05 ) від 22.03.2005, N 681 ( v0681227-05 ) від
17.08.2005, N 742 ( v0742227-05 ) від 30.08.2005 )
1.2. Загальні положення 1.2.1. Ці Правила є невід'ємною частиною Договору
( n0001227-96 ) 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 ( n0001227-96 ), Інструкцією про порядок використання
коштів Оптового ринку електричної енергії України (додаток 4 до
Договору), Інструкцією про порядок комерційного обліку електричної
енергії ( va349227-98 ) (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 ( n0001227-96 ); д) дата виходу Члена ринку з Договору ( n0001227-96 ). 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;у е) встановлена потужність блока (Р , МВт);
б
м ж) максимальна потужність блока (Р , МВт);
б нmin з) технічний мінімум навантаження блока (Р , МВт);
о б і) корисний відпуск блока (Р , %), у відсотках від
ф б актичного виробітку блока Э ;
б 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 корпусупуск вокорпусного блока) (Т , год), регламентна тривалість
б ідготовчих робіт до підключення другого корпусу двокорпусного
підкл лока при роботі блока в однокорпусному режимі (Т , год), а
б акож 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 ( v0018227-06 ) від 16.01.2006 )
( Підпункт "о" вилучено на підставі Постанови Національної
комісії регулювання електроенергетики N 681 ( v0681227-05 ) 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 ( v1081227-04 ) 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
( v1081227-04 ) 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 ( v1275227-05 ) від
30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної
комісії регулювання електроенергетики N 884 ( v0884227-06 ) 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;у д) встановлена потужність електростанції (Р , МВт);
о с е) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
с
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 генераторномус е) максимальна потужність електростанції в моторному режимі
ммр Р , МВт);
с ож) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
с
с з) коефіцієнт корисної дії електростанції. Підрозділ 2.1 доповнено пунктом 2.1.4 згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313
( v1313227-06 ) 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;м е) максимальна потужність блока (Р , МВт);
б нmin ж) технічний мінімум навантаження блока (Р , МВт);
о б з) корисний відпуск блока (Р , %), у відсотках від
б 2.1.6. Дані, які повинні надавати вітрові електростанції: а) найменування електростанції; б) точки обліку електричної енергії; в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії; г) межа балансової належності;у д) встановлена потужність електростанції (Р , МВт);
о с е) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
с 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;вн е) пропускна здатність зовнішнього перетока (Р , МВт).
і 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 ( v1081227-04 ) 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 відпущеназ оптовий ринок (Ц , грн/МВт х год, не більш, як з двома знаками
бх ісля коми), та відповідні їм опорні потужності блока (Р , МВт),
бх кі визначають ті рівні генерації, при яких відповідні заявлені
ціни можуть бути застосовані, в тому числі для двокорпусних блоківрmin а корпусів двокорпусних блоків. У всіх випадках Р б1 бр
п б) чотири вартості пуску блока з резерву (Ц ), які
б ідображають тепловий стан блока (холодний, два напівпрохолодних,
гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартостіп1 усків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Ц ) та вартість
п2 б уску (підключення) другого корпусу котла (Ц ) для вказаних вище
б танів. Вартості пуску відображаються цілими числами, грн;
хх в) ціну холостого ходу блока (Ц ), в тому числі для
б вокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для
хх1 днокорпусного режиму роботи (Ц ) та ціна холостого ходу блока
б хх2 ля двокорпусного режиму роботи (Ц ), які відображаються цілими
г) для кожного розрахункового періоду наступної доби
рmax аксимальну робочу потужність (Р ) та мінімальну робочу
бр 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 (М = 1) або неманеврений (М = 0) для кожногобр бр озрахункового 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 (ОВ = 1) - обов'язковогобр ключення 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 (ОВ = 0). Блоки, які декларують ознаку обов'язковоїбр pmax pmin
роботи (ОВ = 1), працюють по заявленому графіку (Р = Р ),бр бр бр огодженому з Диспетчерським центром та Розпорядником системи
розрахунків;
( Підпункт "з" пункту 3.1.2 із змінами, внесеними згідно з
Постановою НКРЕ N 440 ( v0440227-05 ) від 15.06.2005 ) і) ознаку знаходження блока поза резервом за відсутністю
палива ОТ = 1. В іншому випадку ознака не декларується (ОТ = 0);б б 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 ( v1081227-04 ) 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 ( v1081227-04 ) 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 (ОР = 1). У іншому випадку ознака наб лоці (корпусі) не декларується (ОР = 0);
б Підпункт 3.1.2 доповнено підпунктом "м" згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 681
( v0681227-05 ) 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 (ОБ = 1). У іншому випадку ознака наб
блоці не декларується (ОБ = 0).б Підпункт 3.1.2 доповнено підпунктом "н" згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 137
( v0137227-06 ) 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 ВР = 1. Усім іншим блокам встановлюєтьсябр б) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі
CENTREL - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі
CENTREL ВС = 1. Усім іншим блокам встановлюється ознакав) 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 ( v0699227-04 ) 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 ( v0681227-05 ) 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
( v1081227-04 ) від 08.11.2004, в редакції Постанови Національної
комісії регулювання електроенергетики N 1275 ( v1275227-05 ) від
30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440
( v0440227-05 ) від 15.06.2005; дію пункту 3.1.5 відновлено в
редакції Постанови Національної комісії регулювання
електроенергетики N 1275 ( v1275227-05 ) 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 питомупит(к) артість ( C , грн./МВт) згідно з умовами, передбаченими
б ідпунктом "а" пункту 5.7.1.
( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.6 згідно з Постановами
Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081
( v1081227-04 ) від 08.11.2004, із змінами, внесеними згідно з
Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики
N 1275 ( v1275227-05 ) від 30.12.2005, із змінами, внесеними
згідно з Постановою НКРЕ N 440 ( v0440227-05 ) від 15.06.2005; дію
пункту 3.1.6 відновлено із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275
( v1275227-05 ) від 30.12.2005 ) 3.1.7. Розпорядник системи розрахунків проводить оцінку
обґрунтованості наданих Виробниками цінових заявок:пит(к) пит а) якщо С > С х (1+дельта С), то блоку встановлюється
б б нзц знака необґрунтованого заниження рівня цінових заявок Н = 1.
б
б
пит(к) пит б) якщо С < С х (1-дельта С), то блоку встановлюється
б б нвц знака необґрунтованого завищення рівня цінових заявок Н = 1,
б де дельта С - допустиме відхилення рівня цінових заявок, що
затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ.б
( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.7 згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081
( v1081227-04 ) від 08.11.2004, в редакції Постанови Національної
комісії регулювання електроенергетики N 1275 ( v1275227-05 ) від
30.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440
( v0440227-05 ) від 15.06.2005; дію пункту 3.1.7 відновлено в
редакції Постанови Національної комісії регулювання
електроенергетики N 1275 ( v1275227-05 ) від 30.12.2005 )
( Пункт 3.1.8 підрозділу 3.1 вилучено на підставі Постанови
Національної комісії регулювання електроенергетики N 1275
( v1275227-05 ) 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 періодурmax аступної доби максимальну (Р б(с)р, МВт) та мінімальну робочу
pmin отужність (Р б(с)p, МВт).
3.3. Процедури, загальні для заявок всіх Виробників 3.3.1. Для кожного розрахункового періоду наступної добирmax
максимальна заявлена робоча потужність для кожного блока (Р )м бр е повинна перевищувати максимальну потужність блока (Р ), а
б акож має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочуpmin отужність (Р ). Заявлена максимальна робоча потужність блока
бр години нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену
максимальну робочу потужність блока в години максимального
навантаження. pmin 3.3.2. Мінімальна робоча потужність (Р ) кожного блокабр е повинна перевищувати максимальну заявлену робочу потужність
рmax лока (Р ), але може бути нижчою за технічний мінімум
бр нmin авантаження блока (Р ), якщо це значення відображає фактичні
б ожливості 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
( v0681227-05 ) 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 станціїpmin овинна відповідати умові Р ср Підрозділ 3.3 доповнено пунктом 3.3.4 згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313
( v1313227-06 ) 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 таиэ кспорту електричної енергії (Р , Мвт) на кожний розрахунковий
період наступної доби. ір
3.5. Заявки Постачальників 3.5.1. Щодня не пізніше 09-00 Місцеві постачальники повинні
надавати Розпоряднику системи розрахунків прогноз споживанняэп лектричної енергії (Р , МВт) на кожний розрахунковий період
пр аступної 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 ( v1458227-06 )
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 розрахунковогопт еріоду наступної доби (Р , МВт), враховуючи при цьому:
р а) дані електроспоживання в попередні періоди; б) прогноз метеорологічних умов на наступну добу; в) поточні та ретроспективні погодні умови;
эп г) прогноз споживання (Р , МВт) на кожний розрахунковий
пр еріод 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 ( v1313227-06 ) 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 системииэ озрахунків здійснює прогнозування міждержавних перетоків (Р ,
ір Вт) 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 прогнозпкп еобхідного покриття (Р , МВт) відповідно до наступного правила:
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 ( v1313227-06 ) 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 наступноїг оби (Р , МВт), погоджує його з Диспетчерським центром та надає
бр ого 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 максимальнійпит аявленій робочій потужності (С ) за такими правилами:
б
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;
max
Э - заявлений максимальний обсяг виробітку блока в бр озрахунковий період, який визначається за такою формулою:
рmax рmaxР + Р
max б(р-1) бр РП
Э = ----------------- х Т ; бр 2
миз Ц - розрахункова прирощена ціна блока, яка визначається бр ля розрахункового періоду максимального покриття відповідно до
таких правил:max миз з якщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
б1 бр бр б1
max мизякщо Р 1 бр б2 бр
з з іж Ц і Ц ;б1 б2
для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц і
max
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э б2 бр
миз з max миз з = Ц ; якщо 45 < Э бр б2 бр б3 бр б3
maxдля двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р б2 бр
миз з max миз з = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
maxдля двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р б2 бр
миз з max миз з = Ц ; якщо 370 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
max мизякщо Р б3 бр б4 бр
з з іж Ц і Ц ;якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4
ххр Ц - розрахункова ціна холостого хода блока, яка бр изначається відповідно до таких правил:якщо Э > 0, то:
бр
ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0 < Э бр
ххр хх1 max ххр хх2 = Ц ; якщо Э > 45, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
maxдля двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э бр
ххр хх1 max ххр хх2 = Ц ; якщо Э > 150, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
maxдля двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э бр
ххр хх1 max ххр хх2 = 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
( v0699227-04 ) від 02.07.2004; в редакції Постанови НКРЕ N 440
( v0440227-05 ) від 15.06.2005; із змінами, внесеними згідно з
Постановою НКРЕ N 1099 ( v1099227-05 ) від 02.12.2005; в редакції
Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики
N 1275 ( v1275227-05 ) від 30.12.2005; із змінами, внесеними
згідно з Постановами НКРЕ N 137 ( v0137227-06 ) від 31.01.2006,
N 1459 ( v1459227-06 ) 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
( v1275227-05 ) 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 максимальнунес
max (P ) еличину несумісної потужності за добу ( р р ) 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 ОР = 1 та вибрані доб кладу 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 однотипних блоків;
нес
max (P ) якщо 0< p p 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 ОР = 1 або блоківб цією ознакою не вистачає, Розпорядник системи розрахунків
повинен виключити із складу вибраного обладнання блоки, що
заявлені за ознакою ОР = 0 та вибрані до складу обладнання наб
розрахунковий період максимального покриття, у порядку, який
використовується для виключення блоків, що заявлені з ознакою
ОР = 1.
бНа 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 ( v0699227-04 ) від 02.07.2004; в редакції
Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681
( v0681227-05 ) від 17.08.2005, із змінами, внесеними згідно з
Постановою НКРЕ N 532 ( v0532227-06 ) 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 (ОВ = 1) незалежно відбр еличини цінових пропозицій, наданих Виробником;
( Підпункт "в" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з
Постановами НКРЕ N 258 ( v0258227-04 ) від 19.03.2004, N 440
( v0440227-05 ) 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
(ОБ = 1), та відповідно до пропозицій Виробників щодо маневреності
б локів за ознакою пуску/зупинки М = 1. У разі недостатньоїбр ількості маневрених блоків з ознакою пуску/зупинки М = 1 для
бр абезпечення 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 вказанур о знаку з відповідними технічними параметрами Т , Т (за
б б араметрами 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 М = 1. Якщо вказанібр ії 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 ( v0681227-05 ) від 17.08.2005, в редакції Постанови
Національної комісії регулювання електроенергетики N 137
( v0137227-06 ) 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 ( v0699227-04 ) 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
ОТ = 1.
б5.7.3. Розпорядник системи розрахунків для кожного
розрахункового періоду наступної доби, крім розрахункового періоду
максимального покриття, уточнює прогноз необхідного покриття
пк Р , МВт) з урахуванням заданих графіків навантажень для
р ідроакумулюючих станцій відповідно до наступного правила:
пк пкп мрР = Р + S Р ,
р р с ср
де S - знак суми; мр Р - потужність гідроакумулюючої станції в моторному режимі, ср ка визначається за такими правилами:а) у розрахункових періодах, у яких гідроакумулююча станція
мр pmin рацює 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
( v1313227-06 ) 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 М = 1, убр орядку 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 пS (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 п2S (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 п1S (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 хх1S (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
де Ц - прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна
бх рmin лока для заявленого мінімального навантаження Р в
бр озрахунковий період мінімального покриття, грн/МВт.год.
S - знак суми. Підпункт 4 пункту із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 560 ( v0560227-06 ) від 04.05.2006 } ( Пункт 5.7.3 в редакції
Постанови НКРЕ N 1099 ( v1099227-05 ) 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 М = 1 за ознакоюбр р о уску/зупинки з відповідними технічними параметрами Т , Т .
б б Пункт 5.7.5 із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 1313
( v1313227-06 ) 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
( v1313227-06 ) 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
( v0112227-07 ) 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 ( v0440227-05 ) від 15.06.2005 ) Пункт в редакції Постанови НКРЕ N 699 ( v0699227-04 ) 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
( v1600227-06 ) від 01.12.2006 }
5.8. Щодня не пізніше 16-00 Розпорядник системи розрахунків
повинен надати всім Виробникам заданий обсяг виробітку електричної
Г нергії ( Э , МВт.год) на кожний розрахунковий період наступноїбр
доби, який використовується для проведення розрахунків цін та
платежів. Заданий обсяг виробітку електричної енергії визначається наг ідставі розробленого графіку навантаження (Р , МВт):
б
1) для блоків, що мають знаходитися в роботі за вимогами
електромережі CENTREL (ВС = 1), згідно з формулою:Э = Р x Т ;
бр бр
2) для інших блоків згідно з формулою:
Г ГР + Р
Г б(р-1) бр РП
Э = --------------- x Т , бр 2
где Р - величина навантаження енергоблоку на відповідну
бр
годину доби згідно з заданим графіком навантаження.
ГПри цьому за Р приймається величина навантаження
б(0)
енергоблоку на 24-00 минулої доби.
( Пункт 5.8 в редакції Постанови Національної комісії регулювання
електроенергетики N 60 ( v0060227-05 ) 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 (М = 1) або неманеврений (М = 0)бр бр гідно 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 технічнимиб б - був розвантажений або потенційно міг бути розвантаженим
більше ніж на 50% від максимальної заявленої робочої потужностірmax локу (Р ) в період End бр
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 ( v0258227-04 ) від 19.03.2004 ) б) М = 1 для розрахункових періодів, що знаходяться вбр нтервалі Start 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 М = 0.бр 5.9.2. На підставі заявок, поданих Виробниками відповідно до
рз озділу 3, розрахункова заявлена ціна (Ц ) кожного блока
бр изначається відповідно до таких правил:
б) якщо Э > 0 та Н = 0, то Ц = Ц + З ,
бр б бр бр бр
де: из Ц - розрахункова прирощена ціна, яка визначається бр ідповідно до таких правил:
г из зякщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
якщо Р б1 бр б2 бр
з з іж Ц і Ц ;для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц і
г для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э б2 бр
из з г из з = Ц ; якщо 45 < Э бр б2 бр б3 бр б3
гдля двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р б2 бр
из з г из з = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
гдля двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р б2 бр
из з г из з = Ц ; якщо 370 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
г изякщо Р б3 бр б4 бр
з з іж Ц і Ц ;якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4
пт З - витрати на холостий хід блока, що визначаються бр ідповідно до таких правил: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;
ххр Ц - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається бр а наступними правилами:
г ххрякщо Э = 0, то Ц = 0;
якщо Э > 0, то:
бр
ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
для двокорпусних блоків 100 МВт: Ц = Ц , якщо 0 <
бр б
г ххр хх2 г 45;
бр бр б брг для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э бр
ххр хх1 г ххр хх2 = Ц ; якщо Э > 150, то Ц = Ц ;
бр б бр бр бг для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э бр
ххр хх1 г ххр хх2 = Ц ; якщо Э > 370, то Ц = Ц .
бр б бр бр б
птВ іншому випадку З = 0;
в) якщо Э > 0 та Н = 1, то
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 ( v0258227-04 ) від 19.03.2004, N 1058 ( v1058227-04 ) від
29.10.2004, N 440 ( v0440227-05 ) від 15.06.2005, N 1099
( v1099227-05 ) від 02.12.2005; в редакції Постанови НКРЕ N 1275
( v1275227-05 ) від 30.12.2005; із змінами, внесеними згідно з
Постановами НКРЕ N 137 ( v0137227-06 ) від 31.01.2006, N 1459
( v1459227-06 ) від 10.11.2006 }
5.10. Обчислення ціни блока 5.10.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби
Розпорядник системи розрахунків повинен визначити ціну кожногоб лока (Ц ) відповідно до таких правил:
бр а) для блоків, які є неманевреними М = 0 відповідно до
бр ункту 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 ОВ = 1, ВР = 1,бр бр
ВС = 1, ВЗ = 1, ОБ = 1, ОТ = 1, за формулою:
бр бр б б
бЦ = 0 ;
б) у всіх інших випадках Ц = Ц .
бр бр
{ Пункт 5.10.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1098 ( v1098227-05 )
від 02.12.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 137
( v0137227-06 ) від 31.01.2006, в редакції Постанови Національної
комісії регулювання електроенергетики N 186 ( v0186227-06 ) від
17.02.2006, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної
комісії регулювання електроенергетики N 1600 ( v1600227-06 ) 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 цінупс истеми (Ц ) відповідно до таких правил:
якщо max (Ц ) = 0, то Ц = К ;
якщо max (Ц ) > К , то Ц = К ,
б бр НКРЕ р НКРЕ
де:
ГЦС К - гранична ціна системи при відсутності ціноутворюючих НКРЕ локів, встановлена НКРЕ, грн./МВт.год;
К - обмеження граничної ціни системи, встановлене НКРЕ, НКРЕ рн./МВт.год.пс б У іншому випадку Ц = max (Ц ).
р б бр
( Пункт 5.11.1 в редакції Постанов НКРЕ N 1098 ( v1098227-05 ) від
02.12.2005, N 186 ( v0186227-06 ) від 17.02.2006 )
( Пункт 5.11.2 підрозділу 5.11 виключено на підставі
Постанови НКРЕ N 440 ( v0440227-05 ) 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 наступнуСГ p=Т Г нmin Г обу max (Р ) >= P , формують першу групу з ознакою N для
p=1 бр б бр
рmax сіх розрахункових періодів доби, в яких Р > 0;
бр
СГ
p=Т Г нmin б) блоки, для яких виконується умова 0 < max (Э ) < Р ,
p=1 бр б
Г ормують першу групу з ознакою N = 1 для розрахункових періодівбр
бр в) блоки, які знаходяться у резерві на наступну добу
СГ =Т Г
S Р = 0, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин від
р=1 бр
надання команди диспетчера до набору максимального навантаження та
сумарна потужність яких не перевищує величини необхідногоГ перативного резерву, формують другу групу N = 2 для всіх
бр
рmax озрахункових періодів доби, в яких Р > 0. Величини
бр еобхідного 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 іГ ругої групи та мають ознаку ОТ = 0, формують третю групу N = 3
б бр
рmax ля всіх розрахункових періодів доби, в яких Р > 0;
бр д) блоки, які не ввійшли до складу першої, другої і третьої
Г рупи та мають ознаку ОТ = 1, формують четверту групу N = 4
б бр
рmax ля всіх розрахункових періодів доби, в яких Р > 0.
бр
рmax В усіх інших годинах розрахункової доби, в яких Р = 0,
бр
Г рупа робочої потужності блоку не встановлюється N = 0.
бр
{ Пункт 5.12.1 в редакції Постанов НКРЕ N 699 ( v0699227-04 ) від
02.07.2004, N 1099 ( v1099227-05 ) від 02.12.2005, із змінами,
внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання
електроенергетики N 112 ( v0112227-07 ) 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: рм(2) Ц - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, (Бу) кі працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується НКРЕ
за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт; рм(3) Ц - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, (Бу) кі працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується НКРЕ
за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт; пз К - регулюючий коефіцієнт для "острова Бурштинської ТЕС", (Бу) о затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, грн/МВт;пк max (Р ) - максимальне значення необхідного покриття
р(Бу) острова Бурштинської ТЕС" у період Start-End, МВт;
пк
Р - величина покриття поточного розрахункового періоду р(Бу) "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
( v1049227-03 ) від 17.10.2003, в редакції Постанови Національної
комісії регулювання електроенергетики N 112 ( v0112227-07 ) 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: рм(2) Ц - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, (ОЕС) кі працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується НКРЕ
за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт; рм(3) Ц - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, (ОЕС) кі працюють в іншій частині ОЕС України, що затверджується НКРЕ
за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт; пз К - регулюючий коефіцієнт для іншої частини ОЕС України, (ОЕС) о затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, грн/МВт;пк max (Р ) - максимальне значення необхідного покриття
р(ОЕС) ншої частини ОЕС України в період Start-End, МВт;
пк
Р - величина покриття поточного розрахункового періоду р(ОЕС) ншої 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
( v0112227-07 ) 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 "островамн урштинської ТЕС" (Ц ) та іншої частини ОЕС України
5.13.2. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в
мн острові Бурштинської ТЕС" (Ц ), визначається Розпорядником
бр(Бу) истеми розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби
відповідно до правил:
а) якщорег
S дельта P
бр(Бу) мн мн [-----------------------] пк пк (Бу) бр(Бу) max(Бу)
max (P ) - P
рег
S дельта P
бр(Бу) мн мн [-----------------------] >= D , то Ц = K ; пк пк (Бу) бр(Бу) мін(Бу)
max (P ) - P
в) якщо max (P ) - P = 0, то Ц = K ;
р(Бу) р(Бу) бр(Бу) мін(Бу)
г) інакше
регS 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
S дельта P
мн бр(Бу)
+ K х ( -------------------- - C ) мін(Бу) пк пк (Бу)
max(P ) - P
р(Бу) р(Бу) ---------------------------------------------,
де:max(P ) - P - нерівномірність графіка необхідного
р(Бу) р(Бу)
покриття "острова Бурштинської ТЕС", що визначається як різниця
між максимальною величиною покриття на годину максимального
навантаження та величиною покриття поточного розрахунковогопк еріоду в "острові Бурштинської ТЕС" (P );
р(Бу)
мн мн K та K - коефіцієнти маневреності, які max(Бу) мін(Бу)
визначають максимальну та мінімальну ціну за маневреність для
"острова Бурштинської ТЕС", що затверджуються НКРЕ за поданням
Розпорядника системи розрахунків;
C та D - коефіцієнти обмеження, що характеризують (Бу) (Бу) піввідношення початково заявленого діапазону регулювання
виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності
графіку покриття "острова Бурштинської ТЕС";
регдельта P - заявлений діапазон регулювання блоку в
бр(Бу)
"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 изначається за формулою:
рег рmaxдельта P = Р - блоків, що декларують ознаку
бр(Бу) бр
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 (М = 1) і з ознакою обов'язкової роботи,бр егулюючий діапазон визначається за формулою:
рег рmax рminдельта P = Р - Р .
бр(Бу) бр бр
5.13.3. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в іншіймн астині ОЕС України (Ц ), визначається Розпорядником системи
бр(ОЕС) озрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби
відповідно до правил:
а) якщорег
S дельта P
бр(ОЕС) мн мн [-----------------------] пк пк (ОЕС) бр(ОЕС) max(ОЕС)
max (P ) - P
рег
S дельта P
бр(ОЕС) мн мн [-----------------------] >= D , то Ц = K ; пк пк (ОЕС) бр(ОЕС) мін(ОЕС)
max (P ) - P
в) якщо max (P ) - P = 0, то Ц = K ;
р(ОЕС) р(ОЕС) бр(ОЕС) мін(ОЕС)
г) інакше
регS 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
S дельта P
мн бр(ОЕС)
+ K х ( -------------------- - C ) мін(ОЕС) пк пк (ОЕС)
max(P ) - P
р(ОЕС) р(ОЕС)
---------------------------------------------,
де:max(P ) - P - нерівномірність графіка необхідного
р(ОЕС) р(ОЕС)
покриття іншої частини ОЕС України, що визначається як різниця між
максимальною величиною покриття на годину максимального
навантаження та величиною покриття поточного розрахунковогопк еріоду іншої частини ОЕС України P ;
р(ОЕС)
мн мн K та K - коефіцієнти маневреності, які max(ОЕС) мін(ОЕС)
визначають максимальну та мінімальну ціну за маневреність для
іншої частини ОЕС України, що затверджуються НКРЕ за поданням
Розпорядника системи розрахунків;
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;
бр(ОЕС)рег
дельта P - заявлений діапазон регулювання блоку в іншій
бр(ОЕС)
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 егулювання визначається за формулою:
рег рmaxдельта P = Р - для однокорпусних та двокорпусних
бр(ОЕС) бр
блоків, що декларують ознаку маневреності блока, в тому числі для
розрахункових періодів доби, в яких використовувалась
маневреність;
рег рmaxдельта P = Р - Р - для двокорпусних блоків, що
бр(ОЕС) бр б2
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:
регдельта 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 (М = 1) і з ознакоюбр бов'язкової роботи, заявлений діапазон регулювання визначається
за формулою:
рег рmax рminдельта P = Р - Р .
бр(ОЕС) бр бр
( Пункт 5.13.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 699 ( v0699227-04 ) від 02.07.2004 )
( Підрозділ 5.13 в редакції Постанови НКРЕ N 258 ( v0258227-04 )
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
д Э );
бр вб) ознака вимушеної роботи енергоблоку (Н ) (якщо зміна
бр в авантаження блоку здійснюється за заявкою виробника, то Н = 1,
в бр кщо за вимогою системи, то Н = 0);
бр 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 ( n0001227-96 ) 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: ф Э - фактичний виробіток блока; бр фо Э - фактичний відпуск електростанції; ср пт Э - фактичний обсяг купівлі електричної енергії пр ис Постачальником на Оптовому ринку (S Э ); рп п Э - фактичне розрахункове покриття; тр вн Э - фактичний зовнішний переток електричної енергії. ір 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. вн 6.2.6. Зовнішні перетоки (Э ) повинні бути із знаком (+) уір ипадку 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 ( n0001227-96 ) та Узгодженим
порядком.
6.3. Достовірність даних вимірювань 6.3.1. У доповнення до погодинних даних вимірювань, для
визначення платежів всі Сторони Договору ( n0001227-96 ) 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 ( n0001227-96 ) 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 впс агістральних та міждержавних електромережах (Э , МВт х год) як
р ізницю 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, ДІАПАЗОНРЕГУЛЮВАННЯ 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 (ДП = 1), ознаку зупинкибр ДЗ = 1) та ознаку переключення (ДФ = 1).
бр бр
Вважається, що ДП = 1 та ДП = 1, ... ДП пускбр бр+1 бр + Т
б
д д ля 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 для двокорпусних блоків при роботі
бр+1 бр+Тб однокорпусному режимі та подальшому підключенні другого корпусу:
ддля блоків 100 МВт, якщо Р б1 підкл
бр-(Т +1)
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 б1 бр - (Т +1)
б
д д д < Э підкл < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 150;
бр-Т б1 бр-1 б1 бр
б
д для блоків 800 МВт, якщо Р б1 бр - (Т +1)
б д д д < Э підкл < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 370;
бр-Т б1 бр-1 б1 бр
бр
Вважається, що ДЗ = 1 та ДЗ = 1:а) для всіх блоків при зупинці, якщо Э > 0 та Э = 0;
бр-1 бр
б) для двокорпусних блоків при відключенні другого корпусу:
д ддля блоків 100 МВт, якщо Э 45;
для блоків 300 МВт, якщо Э > 150 та Э бр-1 бр
д ддля блоків 800 МВт, якщо Э > 370 та Э бр-1 бр
В іншому випадку ДЗ = 0.бр а) для всіх блоків при переключенні з шин електромережі ОЕС
д д країни на шини електромережі CENTREL, якщо Э > 0, Э > 0,
бр-1 бр+1
ВС = 0 та ВС = 1;
бр бр+1
б) для всіх блоків при переключенні з шин електромережід ENTREL на шини електромережі ОЕС України, якщо Э > 0,
бр-1
д > 0, ВС = 1 та ВС = 0.
бр+1 бр-1 бр
В іншому випадку ДФ = 0.бр
( Пункт 7.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ
N 1058 ( v1058227-04 ) від 29.10.2004, в редакції Постанови
Національної комісії регулювання електроенергетики N 18
( v0018227-06 ) від 16.01.2006, із змінами, внесеними згідно з
Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики
N 137 ( v0137227-06 ) від 31.01.2006 )
7.1.2. Вважається, що блок допустив порушення, якщо ДП = 0,бр
ф д З = 0, ДФ = 0, ОВ = 0 та Э < Э х (1 - дельта) або
бр бр бр бр бр
ф д > Э х (1 + дельта),
бр бр
де дельта - допустиме відхилення виробництва блоком, що
визначається за такими правилами:
р max рnР х Т
ф бр
а) якщо Э 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 ( v0699227-04 ) від
02.07.2004, із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 1193
( v1193227-04 ) від 10.12.2004, N 414 ( v0414227-05 ) від
01.06.2005, N 18 ( v0018227-06 ) від 16.01.2006, N 137
( v0137227-06 ) 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 ф а) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0, а
ф р-1 > 0;
рб) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:
ф ф для блоків 100 МВт, якщо Э 45;
для блоків 300 МВт, якщо Э 150;
р-1 р
ф ф
для блоків 800 МВт, якщо Э 370.
р-1 р
Вважати ВП = 0 в усіх інших випадках.
бр
( Підпункт "б" пункту 7.2.1 із змінами, внесеними згідно з
Постановами НКРЕ N 1058 ( v1058227-04 ) від 29.10.2004, N 137
( v0137227-06 ) від 31.01.2006 )
7.3. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону
регулювання кожного блокурф 7.3.1. Фактична робоча потужність (Р ) кожного блоку для
бр латежів визначається відповідно до правил:
а) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0:
бр рф pmax Р = (остання одержана Р ) бр бр
б) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1:бр рф ф pmax Р = min (Э ; остання одержана Р ). бр бр бр
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
СГp=Т д нmin испетчерського центру та для яких max (Э ) >= Р і
p=1 бр б
СГ =Т ф нmin ф
max (Э ) > = Р , встановлюється ознака першої групи N для
p=1 бр б бр
всіх розрахункових періодів доби, в яких (остання одержана
рmax ) > 0;
бр
б) блоки, які фактично включені в роботу за командоюфрег испетчерського центру та для яких ДЕЛЬТА Р >0,
бр
СГ СГ
рmin р=Т д нmin рmin р=Т ф нmin бр р=1 бр б бр р=1 бр б
ф ормують першу групу з ознакою N = 1 для всіх розрахунковихбр
рmax еріодів доби, в яких (остання одержана Р ) >0.
бр
{ Пункт 7.3.2 доповнено підпунктом "б" згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 884
( v0884227-06 ) від 05.07.2006 }
в) блокам, які фактично включені в роботу за командоюСГ
p=Т д нmin испетчерського центру та для яких 0 < max (Э ) < P , і
р=1 бр б
СГ
p=Т ф нmin ф < max (Э ) < P , формують першу групу з ознакою N = 1 для
р=1 бр б брф рmax озрахункових періодів доби, в яких Э > 0 і Р > 0;
бр бр
Г г) блокам, які знаходились у резерві та у яких N = 2,
бр
ф становлюється ознака другої групи N = 2 для всіх розрахункових
бр
рmax еріодах доби, в яких (остання одержана Р ) > 0;
бр д) блокам, які не ввійшли до складу першої і другої фактичної
групи робочої потужності, в тому числі блокам, включеним доСГ
р=Т Г аданого графіка навантаження max (Р ) > 0, встановлюється
p=1 бр
ф знака третьої групи N = 3 для всіх розрахункових періодів доби,
бр
рmax яких (остання одержана Р ) > 0 та ОТ = 0;
бр б
{ Підпункт "д" пункту 7.3.2 із змінами, внесеними згідно з
Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики
N 884 ( v0884227-06 ) від 05.07.2006 }
е) блокам, які знаходились поза резервом за відсутністюГ алива ОТ = 1 та у яких N = 4, встановлюється ознака четвертої
б бр
ф рупи N = 4 для всіх розрахункових періодів доби, в яких
бр
рmax остання одержана Р ) > 0.
бр В усіх інших розрахункових періодах доби, в яких (остання
рmax держана Р ) = 0, група робочої потужності не встановлюється
бр
ф = 0.
бр
( Пункт 7.3.2 в редакції Постанови НКРЕ N 1099 ( v1099227-05 ) від
02.12.2005 )
фрег7.3.3. Фактичний діапазон регулювання (дельта P ) кожного
бр локу для платежів визначається за наступними правилами:
1) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0:бр а) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження за
заданим графіком навантаження: - для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою
пуск/зупинка (М = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1:дельта P = min (початково заявлена Р ; остаточно
бр бр
рmax аявлена Р ) - для моноблоків та двокорпусних блоків, щобр екларують ознаку маневреності блоку, в тому числі для
розрахункових періодів доби, в яких використовувалась
маневреність;
фрег рmaxдельта P = min((початково заявлена Р - Р ); (остаточно
бр бр б2
рmax аявлена Р - Р )) - для двокорпусних блоків, що декларуютьбр б2
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 рmaxдельта 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 егулювання визначається за формулою:
фрег рmaxдельта P = min ((початково заявлена Р ) - (початково
бр бр
рmin рmax аявлена Р ); (остаточно заявлена Р ) - (остаточно заявленаб) 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,
фрег актичний діапазон регулювання (дельта P ) визначається забр равилами, 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 нижчерmin очатково заявленої (Р ) та здійснювали регулювання за циклом
бр робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби -
розвантаження - робота в розрахунковій добі", фактичний діапазон
регулювання визначається за формулою:
фрег рmaxдельта P = min [(початково заявлена Р ); (остаточно
бр бр
рmax рmin ф аявлена Р )] - min [(початково заявлена P ); Э ] - длябр бр бр днокорпусних 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 in [Р ; Э ] - для двокорпусних блоків, заявлених в роботу вб1 бр вокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному
режимі; 2) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1:бр
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 станубр Підрозділ 7.3 в редакції Постанови НКРЕ N 699 ( v0699227-04 )
від 02.07.2004 )
7.4. Фактична ціна блокузв 7.4.1. Фактичні ціни блоків (Ц ), що використовуються для
бр озрахунків платежів, визначаються Розпорядником системи
розрахунків відповідно до таких правил:б) якщо Э > 0 та Н =0, то Ц = Ц + З ,
бр б бр бр бр
де: изв Ц - фактична розрахункова прирощена ціна, яка бр изначається відповідно до таких правил:
ф изв зякщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
якщо Р б1 бр б2 бр
з з іж Ц і Ц ;для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц
ф для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э б2 бр
изв з ф изв з = Ц ; якщо 45 < Э бр б2 бр б3 бр б3
фдля двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р б2 бр
изв з ф изв з = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
фдля двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р б2 бр
изв з ф изв з о Ц = Ц ; якщо 370 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
ф извякщо Р б3 бр б4 бр
з з іж Ц і Ц ;якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4
фпт З - фактичні витрати на холостий хід блока, що бр изначаються відповідно до таких правил:
якщо Start ФСГp=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;
ххр Ц - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається бр а наступними правилами:
ф ххрякщо Э = 0, то Ц = 0;
якщо Э > 0, то:
для моноблоків Ц = Ц ;
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0 < Э бр
ххр хх1 ф ххр хх2 = Ц ; якщо Э > 45, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
ф ххрдля двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э бр бр
хх1 ф ххр хх2 Ц ; якщо Э > 150, Ц = Ц ;
б бр бр бф ххр для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э бр бр
хх1 ф ххр хх2 Ц ; якщо Э > 370, то Ц = Ц .
б бр бр б
фптВ 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
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 ( v1275227-05 ) від
30.12.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 137
( v0137227-06 ) від 31.01.2006, N 1459 ( v1459227-06 ) 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 заЭ ідпущену електроенергію (Д ) за такими правилами:
якщо ОВ = 0, Н = 1 та 0 < Ц < Ц ,
або Н = 0, Ц > Ц та ВР = 1 (або ВС = 1),
то Д = Ц х Э х Р / 100.
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 ( v0186227-06 ) від
17.02.2006 )
8.1.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку
для кожної станції Виробника визначається середньозважена ціна заэ ідпущену електроенергію (Ц ) за такою формулою:
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 відпущенуэ лектроенергію (Д ) за такими правилами:
якщо Э >= 0, то Д = Ц х Э х К ,
в іншому випадку Д = Ц х Э х К ,
де К - коригуючий коефіцієнт до платежів виробників, які
в рацюють 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 коригуючіЭ оефіцієнти (К < 1).
( Пункт 8.1.3 в редакції Постанови НКРЕ N 612 ( v0612227-05 ) від
04.08.2005 )
( Підрозділ 8.1 в редакції Постанов НКРЕ N 1081 ( v1081227-04 )
від 08.11.2004, N 440 ( v0440227-05 ) 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,д испетчерський графік навантаження (Э ) яких відрізняється від
бр г иробітку блока згідно з заданим графіком (Э ), повинні
в бр тримувати плату за вимушений виробіток (Д ), яка обчислюється
бр а 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: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
ДЗ = 0, ОВ = 0,
бр бр
ЗВ ПСг) 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
в-де Э - обсяг недовиробництва електроенергії, який
бр ов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою
формулою:
в- Г ф оЭ = (Э - Э ) х Р / 100.
бр бр бр бр
{ Пункт 8.2.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ
N 440 ( v0440227-05 ) від 15.06.2005, N 612 ( v0612227-05 ) від
04.08.2005, N 16 ( v0016227-07 ) від 15.01.2007 }
8.2.3. Для блоків, навантаження яких було збільшено згідно з
вимогами системи: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;
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
в+де Э - обсяг перевиробництва електроенергії, який
бр ов'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 ( v0440227-05 ) від 15.06.2005, N 612 ( v0612227-05 ) від
04.08.2005, N 16 ( v0016227-07 ) від 15.01.2007 }
8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи 8.3.1. На всі розрахункові періоди, для яких Н = 1, длябр локу здійснюється зменшення платежу за порушення режиму роботи
ш Д ,), яке визначається за формулою:
брбр 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 дв) 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,
де К = 1.
( Пункт 8.3.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 612
( v0612227-05 ) 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", нараховуєтьсярм латіж за робочу потужність (Д ) у відповідності до його
бр(Бу) алежності 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
рф Р ) відповідно до формул:
бр1) для блоків першої групи
рм рф о рм(1) ЭД = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(Бу) бр б р(Бу) в
2) для блоків другої групи
рм рф о рм(2) ЭД = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(Бу) бр б р(Бу) в
3) для блоків третьої групи
рм рф о рм(3) ЭД = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(Бу) бр б р(Бу) в
4) для блоків четвертої групи
рм рф о рм(4) ЭД = 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 платіжрм а робочу потужність (Д ) у відповідності до його належності
бр(ОЕС) о однієї з чотирьох фактичних груп робочої потужності, визначених
згідно з правилами, передбаченими пунктом 7.3.2. Цей платіжрф
визначається за фактичною робочою потужністю блока (Р )бр
відповідно до формул:
1) для блоків першої групи
рм рф о рм(1) ЭД = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС) в
2) для блоків другої групи
рм рф о рм(2) ЭД = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС) в
3) для блоків третьої групи
рм рф о рм(3) ЭД = Р * Р / 100 * Ц * К ;
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС) в
4) для блоків четвертої групи
рм рф о рм(4) ЭД = Р * Р / 100 * Ц * К .
8.4.3. Під платежем за робочу потужність (Д )
бр
використовується платіж за робочу потужність для блоків, якірм рацюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Д ), або платіж за
бр(Бу) обочу потужність для блоків, які працюють в інший частині ОЕС
бр(ОЕС) Підрозділ 8.4 в редакції Постанов НКРЕ N 699 ( v0699227-04 ) від
02.07.2004, N 1081 ( v1081227-04 ) від 08.11.2004, N 112
( v0112227-07 ) 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 "островімн урштинської ТЕС", (Д ) визначається за формулою:
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 частинімн ЕС України, (Д ) визначається за формулою:
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
( v0612227-05 ) від 04.08.2005 )
8.5.3. В формулах пунктів 8.9.1 та 8.11.1 під платежем замн аневреність (Д ) використовується платіж за маневреність для
бр мн локів, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Д ), та
бр(Бу) латіж за маневреність для блоків, які працюють в інший частині
бр(ОЕС)
( Підрозділ 8.5 в редакції Постанови НКРЕ N 258 ( v0258227-04 )
від 19.03.2004; із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 681
( v0681227-05 ) від 17.08.2005 )
8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу) 8.6.1. Для кожного розрахункового періоду фактичного добовогоп рафіка Виробнику визначається платіж за пуск блоку (Д ) за
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 п В усіх інших розрахункових періодах добового графіку Д = 0.бр
( Пункт 8.6.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 612
( v0612227-05 ) 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 обладнаннярозв танції (Д ), який визначається за наступними правилами:
бр 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 ;
в іншому випадку Д =0;
бр
б) у випадку відключення корпусу:
ф
для двокорпусних блоків 300 МВт, якщо 0< Э бр
фдля двокорпусних блоків 800 МВт, якщо 0< Э бр
розв розв pmin о Э
то Д = Ц х (Р - Р ) х Р /100 х К ;
в іншому випадку Д = 0,
бр
розв
де Ц - 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
( v0681227-05 ) 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 обладнаннявр б) на виконання законодавчих актів та урядових рішень,
зб огашення безнадійного боргу (Д );
вр в) на вирішення будь-якого спірного питання, у зв'язку із
с точненням вимірів або іншим узгодженим коригуванням ( Д );
вр г) на будівництво енергоблоків Виробникам, які працюють за
вр
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 ( z0701-06 )
(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 танвк одернізації теплових електростанцій (Д ).
вр Підрозділ 8.8 доповнено пунктом 8.8.2 згідно з Постановою НКРЕ
N 1013 ( v1013227-06 ) від 28.07.2006 }
( Підрозділ в редакції Постанови Національної комісії
регулювання електроенергетики N 372 ( v0372227-05 ) від
24.05.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної
комісії регулювання електроенергетики N 155 ( v0155227-06 ) від
06.02.2006 )
8.9. Платежі, що сплачують Виробникам, які працюють за
ціновими заявками 8.9.1. Для кожного розрахункового періоду добового графікур умарний платіж кожному блоку (Д ), крім платежу за відпущену в
бр птовий ринок електричну енергію, визначається відповідно до такої
формули:
р в рм с ш п мн розвД = 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 ( v0681227-05 ) від
17.08.2005 )
8.9.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку
сумарний платіж станції визначається за формулою:
сс з рД = Д + S Д
ср ср (б належить с) бр
Де S - сума. 8.9.3. Сумарний платіж за розрахункову добу, що сплачуєтьсяцз иробнику, який працює за ціновими заявками (Д ), визначається
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 ( v0372227-05 ) від
24.05.2005; із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 155
( v0155227-06 ) від 06.02.2006; в редакції Постанови НКРЕ N 1013
( v1013227-06 ) 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 ЦЗД
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 ( v0372227-05 ) 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:
ррм 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
де: S Д - платіж за маневреність, нарахований згідно з
б бр унктом 8.5.1 цих Правил, рівномірно розподілений між періодами
максимального навантаження енергосистеми (ПМНЕ), які
встановлюються Диспетчерським центром та затверджуються НКРЕ;розв S Д - платіж за розвантаження нижче мінімально б бр опустимого 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 ( v0681227-05 ) 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 ексД = S (Д + Д ),
о р ор ор
де:
імп Д - платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану ор лектричну енергію в Оптовий ринок за розрахунковий період, грн.;екс
Д - платіж оператора зовнішніх перетоків за електричну ор нергію, 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 імпД = S Т х Э ,
ор і оі оір
де: імп Т - встановлена НКРЕ ціна продажу електричної енергії на оі птовому ринку оператором зовнішнього перетоку, грн./МВт.год;
імп Э - обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оір ператором 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 ексД = S Т х Э ,
ор і оі оір
де: екс Т - встановлена НКРЕ ціна купівлі електричної енергії на оі птовому ринку оператором зовнішнього перетоку для подальшого
експорту, грн./МВт.год; екс Э - обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку оір ператором 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 бсД = (Т х Э х 10) + Д ,
в в в в
де: ее Т - встановлений НКРЕ одноставочний тариф на електричну в нергію, коп. за 1 кВт.год;ФО
Э - фактичний відпуск електричної енергії в Оптовий ринок в иробником за розрахункову добу, МВт.год.
( Пункт 8.12.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 155
( v0155227-06 ) 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 бсД = Д + Д + Д ,
в в в в
де: се Д - платіж Виробнику за розрахункову добу за електричну в енергію при встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на
електричну енергію, грн.; с рм Д - платіж Виробнику за розрахункову добу за робочу в 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 ФОД = Т х Э х 10 ,
де Т - встановлена НКРЕ ставка плати за електричну енергію
в
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 КВД = Т х Р / N ,
в в в
де:
с рм Т - встановлена НКРЕ на розрахунковий квартал ставка в лати за робочу потужність в складі двоставочного тарифу на
електричну енергію, грн./МВт;
рф Р - фактична робоча потужність Виробника за розрахункову в обу, МВт;
КВ N - кількість діб у розрахунковому кварталі, діб. Пункт 8.12.4 із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 155
( v0155227-06 ) від 06.02.2006 )
( Підрозділ 8.12 в редакції Постанови Національної комісії
регулювання електроенергетики N 136 ( v0136227-06 ) від
31.01.2006 )
8.12.5. Платіж на будівництво енергоблоків Виробникам, якібс е працюють за ціновими заявками (Д ), визначається за формулою:
Д = Т х Э х 10,
де Т - надбавка до тарифу на електричну енергію на
в удівництво енергоблоків.
( Підрозділ 8.12 доповнено пунктом 8.12.5 згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 155
( v0155227-06 ) 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 використаннявв агістральних та міждержавних електромереж (Д ).
р
8.14. Коригування платежів Постачальниківзп 8.14.1. Коригування платежів Постачальників (Д ) у кожному
р озрахунковому періоді добового графіка розраховується згідно з
формулою:
зп зп' зп''Д = Д + Д ,
р р р
де: зп' Д - коригування платежів Постачальників відповідно до рзп' латежів атомним електростанціям. Д розраховується за
Д = Д - (Ц х Э ),
р р р аес
р
де:
аес
Д - платіж атомним електростанціям;
р
фо
Э - фактичний відпуск електроенергії атомними аес
зп''
Д - коригування платежів Постачальників відповідно до р латежів Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та
операторам зовнішніх перетоків, крім платежів атомнимзп'' лектростанціям. Д розраховується за формулою:
зп'' двк-аес Т ОК фо СГ
Д = ( Д - S (Ц х Э )) / Т
двк-аес Д - сумарний платіж за розрахункову добу Виробникам,
які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх
перетоків, крім платежів атомним електростанціям, грн.; фо Э - сума фактичного відпуску електричної енергії ср-аес иробниками, які не працюють за ціновими заявками, крім атомних
електростанцій, та фактичного обсягу імпортованої та експортованої
електричної енергії; сг Т - тривалість добового графіка.
( Пункт 8.14.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 136
( v0136227-06 ) 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 витратр
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
сп Д ), який буде сплачений у термін, визначений Радою ринку.
п
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 міжпв озрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Д ).
р 8.17.2. Щомісячні обсяги компенсаційних платежів
затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни
рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків міжкп озрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Д ).
р
( Підрозділ 8.17 в редакції Постанови Національної комісії
регулювання електроенергетики N 743 ( v0743227-05 ) 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 фінансуваннявт озвитку нетрадиційних джерел електроенергії (Д , грн)
р ідповідно до формули:
вт сс двД = (S Д + Д ) х 0,0075,
сс S Д - сумарний платіж Виробникам, які працюють за ціновими
дв
Д - сумарний платіж Виробникам, які не працюють за р іновими заявками, без урахування операторів зовнішніх перетоків.
вт Вважати Д на 2004 рік таким, що дорівнює нулю згідно з
р остановою НКРЕ N 1485 ( v1485227-03 ) від 31.12.2003 )
вт Вважати Д на 2005 рік таким, що дорівнює нулю згідно з
р остановою НКРЕ N 1279 ( v1279227-04 ) від 30.12.2004 )
( Пункт із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 1485
( v1485227-03 ) 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 діючогоін арифу на електричну та теплову енергію (Д ) встановлюється НКРЕ
р иходячи із сум збору, затверджених законом України про державний
бюджет на відповідний рік. ( Абзац перший пункту 8.18.1 в редакції
Постанови НКРЕ N 1279 ( v1279227-04 ) 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 ( v1485227-03 ) від
31.12.2003, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 19
( v0019227-04 ) 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 розрахунокор птової ринкової ціни (Ц ) згідно з формулою:
р
ок н
Ц + Ц
ор р р
1 - К
р
де:
н
Ц - націнка до оптової ринкової ціни, яка визначається за р ормулою:
в п с ш рек зб бе нвкS (Д + Д + Д - Д ) + S (Д + Д + Д - Д ) +
н б бр бр бр бр в вр вр вр вр
Ц = ---------------------------------------------------------- р рптЭ
+ 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; пс К - коефіцієнт втрат у магістральних та міждержавних р лектромережах, який розраховується за формулою:
псЭ
пс р
S Э + S Э
бр ір
Де S - сума. Пункт із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 372
( v0372227-05 ) від 24.05.2005; пункт 8.20.1 із змінами, внесеними
згідно з Постановами Національної комісії регулювання
електроенергетики N 743 ( v0743227-05 ) від 30.08.2005, N 155
( v0155227-06 ) від 06.02.2006, N 1013 ( v1013227-06 ) від
28.07.2006 }
8.20.2. Розпорядник системи розрахунків визначає для
Постачальника платіж за розрахунковий період за такою формулою:
эп пт орД = Э х Ц ,
пр пр р
де: пт Э - фактичний обсяг купівлі електричної енергії у пр озрахунковому періоді Постачальником на Оптовому ринку.
( Пункт 8.20.2 в редакції Постанови Національної комісії
регулювання електроенергетики N 743 ( v0743227-05 ) 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 СГцз 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 СГр=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
нп Д - платіж Постачальника за розрахункову добу без врахування п ебалансу платежів в Оптовому ринку, визначається за формулою:
СГнп р=T эп сп пв кп к
Д = S Д + Д - Д - Д + Д ,
п р=1 пр п п п п
де: пв Д - обсяг дотацій для компенсації втрат від здійснення п остачання електричної енергії за регульованим тарифом для
Місцевого постачальника за розрахункову добу, розрахований
виходячи з щомісячних обсягів дотацій, затверджених НКРЕ; кп Д - обсяг компенсаційного платежу для Постачальника за п озрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів
компенсаційних платежів, затверджених НКРЕ; к Д - сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у п в'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 ( v0699227-04 ) від 02.07.2004, із змінами, внесеними згідно
з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики
N 372 ( v0372227-05 ) від 24.05.2005; пункт 8.20.3 в редакції
Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 743
( v0743227-05 ) 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,к а території України за розрахункову добу (Д ) визначається за
к к(I) к(II)
Д = Д + Д ,
де Д , Д - обсяг коригування платежу Постачальника
п п 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: пт Э - фактичний обсяг купівлі електричної енергії за пт озрахункову добу Постачальником на Оптовому ринку, що здійснює
свою діяльність на території відповідного постачальника
електроенергії за регульованим тарифом; пв(I) пв(II) К , К - питома вага прогнозованого місячного обсягу пт пт упівлі Постачальником з Оптового ринку, віднесеного до
відповідного класу споживачів на території ліцензіата з постачання
електроенергії за регульованим тарифом, що надається Розпорядникупв(I) пв(II) истеми розрахунків Місцевим постачальником. К + К = 1;
пт пт (I) (II) Т , Т - вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до тм тм ідповідного 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 ( v0743227-05 ) від 30.08.2005; із змінами, внесеними згідно
з Постановою НКРЕ N 554 ( v0554227-06 ) 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(I) (II) остачальника за регульованим тарифом (Т , Т ), визначаються
тм тм озпорядником 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
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
Д
(II) тм
другий клас споживачів: Т = --------, ТМ п(II)
Э
тм
де: п(I) п(II) Э , Э - прогнозований місячний обсяг купівлі пм пм лектроенергії в Оптовому ринку постачальником електричної енергії
за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу
споживачів;
п(I) п(II) Э , Э - прогнозований місячний обсяг купівлі тм тм лектроенергії 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;
к(I) к(II) Д , Д - місячний обсяг коригування платежу пм пм остачальника 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;
к(I) к(II) Д , Д - місячний обсяг коригування платежу сумарно по тм тм сіх 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 ( v0743227-05 ) від 30.08.2005; в редакції Постанови НКРЕ
N 554 ( v0554227-06 ) 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 ( v0136227-06 ) від
31.01.2006 ) 8.21.3. Розпорядник системи розрахунків повинен надавати
Сторонам Договору ( n0001227-96 ) дані та інформацію, визначені в
Інструкції про порядок здійснення розрахунків на Оптовому ринку
електричної енергії України ( n0002227-96 ) (Додаток 3 до
Договору) та Інструкції про порядок використання коштів Оптового
ринку електричної енергії України (Додаток 4 до Договору).
Додаток Адо 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 діяльностіпостачальника за регульованим тарифом; 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 ( z0701-06 ) 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
( v1049227-03 ) від 17.10.2003, N 1485 ( v1485227-03 ) від
31.12.2003, N 19 ( v0019227-04 ) від 14.01.2004, N 258
( v0258227-04 ) від 19.03.2004, N 699 ( v0699227-04 ) від
02.07.2004, N 1081 ( v1081227-04 ) від 08.11.2004, N 372
( v0372227-05 ) від 24.05.2005, N 440 ( v0440227-05 ) від
15.06.2005, N 612 ( v0612227-05 ) від 04.08.2005, N 681
( v0681227-05 ) від 17.08.2005, N 743 ( v0743227-05 ) від
30.08.2005, N 1098 ( v1098227-05 ) від 02.12.2005, N 1275
( v1275227-05 ) від 30.12.2005, N 18 ( v0018227-06 ) від
16.01.2006, N 136 ( v0136227-06 ) від 31.01.2006, N 137
( v0137227-06 ) від 31.01.2006, N 155 ( v0155227-06 ) від
06.02.2006, N 554 ( v0554227-06 ) від 28.04.2006, N 1013
( v1013227-06 ) від 28.07.2006, N 1313 ( v1313227-06 ) від
06.10.2006, N 112 ( v0112227-07 ) від 27.01.2007 }
ДОДАТОК Бдо Правил Оптового ринку
електричної енергії України
Визначення та відображення в диспетчерському журналіпогодинних 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 t ;ком
б) найменування ТЕС та номер блоку; в) час (година : хвилина), з якого починається виконанняком г) час (година : хвилина), на який повинна бути виконана
ком д) величина потужності, на яку повинен бути завантажений
д нергоблок на час виконання команди Р ;
ком
д е) ознака наданої команди П (на вимогу системи - 0, за
ком аявкою генеруючої компанії - 1).
Вважається, що зміна навантаження енергоблоку в інтервалі між
поч кінц та t здійснюється по лінійному закону. Після набору
ком комд авантаження енергоблоку до величини Р її значення залишається
ком остійним 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
поч кінц та t рівними значенню поточному цілому часу, а
ком(к) ком(к-1)
д рівним величині планового навантаження за цей час.
ком
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 диспетчерапоч кінц о часу початку виконання К-ї команди t >= t
ком(k) ком(к-1) 3) Якщо нерівність виконана, то знаходимо величину
навантаження енергоблоку на початок К-ї та кінець попередньої
команди диспетчера
поч дР = Р
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 почt - 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 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 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 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=1,24д д 2) Присвоєння Э = 0 (де Э - обсяг заданого виробництва
бр(і) бр(і) лектроенергії 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 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
поч60 х (і-1) < t 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 почх (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
почкінц
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 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) 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 поч60 х (і-1) 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 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 ком(к) ком(к)
23) Якщо нерівність виконується, то
д д кінц кінц кінц = (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 )) / 60ком(к)
Перехід до пункту 30 24) Перевірка факту початку та закінчення виконання К-ї
команди диспетчера протягом 24 години
поч кінц60 х 23 < t < 60 х 24 і 60 х 23 < t ком(к) ком(к)
25) Якщо нерівність виконується, то
д кінц поч поч кінц = (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 )) / 60ком(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 кінц60 х 23 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 почх (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 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 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 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 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 ____________________ ____________________де Р - остання заявлена генеруючою компанією максимальна
бр обоча потужність на і-ту годину доби;
min
Р - остання заявлена генеруючою компанією мінімальна бр обоча потужність на і-ту годину доби;
д
Р - задане диспетчером навантаження енергоблоку на і-ту бр одину доби (розраховується відповідно до розділу 3 цього
додатку); д Э - задане диспетчером виробництво електроенергії бр нергоблоку на і-ту годину доби (розраховується відповідно до
розділу 4 цього додатку); в Н - ознака наданої команди диспетчера на і-ту бр одину доби (розраховується відповідно до розділу 5 цього
додатку).
Додаток Вдо Правил Оптового ринку
електричної енергії України
ПОРЯДОКрозрахунку цінових заявок
1. Розрахунок середньозваженої ціни умовного палива
1.1. Середньозважена ціна умовного палива на виробництвоупе лектричної енергії (Ц , грн./т.у.п.) розраховується за
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; нп Ц - ціна натурального палива з урахуванням витрат на бк ранспортування (без ПДВ), грн./т, грн./тис.куб.м;Q
К - калорійний еквівалент переведення натурального палива в бк мовне;
е
r - відсоток використання умовного палива на виробництво бк лектроенергії, %;
S - знак суми.
1.2. Середньозважена ціна умовного палива на пуск блоку
упп Ц , грн./т.у.п) розраховується за формулою:
бнп п
Ц r
упп бк бк
Ц = S ( ------ х ----- ), б к Q 100
К
бк
де: п r - відсоток використання умовного палива на пуск бк локу, %";S - знак суми.
{ Розділ 1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання
електроенергетики N 884 ( v0884227-06 ) 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
п апівпрохолодних та холодного (Ц , грн.) за формулою:де В - витрати умовного палива на пуск моноблоку
б
з відповідного теплового стану, т.у.п.
2.2. Для двокорпусних блоків розраховуються: а) чотири вартості пусків першого корпусу котла
п1 турбоагрегатом із відповідних теплових станів (Ц , грн.)б а формулою:
п1 упп п1 Ц = Ц х В , б б б
п1де В - витрати умовного палива на пуск першого корпусу котла
б
з турбоагрегатом з відповідного теплового стану, т.у.п.;
б) вартість пуску (підключення) другого корпусу котла
п2 турбоагрегатом (Ц , грн.) за формулою:б
п2 упп п2 Ц = Ц х В б б б
п2де В - витрати умовного палива на пуск (підключення) другого
б орпусу котла з турбоагрегатом, т.у.п.
п 2.3. Витрати умовного палива на пуск моноблоку (В ), витрати
б мовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом
п1 В ) та витрати умовного палива на пуск (підключення) другого
бп2 орпусу котла з турбоагрегатом (В ) визначаються Виробниками
б гідно 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) ( Р ,бх
МВт) за умови, що в усіх розрахункових періодах доби
pmin pmin < = Р , де Р - мінімальна заявлена робоча потужність
б1 бр бр
блока.
3.2. Витрати умовного палива за годину роботи блоку (корпусу)
на відповідних опорних точках потужності ( В , кг/год)бх озраховуються за формулою:
пВ = Р х b ,
де b - прогнозовані питомі витрати умовного палива
бх
на відпущену електроенергію, г/кВт.год.
3.3. Прогнозні питомі витрати умовного палива на відпущенуn лектроенергію (b ) визначаються за формулою:
b = b + дельта b ,
бх бх бх
де: вн b - вихідні нормативні питомі витрати умовного палива на бх ідпущену 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;сум дельта b - сумарна поправка до вихідних нормативних
бх итомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію,
г/кВт.год.
( Пункт 3.3 додатку В в редакції Постанови Національної комісії
регулювання електроенергетики N 1275 ( v1275227-05 ) від
30.12.2005 )
3.4. Сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат
сум
умовного палива на відпущену електроенергію (дельта b )бх
визначається за формулою:
сумдельта b = S Дb ,
бх j бхj
де S - знак суми
де дельта b - j-та поправка до вихідних нормативнихбхj
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 В , кг/МВт.год) розраховуються за формулою:бх
а) для першої опорної точки потужності (Р ):б1
хх
В - В
б1 б дельта В = ----------- б1 Р
б1
хх
де В - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку
б
на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.1.2 цього
порядку, грн/год; б) для інших опорних точок потужностей блоку ( Р ):бх
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 В ) розраховуються за формулою:бх
а) для першої опорної точки потужності (Р ):б1
хх1
В - В
б1 б дельта В = -----------; б1 Р
б1
б) для другої опорної точки потужності (P ):б2
В - В
б2 б1
б2 б1
( Підпункт "б" пункту 3.6 із змінами, внесеними згідно з
Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики
N 1193 ( v1193227-04 ) від 10.12.2004 )
в) для третьої опорної точки потужності (P ):б3
хх2
В - В
б3 б дельта В = ----------- ; б3 Р
б3
г) для четвертої опорної точки потужності (Р ):б4
В - В
б4 б3
де В та В - витрати умовного палива за годину роботи
б б
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 ( v1193227-04 ) 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 блокуз корпусу) (Ц , грн./МВт.год) за формулою:
бх
з упе Ц = Ц х ДВ /1000. бх б бх
4. Розрахунок ціни холостого ходу блоку
4.1. Розрахунок ціни холостого ходу для моноблоківхх 4.1.1. Ціна холостого ходу для моноблоків (Ц , грн./год)
б озраховується за формулою:
хх упе хх Ц = Ц х В /100. б б б
4.1.2. Витрати умовного палива за годину роботи моноблоку
хх а холостому ході (В ) визначаються за такими правилами:б
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:
нmin Р - технічний мінімум навантаження моноблоку, МВт;
б
рmax Р - максимальна заявлена робоча потужність блока, МВт; бр
min Р - мінімальна робоча потужність, яка в усіх випадках б
більше нуля та визначаєтьсяяк мінімальна із мінімальних заявлених
робочих потужностей блоку
рmin Р ) в розрахункових періодах, що знаходяться в інтервалі End
б
< = p < = Start, за формулою:
min pmin P = min (P ); б бр
min P - опорна точка потужності, наступна після б(+дельта) інімальної робочої потужності моноблока визначається за формулою:
min min P = P + дельта P ; б(+дельта) б б
дельта P - приріст потужності, МВт;б min B - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку б
min а мінімальній робочій потужності (P ), кг/год;
б min B - витрата умовного палива за годину роботи б(+ дельта) оноблоку на опорній точці потужності, наступній після мінімальної
min обочої потужності (P ), кг/год;
б(+дельта) хх хх К - коригуючий коефіцієнт холостого ходу, К = 0,9; Підпункт "а" пункту 4.1.2 із змінами, внесеними згідно з
Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики
N 1193 ( v1193227-04 ) 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:
нmin Р - опорна точка потужності, наступна після б(+дельта)
мінімуму моноблоку, визначається за формулою:
нmin нmin Р = Р + дельта Р ; б(+дельта) б б
нmin B - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку бнmin а технічному мінімумі навантаження (Р ), кг/год;
б нmin В - витрати умовного палива за годину роботи б(+дельта)
моноблоку на опорній точці потужності, наступній після технічного
нmin інімуму навантаження (Р ), кг/год.б(+дельта)
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
хх1де В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б а холостому ході в однокорпусному режимі, кг/год;
б) для двокорпусного режиму роботи блоку:
хх2 упе хх2 Ц = Ц х В /1000, б б б
хх2де В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б а 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:
нmin1 Р - технічний мінімум навантаження першого корпусу, МВт; б
нmin Р - опорна точка потужності, наступна після б(+дельта)
технічного мінімуму навантаження першого корпусу, визначається
за формулою:
нmin нmin Р = Р + дельта Р ; б(+дельта) б б
нmin В - витрати умовного палива за годину роботи блоку бнmin1
на технічному мінімумі навантаження першого корпусу (Р ),б г/год;
нmin В - витрати умовного палива за годину роботи блоку б(+дельта)
на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму
нmin1 авантаження першого корпусу (Р ), кг/год;б(+дельта)
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:
нmin2 Р - технічний мінімум навантаження двокорпусного блоку, б
МВт;нmin2
Р - опорна точка потужності, наступна після б(+дельта) ехнічного мінімуму навантаження двокорпусного блоку, визначається
за формулою:
нmin2 нmin Р = Р + дельта Р ; б(+дельта) б б
нmin2 В - витрати умовного палива за годину роботи блоку бнmin2
на технічному мінімумі навантаження двокорпусного блоку (Р ),б г/год;
нmin2 В - витрати умовного палива за годину роботи блоку б(+дельта)
на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму
нmin2 авантаження двокорпусного блоку (Р ), кг/год.б(+дельта)
4.3. Визначення приросту потужності
4.3.1. Приріст потужності (дельта Р ) визначається за такимиУ дельта Р = 5 МВт - для моноблоків Р < = 210 МВт
б б
У а однокорпусного режиму двокорпусних блоків 210 < Р < = 325 МВт;
б
дельта P = 5 МВт - для двокорпусного та однокорпусногоб ежиму роботи двокорпусного блоку 100 МВт;
дельта Р = 10 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму
б
У локів 210 < Р < = 325 МВт;б
дельта Р = 15 МВт - для однокорпусного режиму двокорпусногоб
дельта Р = 20 МВт - для моноблоків та двокорпусного режимуб
У вокорпусних блоків 325 < Р < = 800 МВт,
б
У де P - встановлена потужність блоку, МВт.
б
( Пункт 4.3.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою
Національної комісії регулювання електроенергетики N 137
( v0137227-06 ) від 31.01.2006 )
4.4. Встановлення технічного мінімуму навантаження блоку
(корпусу)нmin 4.4.1. Технічний мінімум навантаження моноблоку (Р ),
б
нmin
двокорпусного блоку ( Р ) та першого корпусу двокорпусногоб
нmin1 локу (Р ) та встановлюється згідно з узгодженим рішенням
б
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 ( v1081227-04 ) від
08.11.2004 )
Додаток Гдо Правил Оптового ринку
електричної енергії України
МІНІМАЛЬНО ДОПУСТИМИЙ СКЛАДобладнання 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 ( v0681227-05 ) від
17.08.2005, із змінами, внесеними згідно з Постановами
Національної комісії регулювання електроенергетики N 137
( v0137227-06 ) від 31.01.2006, N 240 ( v0240227-06 ) від
23.02.2006, N 532 ( v0532227-06 ) від 21.04.2006, N 1605
( v1605227-06 ) від 06.12.2006, N 107 ( v0107227-07 ) від
26.01.2007 }
Додаток Ддо Правил Оптового ринку
електричної енергії України
ПОРЯДОКроботи 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 (ОТ ), крім блоків, що забезпечують мінімально допустимийб клад 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 ( v1600227-06 ) від
01.12.2006 }
