|
12.09.2003 N 921
|
коефіцієнтів обмеження, що характеризують відношення
нерівномірності заданого графіка покриття до максимальної
нерівномірності заданого графіка покриття (C, D);
коефіцієнтів маневреності, які визначають мінімальну та
мн мн
максимальну ціну за маневреність (К , К );
мін мах
пз
регулюючого коефіцієнта (К );
рм
ціни 1 МВт оперативного резерву другої групи (Ц );
(2)
рм
ціни 1 МВт резерву потужності третьої групи (Ц ).
(3)
|
В.о. Голови Комісії
|
Ю.Кияшко
|
ЗАТВЕРДЖЕНО
Постанова НКРЕ
12.09.2003 N 921
Протокол Ради Оптового ринку
електричної енергії України
04.09.2003 N 14
Додаток 2
до Договору між Членами
Оптового ринку електричної
енергії
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 ) (n0001227-96) ;
д) дата виходу Члена ринку з Договору ( n0001227-96 ) (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 моноблока або двокорпусного блока
м
при роботі у двокорпусному режимі (Р , МВт), максимальна
б
потужність двокорпусного блока при роботі в однокорпусному режимі
м1
(Р , МВт);
б
з) технічний мінімум навантаження моноблока або
двокорпусного блока при роботі у двокорпусному режимі
нmin
(Р , МВт), технічний мінімум навантаження двокорпусного блока
б
нmin
при роботі в однокорпусному режимі (Р , МВт);
і) корисний відпуск блока (Р , %), у відсотках від
ф б
фактичного 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 корпусу
пуск
двокорпусного блока) (Т , год), регламентна тривалість
б
підготовчих робіт до підключення другого корпусу двокорпусного
підкл
блока при роботі блока в однокорпусному режимі (Т , год), а
б
також графіки - завдання пуску блоку (підключення корпусу
двокорпусного блоку) з різних теплових станів (гарячого, двох
напівпрохолодних та холодного);
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;
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;
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;
у) заявлені умовно-постійні витрати блоків, які працюють в
зупв
"острові Бурштинської ТЕС" (Д , грн), та блоків, які
м(Бу)
зупв
працюють в іншій частині ОЕС України (Д , грн), в
м(ОЕС)
розрахунковому місяці;
ф) фактичні умовно-постійні витрати блоків, які працюють в
фупв
"острові Бурштинської ТЕС" (Д , грн), та блоків, які
м-2(Бу)
фупв
працюють в іншій частині ОЕС України (Д , грн), за місяць,
м-2(ОЕС)
який передував попередньому розрахунковому місяцю;
х) для теплоелектроцентралей, до 25 числа місяця, що передує
розрахунковому, - прогнозовані щодобові обсяги виробітку
електричної енергії та відповідні їм обсяги відпуску
електроенергії із урахуванням виробітку необхідних обсягів
теплової енергії. Сума прогнозованих щодобових обсягів виробітку
та відпуску електричної енергії має відповідати обсягу виробництва
та відпуску електроенергії цієї теплоелектроцентралі у Прогнозному
балансі електроенергії ОЕС України на розрахунковий місяць,
затвердженому центральним органом виконавчої влади, що здійснює
управління в електроенергетиці, при забезпеченні необхідних
обсягів виробництва теплової енергії відповідно.
У випадку ненадання зазначених даних або надання даних, які
перевищують обсяг виробництва та відпуску електроенергії, указаний
у Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України на розрахунковий
місяць, затвердженому центральним органом виконавчої влади, що
здійснює управління в електроенергетиці, Розпорядник системи
розрахунків приймає до розрахунків обсяг виробництва та відпуску
електроенергії цієї теплоелектроцентралі, затверджений у
Прогнозному балансі електроенергії ОЕС України.
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
ф с
фактичного виробітку Э .
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 генераторному
м
режимі (Р , МВт);
с
е) максимальна потужність електростанції в моторному режимі
ммр
(Р , МВт);
с о
ж) корисний відпуск електростанції (Р , %), у відсотках від
с
ф
фактичного виробітку Э ;
с
з) коефіцієнт корисної дії електростанції.
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
ф б
фактичного виробітку Э .
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
ф с
фактичного виробітку Э .
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
3.1.2. Цінова заявка та заявка робочої потужності повинні
містити такі дані для кожного блока:
а) не менше двох та не більше чотирьох монотонно зростаючих
прирощених заявлених цін на електроенергію, що може бути відпущена
з
в оптовий ринок (Ц , грн/МВт х год, не більш, як з двома знаками
бх
після коми), та відповідні їм опорні потужності блока (Р , МВт),
бх
які визначають ті рівні генерації, при яких відповідні заявлені
ціни можуть бути застосовані, в тому числі для двокорпусних блоків
та корпусів двокорпусних блоків.
б) чотири вартості пуску блока з резерву (Ц ), які
б
відображають тепловий стан блока (холодний, два напівпрохолодних,
гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартості
п1
пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Ц ) та вартість
п2 б
пуску (підключення) другого корпусу котла (Ц ) для вказаних вище
б
станів. Вартості пуску відображаються цілими числами, грн;
хх
в) ціну холостого ходу блока (Ц ), в тому числі для
б
двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для
хх1
однокорпусного режиму роботи (Ц ) та ціна холостого ходу блока
б хх2
для двокорпусного режиму роботи (Ц ), які відображаються цілими
б
числами, грн/год;
г) для кожного розрахункового періоду наступної доби для
моноблока або двокорпусного блока при роботі у двокорпусному
pmax
режимі максимальну робочу потужність (Р ) та мінімальну робочу
pmin бр
потужність (Р ), для двокорпусних блоків при роботі в
бр pmax1
однокорпусному режимі максимальну робочу потужність (Р ) та
pmin1 бр
мінімальну робочу потужність (Р ), МВт;
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 кожного
бр бр
розрахункового періоду наступної доби за ознакою пуску/зупинки;
ж) заявки на мінімальну кількість блоків, які повинні
знаходитись у роботі за станційними обмеженнями з надання
станційних номерів цих блоків;
з) ознаку обов'язкової роботи (ОВ = 1) - обов'язкового
бр
включення блоку в роботу після капітального та середнього ремонтів
або реконструкції для випробувань з подальшим переведенням його до
резерву (роботоспроможного стану). В іншому випадку ознака не
декларується (ОВ = 0). Блоки, які декларують ознаку обов'язкової
бр pmax pmin
роботи (ОВ = 1), працюють по заявленому графіку (Р = Р ),
бр бр бр
погодженому з Диспетчерським центром та Розпорядником системи
розрахунків;
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;
л) плановий відпуск теплової енергії зовнішнім споживачам
із відборів турбіни у Гкал/год.
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 на
б
блоці (корпусі) не декларується (ОР = 0);
б
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 на
б
блоці не декларується (ОБ = 0);
б
о) ознаку обов'язкової роботи блока, що використовує
природний газ на виробництво електроенергії для забезпечення
економії вугілля на складі електростанції Виробника (ОЗ = 1). В
бр
іншому випадку ознака не декларується (ОЗ = 0). Дана ознака
бр
встановлюється Виробником за поданням центрального органу
виконавчої влади, що здійснює управління в енергетиці, на блок,
установлена потужність якого не більше 325 МВт та запаси вугілля
на складах станції, до якої він входить, не більше 30 тис.т.
Блоки, які декларують ознаку обов'язкової роботи (ОЗ = 1),
бр
pmax pmin
працюють по заявленому графіку (Р = Р ), погодженому з
бр бр
Диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків;
п) ознаку обов'язкової роботи блока, що використовує
природний газ на виробництво електроенергії для забезпечення
економії вугілля на складах Виробників за поданням центрального
органу виконавчої влади, що здійснює управління в
електроенергетиці (ОЗ = 1). В іншому випадку ознака не
бр
декларується (ОЗ = 0) .
бр
3.1.3. Розпорядник системи розрахунків за даними
Диспетчерського центру встановлює блокам:
а) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі
CENTREL - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі
CENTREL ВС = 1. Усім іншим блокам та блокам, які включені в
бр
роботу для забезпечення мінімально допустимого складу обладнання
станції, установлюється ознака ВС = 0.
бр
б) 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.
3.1.6. Для кожного блоку, на який Виробник надав цінову
заявку, Розпорядник системи розрахунків на основі контрольної
цінової заявки визначає контрольну питому
пит(к)
вартість ( C , грн./МВт) згідно з умовами, передбаченими
б
підпунктом "а" пункту 5.7.1.
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
ознака необґрунтованого заниження рівня цінових заявок Н = 1.
б
нзц
В іншому випадку Н = 0;
б
пит(к) пит
б) якщо С < С х (1-дельта С), то блоку встановлюється
б б нвц
ознака необґрунтованого завищення рівня цінових заявок Н = 1,
б
де дельта С - допустиме відхилення рівня цінових заявок, що
затверджується Радою ринку та погоджується НКРЕ.
нвц
В іншому випадку Н = 0.
б
3.2.1. Щодня, не пізніше 10-00, Виробники, крім
теплоелектроцентралей, повинні надавати Розпоряднику системи
розрахунків заявку робочої потужності щодо кожного блока, неблочні
електростанції - щодо станції в цілому. У цій заявці необхідно
вказати для кожного розрахункового періоду наступної доби
pmax
максимальну (Р , МВт) та мінімальну робочу потужність
б(с)р
pmin pmax pmin
(Р , МВт), де Р = Р .
б(с)р б(с)р б(с)р
3.2.2. Щодня, не пізніше 10-00, кожна теплоелектроцентраль
повинна надавати Розпоряднику системи розрахунків заявку робочої
потужності щодо станції в цілому, яка відповідає мінімальному
електричному навантаженню станції при забезпеченні необхідних
обсягів виробництва теплової енергії для потреб споживачів.
У цій заявці необхідно вказати для кожного розрахункового
рmax
періоду наступної доби максимальну (Р , МВт) та мінімальну
ср
рmin рmax рmin
робочу потужність (Р , МВт), де Р = Р .
ср ср ср
3.3.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби
рmax
максимальна заявлена робоча потужність для кожного блока (Р )
м бр
не повинна перевищувати максимальну потужність блока (Р ), а
б
також має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочу
pmin
потужність (Р ). Заявлена максимальна робоча потужність блока
бр
в години нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену
максимальну робочу потужність блока в години максимального
навантаження. pmin
3.3.2. Мінімальна робоча потужність (Р ) кожного блока
бр
не повинна перевищувати максимальну заявлену робочу потужність
рmax
блока (Р ), але може бути нижчою за технічний мінімум
бр нmin
навантаження блока (Р ), якщо це значення відображає фактичні
б
можливості блока. Заявлена мінімальна робоча потужність може бути
нижчою за мінімальне навантаження блоку при роботі станції
мінімально допустимим складом обладнання, що визначене у Додатку
Г. Заявлена мінімальна робоча потужність блока в години
максимального навантаження не повинна бути нижчою ніж заявлена
мінімальна робоча потужність блока в години нічного навантаження.
3.3.3. Виробники мають право кінцево визначати, чи буде блок
заявлений як роботоспроможний. Виробники повинні забезпечити, щоб
всі подібні заявки відповідали фактичному стану обладнання та
запасам палива на електростанції.
3.3.4. Для кожного розрахункового періоду наступної доби
мінімальна заявлена робоча потужність для гідроакумулюючої станції
pmin
повинна відповідати умові Р <=0.
ср
3.4.1. Щодня не пізніше 09-30 оператори зовнішніх перетоків
електричної енергії повинні надавати Розпоряднику системи
розрахунків узгоджений з диспетчерським центром графік імпорту
імп екс
(Р , МВт) та експорту (Р , МВт) електричної енергії на
оір оір
кожний розрахунковий період наступної доби.
3.5.1. Щодня не пізніше 09-00 Місцеві постачальники повинні
надавати Розпоряднику системи розрахунків прогноз споживання
эп
електричної енергії (Р , МВт) на кожний розрахунковий період
пр
наступної доби, який включає:
а) обсяг купівлі електроенергії на Оптовому ринку;
б) обсяг поставок електроенергії Постачальниками за
нерегульованим тарифом споживачам, що знаходяться на території
Місцевого Постачальника;
в) обсяг виробництва електроенергії генеруючими джерелами, що
не здійснюють продаж електроенергії в Оптовий ринок та знаходяться
на території Місцевого постачальника.
4.1.1. Розпорядник системи розрахунків відповідно до цих
Правил та діючих нормативно-технічних документів повинен
підготувати прогноз електроспоживання для кожного розрахункового
пт
періоду 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
період наступної доби, наданий Постачальниками відповідно до
підрозділу 3.5;
д) всі інші фактори, які Розпорядник системи розрахунків
обгрунтовано вважає можливими впливати на споживання.
Розпорядник системи розрахунків при підготовці прогнозу
споживання для кожного розрахункового періоду наступної доби не
враховує електроспоживання гідроакумулюючих електростанцій у
моторному режимі роботи.
4.2.1. На основі заявок операторів зовнішніх перетоків
Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги міждержавних
иэ
перетоків електричної енергії (Р , МВт) для кожного
ір
розрахункового періоду наступної доби за такою формулою:
иэ екс імп
Р = S Р - S Р
ір о оір оір
де S - знак суми.
4.3.1. Розпорядник системи розрахунків для кожного
розрахункового періоду наступної доби обчислює попередній прогноз
пкп
необхідного покриття (Р , МВт) відповідно до наступного правила:
р
пкп пт иэ
Р = Р + S Р
р р і ір
де S - знак суми.
5.1. Щодня не пізніше 17-00 на основі одержаного відповідно
до розділу 4 прогнозу необхідного покриття та заявок, наданих
Виробниками відповідно до розділу 3 цих Правил, Розпорядник
системи розрахунків розробляє заданий графік навантаження щодо
кожного окремого блока в кожному розрахунковому періоді наступної
г
доби (Р , МВт), погоджує його з Диспетчерським центром та надає
бр
його всім Виробникам (в електронному вигляді) і Диспетчерському
центру (у друкованому та електронному вигляді).
5.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити
упорядкування блоків на розрахунковий період максимального
покриття від найдешевшого блока до найдорожчого блока за
розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими
заявками при умові роботи блока в період Start-End на максимальній
пит
заявленій 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
розрахунковий період, який визначається за такою формулою:
для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені у
pmax pmax
Р + Р
max б(р-1) бр РП
двокорпусному режимі роботи Э = ---------------- х Т ;
бр 2
для двокорпусних блоків, що заявлені в однокорпусному режимі
pmax1 pmax1
Р + Р
max б(р-1) бр РП
роботи Э = ---------------- х Т ;
бр 2
миз
Ц - розрахункова прирощена ціна блока, яка визначається
бр
для розрахункового періоду максимального покриття відповідно до
таких правил:
max миз з
якщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
б1 бр бр б1
max миз
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
1 бр б2 бр
з з
між Ц і Ц ;
б1 б2
max
якщо Р <= Э < Р , то:
б2 бр б3
миз з
для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц і
бр б2
з
Ц ;
б3
max
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э <= 45, то
б2 бр
миз з max миз з
Ц = Ц ; якщо 45 < Э <= Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
max
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р <= Э <= 150, то
б2 бр
миз з max миз з
Ц = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
max
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р <= Э <= 400, то
б2 бр
миз з max миз з
Ц = Ц ; якщо 400 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
max миз
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б3 бр б4 бр
з з
між Ц і Ц ;
б3 б4
max миз з
якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4
ххр
Ц - розрахункова ціна холостого хода блока, яка
бр
визначається відповідно до таких правил:
max ххр
якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр
max
якщо Э > 0, то:
бр
ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
бр б
max
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0 < Э <= 45, то
бр
ххр хх1 max ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 45, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
max
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э <= 150, то
бр
ххр хх1 max ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 150, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
max
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э <= 400, то
бр
ххр хх1 max ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 400, 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)
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:
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, а також необхідність
забезпечення роботи блоків із ознакою ОЗ = 1. У разі
бр
виникнення несумісного режиму для забезпечення
сталої та надійної роботи енергосистеми в умовах
запобігання зростання частоти електричного струму Розпорядник
системи розрахунків повинен визначити максимальну
нес
max (P )
величину 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 які вибрані до
б
складу обладнання на розрахунковий період максимального покриття і
мають фактичні запаси вугілля нижче рівня незнижуваних запасів
згідно з Додатком Д, за групами однотипних блоків: 300 МВт -
перша, 200 та 150 МВт - друга, 100 МВт - третя. Група однотипних
блоків, з якої обирається блок для виключення із складу вибраного
обладнання, визначається за такими правилами:
нес
max (P )
якщо р р > 150, то блок обирається з першої групи
однотипних блоків;
нес
max (P )
якщо 70< p p <= 150, то блок обирається з другої групи
однотипних блоків;
нес
max (P )
якщо 0< p p <=70, то блок обирається з третьої групи
однотипних блоків.
У разі відсутності блока для виключення із складу вибраного
обладнання в третій групі, такий блок обирається з другої групи
однотипних блоків, а у разі відсутності в другій групі - з першої.
У кожній групі блоки упорядковуються по зменшенню заявленої
мінімальної потужності на розрахунковий період, у якому виникає
максимальна величина несумісної потужності, та розбиваються на
підгрупи. Найбільша заявлена мінімальна потужність блоків у
підгрупі може відрізнятись від найменшої заявленої мінімальної
потужності не більше ніж на 5 МВт. У кожній підгрупі блоки
упорядковуються по зменшенню величини розрахункової заявленої
ціни, розрахованої на період максимального покриття при умові
роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій
потужності, що визначається відповідно до положень пункту 5.7.1.
Виключення блоків із складу вибраного обладнання починається з
підгрупи з найбільшою заявленою мінімальною потужністю та з блоку
з найбільшою розрахунковою заявленою ціною, розрахованою на період
максимального покриття при умові роботи блока в період Start-End
на максимальній заявленій робочій потужності, у цій підгрупі. У
разі, якщо блоком для виключення із складу вибраного обладнання є
двокорпусний блок, Розпорядник системи розрахунків має право
здійснити виключення або блоку в цілому, або по одному із корпусів
на цьому блоці та іншому двокорпусному блоці даної станції, що
знаходяться в одній групі однотипних блоків.
Якщо жоден з блоків, що мають фактичні запаси вугілля нижче
рівня незнижуваних запасів згідно з Додатком Д, не заявлений з
ознакою ОР =1, або блоків з цією ознакою з числа таких не
б
вистачає, Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити
відключення інших блоків, вибраних до складу обладнання на
розрахунковий період максимального покриття, заявлених з ознакою
ОР =1 у порядку, який використовується для відключення блоків,
б
заявлених з ознакою ОР =1, та які мають фактичні запаси вугілля
б
нижче рівня незнижуваних запасів.
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 від
бр
величини цінових пропозицій, наданих Виробником;
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
блоків за ознакою пуску/зупинки М = 1. У разі недостатньої
бр
кількості маневрених блоків з ознакою пуску/зупинки М = 1 для
бр
забезпечення режимних вимог Розпорядник системи розрахунків має
право за погодженням з Виробниками встановити блокам 100 МВт, 150
МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам 100 МВт, 300 МВт вказану
р о
ознаку з відповідними технічними параметрами Т , Т (за
б б
параметрами аналогічних блоків станції або за ретроспективними
даними цінових заявок станції) для зупинки і подальшого пуску
блока без порушення мінімально допустимого складу обладнання
станції. При відсутності погодження з боку Виробників на додаткову
зупинку блоків Розпорядник системи розрахунків має право примусово
встановлювати блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним
блокам 100 МВт, 300 МВт ознаку пуску/зупинки М = 1. Якщо вказані
бр
дії не дозволяють Розпоряднику системи розрахунків розробити
збалансований графік навантаження на наступну розрахункову добу
або добу, наступну за розрахунковою, то Розпорядник системи
розрахунків має право замінити в графіку навантаження моноблоки
300 МВт, 800 МВт на блоки 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусні
блоки 100 МВт, 300 МВт за ознакою пуску/зупинки блоку (або
корпусу);
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;
е) необхідність постійного забезпечення мінімально
допустимого складу працюючих блоків Запорізької ТЕС, кількість
яких установлена в Додатку Г Правил, для надійного водопостачання
працюючих енергоблоків Запорізької АЕС відповідно до вимог
технічного проекту Запорізької АЕС;
ж) графіки-завдання пуску блоків з різних теплових станів;
з) мінімальну тривалість часу між послідовними пусками
блоків;
і) не включення у роботу блоків, на яких встановлена ознака
ОТ = 1.
б
5.7.3. 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
гідроакумулюючих станцій відповідно до наступного правила:
пк пкп мр
Р = Р + S Р ,
р р с ср
де S - знак суми;
мр
Р - потужність гідроакумулюючої станції в моторному режимі,
ср
яка визначається за такими правилами:
а) у розрахункових періодах, у яких гідроакумулююча станція
мр pmin
працює в моторному режимі Р = Р ;
ср ср
мр
б) в інших розрахункових періодах Р = 0.
ср
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, у
бр
порядку від найдорожчого до найдешевшого за їх питомою економією
витрат між вартістю роботи на заявленому мінімальному навантаженні
в період End-Start та вартістю пуску блока за такими правилами:
1) для моноблоків:
р=Star хх з(из) pmin п
S (Ц + Ц х Р ) - Ц
е р=END б бх бр б
С = ------------------------------------ ;
б рmin
Р
бр
де S - знак суми.
2) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в
двокорпусному режимі, у разі можливості зупинки блока за ознакою
пуску/зупинки:
р=Star хх2 з(из) pmin п1 п2
S (Ц + Ц х Р ) - (Ц + Ц )
е р=END б бх бр б б
С = --------------------------------------------- ;
б рmin
Р
бр
де S - знак суми.
3) для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в
однокорпусному режимі, у разі можливості зупинки блока за ознакою
пуску/зупинки:
p=Start хх1 з(из) pmin1 п1
S (Ц + Ц х Р ) - Ц
е p=End б бх бр б
С = ---------------------------------------
б pmin1
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:
p=Start хх2 з(из) pmin п2 p=Start хх1 з(из) pmin1
S (Ц + Ц х Р ) - (Ц + S (Ц + Ц х Р )
е p=End б бх бр б p=End б бх бр
С = --------------------------------------------------------------------------
б pmin pmin1
Р - Р
бр бр
з(из)
де Ц - прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна
бх рmin
блока для заявленого мінімального навантаження Р в
бр
розрахунковий період мінімального покриття, грн/МВт.год.
S - знак суми.
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 ознакою
бр р о
пуску/зупинки з відповідними технічними параметрами Т , Т .
б б
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 витрат активної потужності в
ній.
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.
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.
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.
5.8. Щодня не пізніше 17-00 Розпорядник системи розрахунків
повинен надати всім Виробникам заданий обсяг виробітку електричної
Г
енергії ( Э , МВт.год) на кожний розрахунковий період наступної
бр
доби, який використовується для проведення розрахунків цін та
платежів.
Заданий обсяг виробітку електричної енергії визначається на
г
підставі розробленого графіку навантаження (Р , МВт):
б
1) для блоків, що мають знаходитися в роботі за вимогами
електромережі CENTREL (ВС = 1), згідно з формулою:
бр
Г Г РП
Э = Р x Т ;
бр бр
2) для інших блоків згідно з формулою:
Г Г
Р + Р
Г б(р-1) бр РП
Э = --------------- x Т ,
бр 2
г
де Р - величина навантаження енергоблоку на відповідну
бр
годину доби згідно з заданим графіком навантаження.
Г
При цьому за Р приймається величина навантаження
б(0)
енергоблоку на 24-00 минулої доби.
5.9.1. Розпорядник системи розрахунків у відповідних
розрахункових періодах доби встановлює ознаку роботи за вимогами
режиму ОЕС України ВР = 1 блокам, які були включені до складу
бр
обладнання, необхідного для покриття графіка навантаження,
відповідно до інформації диспетчерського центру щодо необхідності
забезпечення роботи блоків за вимогами режиму ОЕС України та для
яких виконується хоча б одна з наступних умов:
1) включення блока в роботу понад мінімально допустимий склад
обладнання відповідної станції є результатом виключення з роботи
або не включення в роботу блока на іншій станції, більш дешевого
за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою, згідно з ціновими
заявками, при умові роботи блока в період Start-End на
пит
максимальній заявленій робочій потужності (С );
б
2) включення блока в роботу понад мінімально допустимий склад
обладнання відповідної станції є результатом виключення з роботи
блока на іншій станції та необхідності роботи цієї станції складом
обладнання нижче мінімально допустимого;
3) включення блока в роботу понад мінімально допустимий склад
обладнання відповідної станції не є результатом виключення з
роботи або не включення в роботу блока на іншій станції, більш
дешевого за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою, згідно з
ціновими заявками, при умові роботи блока в період Start-End на
пит
максимальній заявленій робочій потужності (С ), але не є
б
обов'язковою умовою включення в роботу цього блока;
4) включення блока в роботу понад мінімально допустимий склад
обладнання відповідної станції не є результатом виключення з
роботи або не включення в роботу блока на іншій станції, більш
дешевого за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з
ціновими заявками при умові роботи блока в період Start-End на
пит
максимальній заявленій робочій потужності (С ), але унеможливлює
б
використання або потенційне використання даного блока в
маневреному режимі за ознакою пуску/зупинки (М = 1) у
бр
розрахунковий період мінімального покриття та в суміжних з ним
розрахункових періодах доби, загальна кількість яких відповідає
0
мінімальній тривалості простою блока (Т );
б
5) діє вимога Диспетчерського центру щодо обмеження
min д max
мінімальної (Р ) та/або максимальної потужності блока (Р ),
бр бр
що унеможливлює використання діапазону регулювання цього блока.
дmin рmin рmax дmax
При цьому, виконується умова Р > Р та/або Р > Р .
бр бр бр бр
У разі дії вимог Диспетчерського центру щодо обмеження мінімальної
або максимальної потужності по станції в цілому величина обмеження
min дmax
мінімальної потужності (Р ) або максимальної потужності (Р )
бр бр
по кожному включеному в роботу блоку такої станції визначається,
виходячи з результатів розподілу величини заданого обмеження
потужності по станції між блоками цієї станції за монотонно
зростаючими прирощеними заявленими цінами.
5.9.2. 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
згідно з такими правилами:
а) для всіх розрахункових періодів доби, якщо блок чи один з
корпусів його котла:
- знаходився в роботі впродовж вечірнього максимуму
навантаження минулої доби та
- за заданим графіком навантаження був зупинений, а потім
включений в роботу на протязі розрахункової доби або
- потенційно міг бути зупинений незалежно від ознаки
обов'язкової роботи, а потім включений в роботу на протязі
розрахункової доби згідно з наданими в заявці технічними
р о
параметрами Т , Т ;
б б
- був розвантажений або потенційно міг бути розвантаженим
більше ніж на 50% від максимальної заявленої робочої потужності
рmax
блоку (Р ) в період End <= p <= Start, якщо:
бр
pmax pmin pmax
(Р - Р )/Р >= 0,5 - для моноблоків та двокорпусних
бр бр бр
блоків при роботі у двокорпусному режимі;
pmax1 pmin1 pmax1
(Р - Р )/Р >= 0,5 - для двокорпусних блоків, при
бр бр бр
роботі в однокорпусному режимі роботи;
б) М = 1 для розрахункових періодів, що знаходяться в
бр
інтервалі Start <= р <= End, якщо:
pmax pmin pmax
(Р - Р )/Р >= ДМ - для моноблоків та двокорпусних
бр бр бр
блоків при роботі у двокорпусному режимі;
pmax1 pmin1 pmax1
(Р - Р )/Р >= ДМ - для двокорпусних блоків при
бр бр бр
роботі в однокорпусному режимі роботи;
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;
в) у всіх інших випадках М = 0.
бр
5.9.3. На підставі заявок, поданих Виробниками відповідно до
рз
розділу 3, розрахункова заявлена ціна (Ц ) кожного блока
бр
визначається відповідно до таких правил:
г рз
а) якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр
г нвц рз из пт
б) якщо Э > 0 та Н = 0, то Ц = Ц + З ,
бр б бр бр бр
де:
из
Ц - розрахункова прирощена ціна, яка визначається
бр
відповідно до таких правил:
г из з
якщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
б1 бр бр б1
г из
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б1 бр б2 бр
з з
між Ц і Ц ;
б1 б2
г
якщо Р <= Э < Р , то:
б2 бр б3
из з
для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц і
бр б2
з
Ц ;
б3
г
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э <= 45, то
б2 бр
из з г из з
Ц = Ц ; якщо 45 < Э <= Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
г
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р <= Э <= 150, то
б2 бр
из з г из з
Ц = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
г
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р <= Э <= 400, то
б2 бр
из з г из з
Ц = Ц ; якщо 400 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
г из
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б3 бр б4 бр
з з
між Ц і Ц ;
б3 б4
г из з
якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4
пт
З - витрати на холостий хід блока, що визначаються
бр
відповідно до таких правил:
якщо Start <= p <= End, то
СГ
p=Т
б ххр
S Ц
пт р=1 б
З = -------------------- х 100,
бр р=END г о
S Э х Р
p=START бр б
де:
S - знак суми;
ххр
Ц - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається
бр
за наступними правилами:
г ххр
якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр
г
якщо Э > 0, то:
бр
ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
бр б
ххр хх1
для двокорпусних блоків 100 МВт: Ц = Ц , якщо 0 <
бр б
г ххр хх2 г
Э <= 45, та Ц = Ц ; якщо Э > 45;
бр бр б бр
г
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э <= 150, то
бр
ххр хх1 г ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 150, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
г
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э <= 400 , то
бр
ххр хх1 г ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 400, то Ц = Ц .
бр б бр бр б
пт
В іншому випадку З = 0;
бр
г нвц
в) якщо Э > 0 та Н = 1, то
бр б
пит(к)
С
рз б из пт
Ц = --------------------- * Ц + З .
бр пит бр бр
С * (1 - ДЕЛЬТА С)
б
5.10.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби
Розпорядник системи розрахунків повинен визначити ціну кожного
б
блока (Ц ) відповідно до таких правил:
бр
а) для блоків, які є неманевреними М = 0 відповідно до
бр
пункту 5.9.1, для блоків, які включені до графіка навантаження для
забезпечення мінімально допустимого складу обладнання станції або
за балансом потужності, однак які за результатами упорядкування
блоків на розрахунковий період максимального покриття згідно з
пунктом 5.7.1 не повинні були включатися до графіка навантаження,
та для блоків, які мають одну з наступних ознак ОВ = 1, ВР = 1,
бр бр
ВС = 1, ВЗ = 1, ОБ = 1, ОТ = 1, ОЗ = 1, за формулою:
бр бр б б бр
б
Ц = 0 ;
бр
б рз
б) у всіх інших випадках Ц = Ц .
бр бр
5.11.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби
Розпорядник системи розрахунків повинен визначити граничну ціну
пс
системи (Ц ) відповідно до таких правил:
р
б пс ГЦС
якщо max (Ц ) = 0, то Ц = К ;
б бр р НКРЕ
б пс
якщо max (Ц ) > К , то Ц = К ,
б бр НКРЕ р НКРЕ
де:
ГЦС
К - гранична ціна системи при відсутності ціноутворюючих
НКРЕ
блоків, встановлена НКРЕ, грн./МВт.год;
К - обмеження граничної ціни системи, встановлене НКРЕ,
НКРЕ
грн./МВт.год.
пс б
У іншому випадку Ц = max (Ц ).
р б бр
5.12.1. Ціна робочої потужності розраховується Розпорядником
системи розрахунків по групах робочої потужності окремо для
блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які
працюють в іншій частині ОЕС України. Групи робочої потужності
формуються після вибору складу обладнання до графіка навантаження,
визначеного відповідно до підрозділу 5.7, за наступними правилами:
а) блоки, які включені до графіка навантаження на наступну
СГ СГ
p=T Г нmin p=T Г нmin1
добу та для яких max (Р ) >= Р або max (Р ) >= Р ,
p=1 бр б p=1 бр б
Г
формують першу групу з ознакою N = 1 для всіх розрахункових
бр
pmax pmax1
періодів доби, у яких Р > 0 або Р > 0;
бр бр
СГ
p=T Г нmin
б) блоки, для яких 0 < max (Э ) < Р або
p=1 бр б
СГ
p=T Г нmin1 Г
0 < max (Э ) < Р , формують першу групу з ознакою N = 1
p=1 бр б бр
pmax pmax1
для розрахункових періодів доби, у яких Р > 0 або Р > 0;
бр бр
в) блоки, які знаходяться в резерві на наступну добу
СГ
p=T Г
S Р = 0, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин
p=1 бр
від надання команди диспетчера до набору максимального
навантаження та сумарна потужність яких не перевищує величини
Г
необхідного оперативного резерву, формують другу групу N = 2 для
бр
pmax pmax1
всіх розрахункових періодів доби, у яких Р > 0 або Р > 0;
бр бр
Величини необхідного оперативного резерву в "острові
Бурштинської ТЕС" та в іншій частині ОЕС України затверджуються
НКРЕ за поданням Диспетчерського центру;
г) блоки з числа заявлених, які не ввійшли до складу першої і
Г
другої групи та мають ознаку ОТ = 0, формують третю групу N = 3
б бр
pmax
для всіх розрахункових періодів доби, у яких Р > 0
бр
pmax1
або Р > 0;
бр
д) блоки, які не ввійшли до складу першої, другої і третьої
Г
групи та мають ознаку ОТ = 1, формують четверту групу N = 4 для
б бр
pmax pmax1
всіх розрахункових періодів доби, у яких Р > 0 або Р > 0;
бр бр
pmax
В усіх інших годинах розрахункової доби, у яких Р = 0 або
бр
pmax1
Р = 0, група робочої потужності блока не встановлюється
бр
Г
N = 0.
бр
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:
якщо блоку встановлено ознаку ОТ =1 відповідно до Додатка Д
б
рм(4) рм(3)
Правил, то Ц = Ц ;
р(Бу) (Бу)
рм(4) рм(3)
в іншому випадку Ц = 0,05 х 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)
які 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)
які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", що затверджується НКРЕ
за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;
пз
К - регулюючий коефіцієнт для "острова Бурштинської ТЕС",
(Бу)
що 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)
в "острові Бурштинської ТЕС", МВт;
m - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для
першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного
покриття, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, для "острова Бурштинської ТЕС".
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:
якщо блоку встановлено ознаку ОТ =1 відповідно до Додатка Д
б
рм(4) рм(3)
Правил, то Ц = Ц ;
р(ОЕС) (ОЕС)
рм(4) рм(3)
в іншому випадку Ц = 0,05 х 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)
які 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)
які 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)
що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, грн/МВт;
пк
max (Р ) - максимальне значення необхідного покриття
р(ОЕС)
іншої частини ОЕС України в період Start-End, МВт;
пк
Р - величина покриття поточного розрахункового періоду
р(ОЕС)
іншої частини ОЕС України, МВт;
n - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для
першої групи блоків від нерівномірності графіка необхідного
покриття, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, для іншої частини ОЕС України.
5.12.4. Показники, які використовуються для розрахунку цін
пз пз
за робочу потужність для робочих і вихідних днів К та К ,
(Бу) (ОЕС)
визначаються Розпорядником системи розрахунків відповідно
до Додатка Е Правил.
5.13.1. Ціна за маневреність для включених в роботу
енергоблоків на кожний розрахунковий період наступної доби
визначається Розпорядником системи розрахунків окремо для "острова
мн
Бурштинської ТЕС" (Ц ) та іншої частини ОЕС України
бр(Бу)
мн
(Ц ).
бр(ОЕС)
5.13.2. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в
мн
"острові Бурштинської ТЕС" (Ц ), визначається Розпорядником
бр(Бу)
системи розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби
відповідно до правил:
а) якщо
рег
S дельта P
бр(Бу) мн мн
[-----------------------] <= C , то Ц = K ;
пк пк (Бу) бр(Бу) max(Бу)
max (P ) - P
р(Бу) р(Бу)
б) якщо
рег
S дельта P
бр(Бу) мн мн
[-----------------------] >= D , то Ц = K ;
пк пк (Бу) бр(Бу) мін(Бу)
max (P ) - P
р(Бу) р(Бу)
пк пк мн мн
в) якщо max (P ) - P = 0, то Ц = K ;
р(Бу) р(Бу) бр(Бу) мін(Бу)
г) інакше
рег
S дельта P
мн бр(Бу)
K х (D - --------------------) +
max(Бу) (Бу) пк пк
max(P ) - P
мн р(Бу) р(Бу)
Ц = --------------------------------------------
бр(Бу) D - C
(Бу) (Бу)
рег
S дельта P
мн бр(Бу)
+ K х ( -------------------- - C )
мін(Бу) пк пк (Бу)
max(P ) - P
р(Бу) р(Бу)
---------------------------------------------,
де:
S - знак суми;
пк пк
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 розрахункового
пк
періоду 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)
співвідношення початково заявленого діапазону регулювання
виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності
графіку покриття "острова Бурштинської ТЕС";
рег
дельта 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
визначається за формулою:
рег рmax
дельта 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
регулюючий діапазон визначається за формулою:
рег рmax рmin
дельта P = Р - Р .
бр(Бу) бр бр
5.13.3. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в іншій
мн
частині ОЕС України (Ц ), визначається Розпорядником системи
бр(ОЕС)
розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби
відповідно до правил:
а) якщо
рег
S дельта P
бр(ОЕС) мн мн
[-----------------------] <= C , то Ц = K ;
пк пк (ОЕС) бр(ОЕС) max(ОЕС)
max (P ) - P
р(ОЕС) р(ОЕС)
б) якщо
рег
S дельта P
бр(ОЕС) мн мн
[-----------------------] >= D , то Ц = K ;
пк пк (ОЕС) бр(ОЕС) мін(ОЕС)
max (P ) - P
р(ОЕС) р(ОЕС)
пк пк мн мн
в) якщо max (P ) - P = 0, то Ц = K ;
р(ОЕС) р(ОЕС) бр(ОЕС) мін(ОЕС)
г) інакше
рег
S дельта P
мн бр(ОЕС)
K х (D - ----------------------) +
max(ОЕС) (ОЕС) пк пк
max(P ) - P
мн р(ОЕС) р(ОЕС)
Ц = --------------------------------------------
бр(ОЕС) D - C
(ОЕС) (ОЕС)
рег
S дельта P
мн бр(ОЕС)
+ K х ( -------------------- - C )
мін(ОЕС) пк пк (ОЕС)
max(P ) - P
р(ОЕС) р(ОЕС)
---------------------------------------------,
де:
S - знак суми;
пк пк
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 розрахункового
пк
періоду 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;
рег
(ДЕЛЬТА) Р - заявлений діапазон регулювання блока в
бр(ОЕС)
іншій частині ОЕС України, який визначається за наступними
правилами:
рег pmax
(ДЕЛЬТА) Р = Р - для моноблоків та двокорпусних
бр(ОЕС) бр
блоків, що декларують ознаку маневреності блока, у тому числі для
розрахункових періодів доби, у яких використовувалась
маневреність;
рег pmax1
(ДЕЛЬТА) Р = Р - для двокорпусних блоків, що
бр(ОЕС) бр
заявлені в роботу в однокорпусному режимі та декларують ознаку
маневреності блока, у тому числі для розрахункових періодів доби,
у яких використовувалась маневреність;
- для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у
двокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності корпусу, у
тому числі для розрахункових періодів доби, у яких
використовувалась маневреність, заявлений діапазон регулювання
визначається за формулою:
рег pmax pmax1
(ДЕЛЬТА) Р = Р - Р ;
бр(ОЕС) бр бр
- для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у
двокорпусному режимі, однак включені в роботу в однокорпусному
режимі, або двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в
однокорпусному режимі, заявлений діапазон регулювання визначається
за формулою:
рег pmax1 pmin1
(ДЕЛЬТА) Р = Р - Р ;
бр(ОЕС) бр бр
- для моноблоків та двокорпусних блоків, що включені в роботу
у двокорпусному режимі, у тому числі блоків, які заявлені
маневреними за ознакою пуск/зупинка (М = 1) та які включені до
бр
графіка навантаження для забезпечення мінімально допустимого
складу обладнання станції або мають одну з ознак обов'язкової
роботи, заявлений діапазон регулювання визначається за формулою:
рег pmax pmin
(ДЕЛЬТА) Р = Р - Р
бр(ОЕС) бр бр
5.13.4. Показники, які використовуються для розрахунку цін
мн мн
за маневреність для робочих і вихідних днів К , К ,
мах(Бу) мін(Бу)
мн мн
К та К , визначаються Розпорядником системи
мах(ОЕС) мін(ОЕС)
розрахунків відповідно до Додатка Е.
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 в
б) ознака вимушеної роботи енергоблоку (Н ) (якщо зміна
бр в
навантаження блоку здійснюється за заявкою виробника, то Н = 1,
в бр
якщо за вимогою системи, то Н = 0);
бр
в) поточні зміни заявлених потужностей;
Д
г) потужності, що задані диспетчером (Р ), та фактичні
бр
Ф
потужності (Р ) блоків на кожний розрахунковий період доби згідно
бр
з даними Оперативно-інформаційного комплексу Диспетчерського
центру.
6.2.4. Для кожного розрахункового періоду Розпорядник
системи розрахунків повинен одержати значення наступних
параметрів:
ф
фактичний виробіток блока (Э );
бр
фо
фактичний відпуск електростанції (Э );
ср
фактичний обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку
Постачальником з метою продажу її споживачам на території України
пт
(Э );
пр рпт
фактичне розрахункове покриття (Э );
р вн
фактичний зовнішний переток електричної енергії (Э );
ір
обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку
екс
Постачальником з метою її експорту (Э );
оір
обсяг імпорту електричної енергії в Оптовий ринок оператором
імп
зовнішнього перетоку (Э );
оір
обсяг технологічного перетоку електричної енергії оператора
тп
зовнішнього перетоку (Э ).
оір
вн
6.2.6. Зовнішні перетоки (Э ) повинні бути із знаком (+) у
ір
випадку покупки електричної енергії від зовнішніх енергосистем та
із знаком (-) у випадку продажу електричної енергії зовнішнім
енергосистемам.
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 технологічних
витрат електричної енергії на її передачу магістральними та
nc
міждержавними мережами (Э , МВт х год) як різницю між фактичним
р
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.
7.1.1. 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 зупинки
бр
(ДЗ = 1) та ознаку переключення (ДФ = 1).
бр бр
Вважається, що ДП = 1 та ДП = 1, ... ДП пуск
бр бр+1 бр + Т
б
д д
для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0 та Э > 0.
бр+1 бр
Вважається, що ДП підкл = 1, ... ДП = 1, ДП = 1,
бр - Т бр-1 бр
б
ДП = 1, ... ДП пуск = 1 для двокорпусних блоків при роботі
бр+1 бр+Т
б
в однокорпусному режимі та подальшому підключенні другого корпусу:
pmin1 д
для блоків 100 МВт, якщо Р <= Э <= 45,
бр підкл
бр-(Т +1)
б
д pmin1 д pmin1 д
0 < Э < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 45;
підкл бр бр-1 бр бр
бр-Т
б
pmin1 д
для блоків 300 МВт, якщо Р <= Э <= 150,
бр підкл
бр-(Т +1)
б
д pmin1 д pmin1 д
0 < Э < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 150;
підкл бр бр-1 бр бр
бр-Т
б
pmin1 д
для блоків 800 МВт, якщо Р <= Э <= 400,
бр підкл
бр-(Т +1)
б
д pmin1 д pmin1 д
0 < Э < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 400
підкл бр бр-1 бр бр
бр-Т
б
В іншому випадку ДП = 0.
бр
Вважається, що ДЗ = 1 та ДЗ = 1:
бр бр-1
д д
а) для всіх блоків при зупинці, якщо Э > 0 та Э = 0;
бр-1 бр
б) для двокорпусних блоків при відключенні другого корпусу:
д д
для блоків 100 МВт, якщо Э <= 45 та Э > 45;
бр-1 бр
д д
для блоків 300 МВт, якщо Э > 150 та Э <= 150;
бр-1 бр
д д
для блоків 800 МВт, якщо Э > 400 та Э <= 400.
бр-1 бр
В іншому випадку ДЗ = 0.
бр
Вважається, що ДФ = 1:
бр
а) для всіх блоків при переключенні з шин електромережі ОЕС
д д
України 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 електромережі
д
CENTREL на шини електромережі ОЕС України, якщо Э > 0,
бр-1
д
Э > 0, ВС = 1 та ВС = 0.
бр+1 бр-1 бр
В іншому випадку ДФ = 0.
бр
7.1.2. На підставі даних витягу з диспетчерського журналу
програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків визначає
розрахункові періоди, у яких були надані команди диспетчера щодо
зниження або збільшення навантаження блока, встановлюючи ознаку
ДК = 1.
бр
Вважається, що ДК = 1, якщо
бр
Г Г Г Г
( Р не дорівнює Р або Р не дорівнює Р )
бр-1 бр-1 бр бр
Д Д
та Р не дорівнює Р .
бр бр-1
В іншому випадку ДК .
бр
7.1.3. Вважається, що блок допустив порушення, якщо:
1) ДП = 0, ДЗ = 0, ДФ = 0, ОВ = 0, ДК = 0, та
бр бр бр бр бр
Ф Д Ф Д
Э < Э х (1 - ДЕЛЬТА) або Э > Э х (1 + ДЕЛЬТА)),
бр бр бр бр
де ДЕЛЬТА - допустиме відхилення виробництва блоком, що
визначається за такими правилами:
р max рп
Р х Т
Ф бр
а) якщо Э <= ---------------, то
бр 2
для пиловугільних блоків:
300 МВт ДЕЛЬТА = 0,1;
200, 150, 100 МВт ДЕЛЬТА = 0,12;
для газомазутних блоків:
300, 250 МВт ДЕЛЬТА = 0,06;
100 МВт ДЕЛЬТА = 0,1;
б) у всіх інших випадках:
для пиловугільних блоків:
800 МВт ДЕЛЬТА = 0,04;
300 МВт та блоків 800 МВт в однокорпусному режимі
ДЕЛЬТА = 0,05;
200, 150, 100 МВт ДЕЛЬТА = 0,06;
300 МВт в однокорпусному режимі ДЕЛЬТА = 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 беруть 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;
2) ДП = 0, ДЗ = 0, ДФ = 0, ОВ = 0, ДК = 1 та
бр бр бр бр бр
Ф Д Ф Д
(Р < (Р - ДЕЛЬТА Р) або Р > (Р + ДЕЛЬТА Р)),
бр бр бр бр
де ДЕЛЬТА P - допустиме відхилення фактичної потужності блока
від потужності блока, заданої диспетчером, що визначається за
такими правилами:
а) для блоків, які беруть участь у первинному регулюванні
частоти та/або підключені до системи АРЧП:
200 МВт ДЕЛЬТА P = 50 МВт;
б) для блоків, які не беруть участі в первинному регулюванні
частоти та не підключені до системи АРЧП:
для пиловугільних блоків:
100, 150 МВт та 300 МВт в однокорпусному режимі ДЕЛЬТА P =
5 МВт;
200, 300 МВт ДЕЛЬТА P = 8 МВт;
800 МВт в однокорпусному режимі ДЕЛЬТА P = 10 МВт;
800 МВт ДЕЛЬТА P = 16 МВт;
для газомазутних блоків:
100, 250, 300 МВт ДЕЛЬТА P = 5 МВт;
800 МВт ДЕЛЬТА P = 10 МВт.
7.1.4. 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.
7.2.1. На підставі фактичного виробітку програмне
забезпечення визначає розрахункові періоди, в яких були здійснені
фактичні пуски блоків (корпусів) за вимогою системи, встановлюючи
ознаку пуску (ВП ).
бр
Вважати ВП =1:
бр ф
а) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0, а
ф р-1
Э > 0;
р
б) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:
ф ф
для блоків 100 МВт, якщо Э <= 45, а Э > 45;
р-1 р
ф ф
для блоків 300 МВт, якщо Э <= 150, а Э > 150;
р-1 р
ф ф
для блоків 800 МВт, якщо Э <= 400, а Э > 400.
р-1 р
Вважати ВП = 0 в усіх інших випадках.
бр
рф
7.3.1. Фактична робоча потужність (Р ) кожного блока для
бр
платежів визначається відповідно до правил:
а) якщо Н = 0, то:
бр
для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені у
рф pmax
двокорпусному режимі роботи Р = (остання одержана Р );
бр бр
для двокорпусних блоків, що заявлені в однокорпусному режимі
рф pmax1
роботи Р = (остання одержана Р );
бр бр
б) якщо, Н = 1, то:
бр
для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені у
рф ф pmax
двокорпусному режимі роботи Р = min(Э ; остання одержана Р );
бр бр бр
для двокорпусних блоків, що заявлені в однокорпусному режимі
рф ф pmax1
роботи 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
СГ
p=T д нmin
Диспетчерського центру та для яких (max (Э ) >= Р і
p=1 бр б
СГ СГ
p=T ф нmin p=T д нmin1
(max (Э ) >= Р ) або (max (Э ) >= Р ) і
p=1 бр б p=1 бр б
СГ
p=T ф нmin1 ф
(max (Э ) >= Р ), установлюється ознака першої групи N = 1
p=1 бр б бр
для всіх розрахункових періодів доби, у яких (остання
pmax pmax1
одержана Р ) > 0 або (остання одержана Р ) > 0;
бр бр
б) блоки, які фактично включені в роботу за командою
фрег
Диспетчерського центру та для яких (ДЕЛЬТА) Р > 0,
бр
СГ СГ
pmin p=T д нmin pmin p=T ф нmin
(Р <= max (Э ) < Р і Р <= max (Э ) < Р ) або
бр p=1 бр б бр p=1 бр б
СГ СГ
pmin p=T д нmin1 pmin p=T ф нmin1
(Р <= max (Э ) < Р і Р <= max (Э ) < Р ),
бр p=1 бр б бр p=1 бр б
ф
формують першу групу з ознакою N = 1 для всіх розрахункових
бр
pmax
періодів доби, у яких (остання одержана Р ) > 0 або (остання
бр
pmax1
одержана Р ) > 0;
бр
в) блокам, які фактично включені в роботу за командою
СГ
p=T д нmin
Диспетчерського центру та для яких (0 < max (Э ) >= Р і
p=1 бр б
СГ СГ
p=T ф нmin p=T д нmin1
0 < max (Э ) >= Р ) або (0 < max (Э ) >= Р і
p=1 бр б p=1 бр б
СГ
p=T ф нmin1 ф
(0 < max (Э ) >= Р ), формують першу групу з ознакою N = 1
p=1 бр б бр
ф
для розрахункових періодів доби, у яких (Э > 0 і (остання
бр
pmax ф pmax1
одержана Р > 0) або (Э > 0 і (остання одержана Р > 0);
бр бр бр
Г
г) блокам, які знаходились у резерві та у яких N = 2,
бр
ф
установлюється ознака другої групи N = 2 для всіх розрахункових
бр
pmax
періодів доби, у яких (остання одержана Р ) > 0 або (остання
бр
pmax1
одержана Р ) > 0;
бр
д) блокам, які не ввійшли до складу першої і другої фактичної
групи робочої потужності, у тому числі блокам, включеним до
СГ
p=T Г
заданого графіка навантаження max (Р ) > 0, установлюється
бр
ф
ознака третьої групи N = 3 для всіх розрахункових періодів доби,
бр
pmax
у яких (остання одержана Р ) > 0 або (остання одержана
бр
pmax1
Р ) > 0, та ОТ = 0;
бр б
е) блокам, які знаходились поза резервом за відсутністю
Г
палива ОТ = 1 та у яких N = 4, установлюється ознака четвертої
б бр
ф
групи N = 4 для всіх розрахункових періодів доби, у яких
бр
pmax pmax1
(остання одержана Р ) > 0 або (остання одержана Р ) > 0.
бр бр
В усіх інших розрахункових періодах доби, у яких (остання
pmax pmax1
одержана Р ) = 0 або (остання одержана Р ) = 0, група
бр бр
ф
робочої потужності не встановлюється N = 0.
бр
фрег
7.3.3. Фактичний діапазон регулювання (дельта P ) кожного
бр
блоку 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 5.9.2:
бр
фрег pmax
(ДЕЛЬТА) Р = min (початково заявлена Р ; остаточно
бр(ОЕС) бр
pmax
заявлена Р ) - для моноблоків та двокорпусних блоків, що
бр
декларують ознаку маневреності блока, у тому числі для
розрахункових періодів доби, у яких використовувалась
маневреність;
фрег pmax1
(ДЕЛЬТА) Р = min (початково заявлена Р ; остаточно
бр(ОЕС) бр
pmax1
заявлена Р ) - для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в
бр
однокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності блока, у
тому числі для розрахункових періодів доби, у яких
використовувалась маневреність;
- для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у
двокорпусному режимі та декларують ознаку маневреності корпусу, у
тому числі для розрахункових періодів доби, у яких
використовувалась маневреність, фактичний діапазон регулювання
визначається за формулою:
фрег pmax pmax1
(ДЕЛЬТА) Р = min ((початково заявлена Р - Р );
бр(ОЕС) бр бр
pmax pmax1
(остаточно заявлена Р - Р ));
бр бр
- для двокорпусних блоків, що заявлені в роботу у
двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному
режимі або двокорпусних блоків, що заявлені в роботу в
однокорпусному режимі, фактичний діапазон регулювання визначається
за формулою:
фрег pmax1 pmin1
(ДЕЛЬТА) Р = min [(Р - Р ); (остаточно
бр(ОЕС) бр бр
pmax1 pmin1
заявлена Р ) - (остаточно заявлена Р )];
бр бр
- для моноблоків та двокорпусних блоків, що включені в роботу
у двокорпусному режимі, у тому числі блоків, які заявлені
маневреними за ознакою пуск/зупинка (М = 1) та які включені до
бр
графіка навантаження для забезпечення мінімально допустимого
складу обладнання станції або мають одну з ознак обов'язкової
роботи, фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:
фрег pmax
(ДЕЛЬТА) Р = min ((початково заявлена Р ) -
бр(ОЕС) бр
pmin pmax
(початково заявлена Р ); (остаточно заявлена Р ) -
бр бр
pmin
(остаточно заявлена Р ));
бр
б) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження
додатково до заданого графіка навантаження за командами
диспетчера:
- для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження
за командами диспетчера на вимогу системи здійснювали регулювання
за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження
минулої доби - зупинка - робота в розрахунковій добі", незалежно
від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка,
фрег
фактичний діапазон регулювання ((ДЕЛЬТА) Р ) визначається за
бр(ОЕС)
правилами, викладеними у третьому, четвертому та п'ятому абзацах
підпункту "1а" пункту 7.3.3;
- для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження
за командами диспетчера на вимогу системи розвантажувались нижче
початково заявленої потужності та здійснювали регулювання за
циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої
доби - розвантаження - робота в розрахунковій добі", фактичний
діапазон регулювання визначається за формулою:
фрег pmax
(ДЕЛЬТА) Р = min [(початково заявлена Р );
бр(ОЕС) бр
pmax pmin
(остаточно заявлена Р )] - min[(початково заявлена Р );
бр бр
ф
Э ] - для моноблоків та двокорпусних блоків, що заявлені і
бр
включені в роботу у двокорпусному режимі;
фрег pmax1
(ДЕЛЬТА) Р = min [(початково заявлена Р );
бр(ОЕС) бр
pmax1 pmin1
(остаточно заявлена Р )] - min[(початково заявлена Р );
бр бр
ф
Э ] - для двокорпусних блоків, що заявлені і включені в роботу в
бр
однокорпусному режимі;
2) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1:
бр
фрег
дельта P = 0;
бр
3) для всіх розрахункових періодів доби, в яких за графіком
навантаження передбачено включення/відключення блоків (корпусів),
крім блоків (корпусів), які приймали участь в регулюванні за
циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої
доби - зупинка - робота в розрахунковій добі", в розрахункові
періоди доби пуску відповідно до його теплового стану
фрег
дельта P = 0.
бр
зв
7.4.1. Фактичні ціни блоків (Ц ), що використовуються для
бр
розрахунків платежів, визначаються Розпорядником системи
розрахунків відповідно до таких правил:
ф зв
а) якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр
ф нвц зв изв фпт
б) якщо Э > 0 та Н =0, то Ц = Ц + З ,
бр б бр бр бр
де:
изв
Ц - фактична розрахункова прирощена ціна, яка
бр
визначається відповідно до таких правил:
ф изв з
якщо Р >= Э , то Ц = Ц ;
б1 бр бр б1
ф изв
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б1 бр б2 бр
з з
між Ц і Ц ;
б1 б2
ф
якщо Р <= Э < Р , то:
б2 бр б3
изв з
для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц
бр б2
з
і Ц ;
б3
ф
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо Р < Э <= 45, то
б2 бр
изв з ф изв з
Ц = Ц ; якщо 45 < Э <= Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
ф
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р <= Э <= 150, то
б2 бр
изв з ф изв з
Ц = Ц ; якщо 150 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
ф
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р <= Э <= 400,
б2 бр
изв з ф изв з
то Ц = Ц ; якщо 400 < Э < Р , то Ц = Ц ;
бр б2 бр б3 бр б3
ф изв
якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції
б3 бр б4 бр
з з
між Ц і Ц ;
б3 б4
ф изв з
якщо Э >= Р , то Ц = Ц ;
бр б4 бр б4
фпт
З - фактичні витрати на холостий хід блока, що
бр
визначаються відповідно до таких правил:
якщо Start <= p <= End, то
ФСГ
p=Т
б ххр
S Ц
фтп р=1 б
З = ----------------------- х 100,
бр р=END ф о
S Э х Р
p=START бр б
де:
S - знак суми;
ххр
Ц - розрахункова ціна холостого ходу, яка визначається
бр
за наступними правилами:
ф ххр
якщо Э = 0, то Ц = 0;
бр бр
ф
якщо Э > 0, то:
бр
ххр хх
для моноблоків Ц = Ц ;
бр б
ф
для двокорпусних блоків 100 МВт: якщо 0 < Э <= 45, то
бр
ххр хх1 ф ххр хх2
Ц = Ц ; якщо Э > 45, то Ц = Ц ;
бр б бр бр б
ф ххр
для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э <= 150, то Ц
бр бр
хх1 ф ххр хх2
= Ц ; якщо Э > 150, Ц = Ц ;
б бр бр б
ф ххр
для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э <= 400, то Ц
бр бр
хх1 ф ххр хх2
= Ц ; якщо Э > 400, то Ц = Ц .
б бр бр б
фпт
В іншому випадку З = 0 ;
бр пит(к)
С х (1+дельта С)
ф нвц зв б
ф нвц
в) якщо Э > 0 та Н = 1, то
бр б
пит(к)
С
зв б изв фпт
Ц = --------------------- * Ц + З .
бр пит бр бр
С * (1 - ДЕЛЬТА С)
б
8.1.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
для кожного блока Виробника визначається розрахунковий платіж за
Э
відпущену електроенергію (Д ) за такими правилами:
бр
нзц зв пс
якщо ОВ = 0, Н = 1 та 0 < Ц < Ц ,
бр б бр р
нвц зв пс
або Н = 0, Ц > Ц та ВР = 1 (або ВС = 1 або ОЗ = 1),
б бр р бр бр бр
Э зв ф о
то Д = Ц х Э х Р / 100.
бр бр бр б
Э пс ф о
У іншому випадку Д = Ц х Э х Р / 100.
бр р бр б
8.1.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку
для кожної станції Виробника визначається середньозважена ціна за
э
відпущену електроенергію (Ц ) за такою формулою:
бр
Э
S Д
Э б належить с бр
Ц = -----------------------
ср ф о
S Э х Р / 100.
б належить с бр б
де S - знак суми
8.1.3. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
для кожної станції Виробника визначається платіж за відпущену
Э
електроенергію (Д ) за такими правилами:
ср
фо э э фо
якщо Э >= 0, то Д = Ц х Э ,
ср ср ср ср
э пс фо
в іншому випадку Д = Ц х Э .
ср р ср
8.2.1. Всі блоки, що не підключені до системи АРЧП,
д
диспетчерський графік навантаження (Э ) яких відрізняється від
бр г
виробітку блока згідно з заданим графіком (Э ), повинні
в бр
отримувати плату за вимушений виробіток (Д ), яка обчислюється
бр
за формулами, наведеними в пунктах 8.2.2 та 8.2.3.
8.2.2. Для блоків, які були розвантажені для забезпечення
резерву або за вимогою системи:
в
а) Н = 0;
бр
Д Г Ф Г
б) Э < Э та Э * (1+дельта) < Э ;
бр бр бр бр
пуск
в) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0, ..., ДП = 0,
бр бр бр-1 бр-Т б
ДЗ = 0, ОВ = 0, ДК = 0.
бр бр бр
ЗВ ПС
г) Ц < Ц
бр р
плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із
зміною режиму системи, визначається за такою формулою:
в пс зв в- зв рз Г 0
Д = max [((Ц - Ц ) х Э + (Ц - Ц ) х Э х Р / 100);0]
бр р бр бр бр бр бр б
в-
де Э - обсяг недовиробництва електроенергії, який
бр
пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою
формулою:
в- Г ф о
Э = (Э - Э ) х Р / 100.
бр бр бр бр
8.2.3. Для блоків, навантаження яких було збільшено згідно з
вимогами системи:
в
а) Н = 0;
бр
д г Ф г
б) Э > Э та Э х (1 - дельта) > Э ;
бр бр бр бр
в) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0,..., ДП = 0,
бр бр бр-1 пуск
бр-Т
б
ДЗ = 0, ОВ = 0, ВС = 0, ВР = 0; ДК = 0
бр бр бр бр бр
зв пс
г) Ц > Ц
бр бр
плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із
зміною режиму системи, визначається за такою формулою:
в зв пс в+ зв рз Г 0
Д = max[((Ц - Ц ) х Э + (Ц - Ц ) х Э х Р /100);0]
бр бр р бр бр бр бр б
в+
де Э - обсяг перевиробництва електроенергії, який
бр
пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою
формулою:
в+ Ф Г о
Э = (Э - Э ) х Р / 100.
бр бр бр бр
8.3.1. На всі розрахункові періоди, для яких Н = 1, для
бр
блоку здійснюється зменшення платежу за порушення режиму роботи
ш
(Д ,), яке визначається за формулою:
бр
фо ш
а) якщо Н = 0 та /або Э <=0, то Д = 0;
бр в бр
ф д
б) якщо Н = 1 і Э > Э , то
бр бр бр
ш пс ш ф д 0
Д = [(Ц х К ) х (Э - Э )] х Р /100
бр р бр бр б
б ф д
в) якщо Н = 1 і Э < Э , то
р бр бр
ш пс ш д ф 0
Д = [(Ц х К ) х (Э - Э )] х Р /100
бр р бр бр б
ш
де К = 1.
8.4.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
блока, що працює в "острові Бурштинської ТЕС", нараховується
рм
платіж за робочу потужність (Д ) у відповідності до його
бр(Бу)
належності до однієї з чотирьох фактичних груп робочої потужності,
визначених згідно з правилами, передбаченими пунктом 7.3.2. Цей
платіж визначається за фактичною робочою потужністю блока
рф
(Р ) відповідно до формул:
бр
1) для блоків першої групи
рм рф 0 рм(1)
Д = Р х Р /100 х Ц
бр(Бу) бр б р(Бу)
2) для блоків другої групи
рм рф 0 рм(2)
Д = Р х Р /100 х Ц
бр(Бу) бр б р(Бу)
3) для блоків третьої групи
рм рф 0 рм(3)
Д = Р х Р /100 х Ц
бр(Бу) бр б р(Бу)
4) для блоків четвертої групи
рм рф 0 рм(4)
Д = Р х Р /100 х Ц
бр(Бу) бр б р(Бу)
8.4.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
блока, що працює в іншій частині ОЕС України, нараховується платіж
рм
за робочу потужність (Д у відповідності до його
бр(ОЕС))
належності до однієї з чотирьох фактичних груп робочої потужності,
визначених згідно з правилами, передбаченими пунктом 7.3.2. Цей
рф
платіж визначається за фактичною робочою потужністю блока (Р )
бр
відповідно до формул:
фо
1) якщо Э > 0, то:
в
а) для блоків першої групи
рм рф 0 рм(1)
Д = Р х Р /100 х Ц
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС)
б) для блоків другої групи
рм рф 0 рм(2)
Д = Р х Р /100 х Ц
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС)
в) для блоків третьої групи
рм рф 0 рм(3)
Д = Р х Р /100 х Ц
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС)
г) для блоків четвертої групи
рм рф 0 рм(4)
Д = Р х Р /100 х Ц
бр(ОЕС) бр б р(ОЕС)
фо рм
2) якщо Э <= 0, то Д = 0.
в бр(ОЕС)
рм
8.4.3. Під платежем за робочу потужність (Д )
бр
використовується платіж за робочу потужність для блоків, які
рм
працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Д ), або платіж за
бр(Бу)
робочу потужність для блоків, які працюють в інший частині ОЕС
рм
України (Д ).
бр(ОЕС)
8.5.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
платіж за маневреність для блоків, які працюють в "острові
мн
Бурштинської ТЕС", (Д ) визначається:
бр(Бу)
- для блоків, що 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, за формулою:
мн мн фрег 0
Д = 2 х Ц х (ДЕЛЬТА) Р х Р / 100;
бр(Бу) бр(Бу) бр б
- для всіх інших блоків за формулою:
мн мн фрег 0
Д = Ц х (ДЕЛЬТА) Р х Р / 100.
бр(Бу) бр(Бу) бр б
8.5.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
платіж за маневреність для блоків, які працюють в інший частині
мн
ОЕС України, (Д ) визначається:
бр(ОЕС)
- для блоків, що 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, за формулою:
мн мн фрег 0
Д = 2 х Ц х (ДЕЛЬТА) Р х Р / 100;
бр(ОЕС) бр(ОЕС) бр б
- для всіх інших блоків за формулою:
мн мн фрег 0
Д = Ц х (ДЕЛЬТА) Р х Р / 100.
бр(ОЕС) бр(ОЕС) бр б
8.5.3. В формулах пунктів 8.9.1 та 8.11.1 під платежем за
мн
маневреність (Д ) використовується платіж за маневреність для
бр мн
блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Д ), та
бр(Бу)
платіж за маневреність для блоків, які працюють в інший частині
мн
ОЕС України (Д ).
бр(ОЕС)
8.6.1. Для кожного розрахункового періоду фактичного добового
п
графіка Виробнику визначається платіж за пуск блоку (Д ) за
бр
формулою:
сг
n р=Т n
Д = S ВП х Ц .
бр р=1 бр б
де S - знак суми;
який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами доби
на інтервалі Start <= p <= End.
п
В усіх інших розрахункових періодах добового графіку Д = 0.
бр
8.7.1. Кожному блоку, який фактично був зупинений або
працював в однокорпусному режимі у випадку необхідності роботи
станції нижче мінімально допустимого складу обладнання в разі
виникнення несумісного режиму, нараховується платіж за
розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання
розв
станції (Д ), який визначається за наступними правилами:
бр
а) у випадку відключення двокорпусного блока, що заявлений у
двокорпусному режимі, у цілому та для моноблоків:
ф розв розв pmin 0
якщо Э = 0, то Д = Ц х Р х Р /100;
бр бр бр б
розв
в іншому випадку Д = 0;
бр
б) у випадку відключення двокорпусного блока, що заявлений в
однокорпусному режимі:
ф розв розв pmin1 0
якщо Э = 0, то Д = Ц х Р х Р /100;
бр бр бр б
розв
в іншому випадку Д = 0;
бр
в) у випадку відключення корпусу двокорпусного блока:
ф
для двокорпусних блоків 300 МВт, якщо 0 < Э <= 150, або
бр
ф
для двокорпусних блоків 800 МВт, якщо 0 < Э <= 400,
бр
розв розв pmin pmin1 0
то Д = Ц х (Р - Р ) х Р /100;
бр бр бр б
розв
в іншому випадку Д = 0.
бр
8.8.1. Розпорядник системи розрахунків повинен нарахувати та
рівномірно розподілити між розрахунковими періодами доби такі
додаткові платежі:
а) за рішенням НКРЕ - на реконструкцію та модернізацію
рек
енергетичного обладнання Виробника (Д );
вр
б) за рішенням НКРЕ - на виконання законодавчих актів та
зб
урядових рішень, погашення безнадійного боргу (Д );
вр
в) за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ - на вирішення
будь-якого спірного питання, у зв'язку із уточненням вимірів або
с
іншим узгодженим коригуванням (Д );
бр
г) за рішенням НКРЕ - на будівництво енергоблоків Виробникам,
бе
які працюють за ціновими заявками (Д );
вр
д) за рішенням Ради ринку (на основі подання ДПЕ),
погодженим НКРЕ - на зменшення платежу Виробнику, який працює за
ціновими заявками, за користування додатково отриманими коштами
кр
Д ).
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 ) (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 та
нвк
модернізації теплових електростанцій (Д ).
вр
8.8.3. Розпорядник системи розрахунків на виконання рішення
НКРЕ щодо величини зменшення платежу Виробнику у зв'язку із
порушенням використання ним додатково отриманих коштів,
нарахованих Виробнику на виконання окремих рішень НКРЕ, має
нарахувати та рівномірно розподілити між розрахунковими періодами
доби величину зменшення платежу Виробнику за порушення
використання ним додатково отриманих коштів згідно із зазначеними
зм
окремими рішеннями НКРЕ (Д ).
вр
8.9.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіку
р
сумарний платіж кожному блоку (Д ), крім платежу за відпущену в
бр
Оптовий ринок електричну енергію, визначається відповідно до такої
формули:
р в рм с ш п мн розв
Д = Д + Д + Д - Д + Д + Д + Д .
бр бр бр бр бр бр бр бр
8.9.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку
сумарний платіж станції визначається за формулою:
сс з р
Д = Д + S Д
ср ср (б належить с) бр
Де S - сума.
8.9.3. Сумарний платіж за розрахункову добу, що сплачується
цз
Виробнику, який працює за ціновими заявками (Д ), визначається за
в
формулою:
СГ
ЦЗ р=Т сс рек зб бе нвк зм
Д = S ( S Д + Д + Д + Д - Д - Д )".
В р=1 с належить в ср вр вр вр вр вр
де S - знак суми.
8.10.1. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити за
розрахункову добу середньозважену ціну продажу електроенергії в
Оптовий ринок Виробника, який працює за ціновими заявками
ЦЗ
(Ц ), згідно з формулою:
в ЦЗ
Д
ЦЗ в
Ц = -------------------------
в СГ
р=Т фо
S S Э
с належ в р=1 ср
де S - знак суми.
8.11.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
Розпорядник системи розрахунків визначає оптову ціну закупки
ок
(Ц ) відповідно до такої формули:
р
рм э мн розв
S Д + S Д + S Д + S Д
ок б бр с ср б бр б бр
Ц = ------------------------------ ,
р фо
S Э
с ср
мн
де: S Д - платіж за маневреність, нарахований згідно з
б бр
пунктом 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
допустимого складу обладнання станції, який рівномірно
розподіляється між розрахунковими періодами добового графіку на
інтервалі від Start до End.
S - знак суми.
8.12.1. Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та
операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної
енергії та/або забезпечують технологічні перетоки електричної
енергії, 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 імпортовану
електричну енергію та/або технологічні перетоки електричної
пер
енергії за розрахункову добу (Д ) визначається за формулою:
о
пер імп тп
Д = S (Д + Д ) ,
о р ор ор
де:
S - знак суми;
імп
Д - платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану
ор
електричну енергію в Оптовий ринок за розрахунковий період, грн;
тп
Д - платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення
ор
технологічних перетоків електричної енергії за розрахунковий
період, грн.
Платіж оператору зовнішніх перетоків за імпортовану
електричну енергію в Оптовий ринок за розрахунковий період
імп
(Д ) визначається за формулою:
ор
імп імп імп
Д = S Т х Э ,
ор i оі оір
де S - знак суми;
імп
Т - установлена НКРЕ ціна продажу імпортованої
оі
електричної енергії на Оптовому ринку оператором зовнішнього
перетоку, грн/МВт.год.
Платіж оператора зовнішніх перетоків за забезпечення
технологічних перетоків електричної енергії за розрахунковий
тп
період (Д ) визначається за формулою:
ор
тп тп тп
Д = S Т х Э ,
ор i оі оір
де S - знак суми;
тп
Т установлена НКРЕ ціна електричної енергії за
оі
забезпечення технологічного перетоку оператором зовнішнього
перетоку, грн/МВт.год.
8.12.3. Платіж Виробнику за розрахункову добу при
встановленні НКРЕ одноставочного тарифу на електричну енергію
визначається за формулою:
от ее ФО бс
Д = (Т х Э х 10) + Д ,
в в в в
де:
ее
Т - встановлений НКРЕ одноставочний тариф на електричну
в
енергію, коп. за 1 кВт.год;
ФО
Э - фактичний відпуск електричної енергії в Оптовий ринок
в
Виробником за розрахункову добу, МВт.год.
8.12.4. Платіж Виробнику за розрахункову добу при
встановленні НКРЕ двоставочного тарифу на електричну енергію
визначається за формулою:
дт ее с рм бс
Д = Д + Д + Д ,
в в в в
де:
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 ФО
Д = Т х Э х 10 ,
в в в
се
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 КВ
Д = Т х Р / N ,
в в в
де:
с рм
Т - встановлена НКРЕ на розрахунковий квартал ставка
в
плати за робочу потужність в складі двоставочного тарифу на
електричну енергію, грн./МВт;
рф
Р - фактична робоча потужність Виробника за розрахункову
в
добу, МВт;
КВ
N - кількість діб у розрахунковому кварталі, діб.
8.12.5. Платіж на будівництво енергоблоків Виробникам, які
бс
не працюють за ціновими заявками (Д ), визначається за формулою:
в
бс нб ФО
Д = Т х Э х 10,
в в в
нб
де Т - надбавка до тарифу на електричну енергію на
в
будівництво енергоблоків.
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 усіма розрахунковими періодами в цій розрахунковій
добі для визначення витрат на централізоване диспетчерське
управління та використання магістральних та міждержавних
вв
електромереж (Д ).
р
зп
8.14.1. Коригування платежів Постачальників (Д ) у кожному
р
розрахунковому періоді добового графіка розраховується згідно з
формулою:
зп зп' зп''
Д = Д + Д ,
р р р
де:
зп'
Д - коригування платежів Постачальників відповідно до
р
платежів атомним електростанціям, що розраховується за формулою:
зп' аес ок фо
Д = Д - (Ц х Э ) ,
р р р аеср
де:
аес
Д - платіж атомним електростанціям, грн;
р
фо
Э - фактичний відпуск електроенергії атомними
аеср
електростанціями, грн/МВт.год;
зп''
Д - коригування платежів Постачальників відповідно до
р
платежів Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та
операторам зовнішніх перетоків, що здійснюють імпорт електричної
енергії та забезпечують технологічні перетоки електричної енергії,
крім платежів атомним електростанціям, що розраховується за
формулою:
СГ
зп'' двк-аес Т ОК фо СГ
Д = (Д - S (Ц х Э )) / Т ,
р Р=1 р ср-аес
де:
S - знак суми;
фо
Э сума фактичного відпуску електричної енергії
ср-аес
Виробниками, які не працюють за ціновими заявками, крім атомних
електростанцій, та фактичного обсягу імпортованої та
технологічного перетоку електричної енергії, грн/МВт.год;
СГ
Т - тривалість добового графіка, год;
двк-аес
Д сумарний платіж за розрахункову добу Виробникам, які
не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх
перетоків, що здійснюють імпорт електричної енергії та
забезпечують технологічні перетоки електричної енергії, крім
платежів атомним електростанціям, грн.
8.15.1. Щомісячні платежі за послуги ДПЕ затверджуються НКРЕ
і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються
Розпорядником системи розрахунків між ПМНЕ для визначення витрат
эр
за послуги ДПЕ(Д ).
р
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
8.17.1. Щомісячні обсяги дотацій для компенсації втрат від
здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом
затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни
рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між
пв
розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Др ).
8.17.2. Щомісячні обсяги компенсаційних платежів
затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни
рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між
кп
розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Д ).
р
8.18.1. Розпорядник системи розрахунків в кожному
розрахунковому періоді фактичного добового графіка повинен
здійснити нарахування платежу Постачальників на фінансування
вт
розвитку нетрадиційних джерел електроенергії (Д , грн)
р
відповідно до формули:
вт сс дв
Д = (S Д + Д ) х 0,0075,
р ср р
де:
S - сума;
сс
S Д - сумарний платіж Виробникам, які працюють за ціновими
ср
заявками;
дв
Д - сумарний платіж Виробникам, які не працюють за
р
ціновими заявками, без урахування операторів зовнішніх перетоків.
вт
( Вважати Д на 2004 рік таким, що дорівнює нулю згідно з
р
Постановою НКРЕ N 1485 (v1485227-03) від 31.12.2003 )
вт
( Вважати Д на 2005 рік таким, що дорівнює нулю згідно з
р
Постановою НКРЕ N 1279 (v1279227-04) від 30.12.2004 )
8.19.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити:
1) розрахунок оптової ринкової ціни без врахування обсягу
дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання
орд
електричної енергії за регульованим тарифом (Ц ) згідно з
р
формулою:
ок н
Ц + Ц
орд р р
Ц = --------- х К ,
р пс
1 - К
р
де:
н
Ц - націнка до оптової ринкової ціни, яка визначається за
р
формулою:
в п с ш рек зб бе нвк кр зм
S (Д + Д + Д - Д ) + S (Д + Д + Д - Д - Д - Д )+
н б бр бр бр бр в вр вр вр вр вр вр
Ц = ------------------------------------------------------------
р рпт екс
Э + S S Э
р о і оір
вв эр зп вт кп
+ Д + Д + Д + Д + Д
р р р р р
-------------------------------
рпт екс
Э + S S Э
р о і оір
де S - знак суми;
пс
К - коефіцієнт технологічних витрат електричної енергії
р
на її передачу магістральними та міждержавними мережами, який
розраховується за формулою:
пс
Э
пс р
К = --------------- ,
р рпт екс
Э + SS Э
р оі оір
де S - знак суми;
К - коефіцієнт надбавок, що встановлюється Радою ринку та
затверджується НКРЕ;
2) розрахунок оптової ринкової ціни з урахуванням обсягу
дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання
ор
електричної енергії за регульованим тарифом (Ц ) згідно з
р
формулою:
пв
Д
ор орд р
Ц = Ц + -------------------- К
р р рпт екс пс
Э + SS Э - Э
р оі оір р
8.19.2. Розпорядник системи розрахунків визначає для
Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому
екс
ринку з метою її експорту, платіж за розрахункову добу (Д ) за
о
такою формулою:
екс екс ор сп
Д = S S (Э + Ц ) + Д ,
о р і оір р о
де S - знак суми;
сп
де Д - додатковий платіж Постачальника, що здійснює купівлю
о
електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, у разі
вирішення спірного питання, уточнення вимірів або іншого
узгодженого коригування. Нараховується Розпорядником системи
розрахунків за рішенням Ради ринку, погодженим НКРЕ.
8.19.3. Розпорядник системи розрахунків визначає для
Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому
ринку з метою продажу її споживачам на території України, платіж
эп
(Д ) за розрахунковий період за такою формулою:
пр
эп пт ор
Д = Э х Ц
пр пр р
8.19.4. Розпорядник системи розрахунків визначає для
Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому
ринку з метою продажу її споживачам на території України, платіж
эп
(Д ) за розрахункову добу за такою формулою:
п
СГ
р=Т эп
S Д зб
эп нп р=1 пр 100 + К
Д = (Д + (ДЕЛЬТА) Д x ---------------) x (-----------)
п п СГ 100
р=Т эп
S S Д
n р=1 пр
де:
S - знак суми;
нп
Д - платіж Постачальника, що здійснює купівлю електричної
п
енергії на Оптовому ринку з метою продажу її споживачам на
території України, за розрахункову добу без урахування небалансу
платежів в Оптовому ринку, який визначається за формулою:
СГ
нп р=Т эп сп пв кп к
Д = S Д + Д - Д - Д + Д ,
п р=1 пр п п п п
де:
S - знак суми;
пв
Д - обсяг дотацій для компенсації втрат від здійснення
п
постачання 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
розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів
компенсаційних платежів, затверджених НКРЕ;
к
Д - сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у
п
зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на
електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення,
на території України за розрахункову добу;
(ДЕЛЬТА)Д - небаланс платежів в Оптовому ринку, який виникає
за рахунок округлення результатів розрахунків цін та платежів, що
визначається за формулою:
сг сг сг
цз р=Т аес двк-аес р=Т эр р=Т ВТ
(ДЕЛЬТА) Д = S Д + S Д + Д + S Д + S Д -
в в р=1 р р=1 р р=1 р
нп екс ку
- S Д - S Д - Д ,
п п о о
де:
S - знак суми;
ку
Д - компенсаційний платіж, розрахований на виконання
урядових рішень.
8.19.5. Сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у
зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на
електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення,
к
на території України за розрахункову добу (Д ) визначається за
п
формулою:
к к(I) к(II)
Д = Д + Д ,
п п п
к(I) к(II)
де Д , Д - обсяг коригування платежу Постачальника
п п
у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на
електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення,
на території України, за розрахункову добу визначається за
формулами:
к(I) (I) пт пв(I)
для першого класу споживачів Д = S (Т х Э х К );
п т тм пт пт
к(II) (II) пт пв(II)
для другого класу споживачів Д = S (Т х Э х К ),
п т тм пт пт
де:
пт
Э - фактичний обсяг купівлі електричної енергії за
пт
розрахункову 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
купівлі Постачальником з Оптового ринку, віднесеного до
відповідного класу споживачів на території ліцензіата з постачання
електроенергії за регульованим тарифом, що надається Розпоряднику
пв(I) пв(II)
системи розрахунків Місцевим постачальником. К + К = 1;
пт пт
(I) (II)
Т , Т - вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до
тм тм
відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії,
який здійснює свою діяльність на території відповідного
постачальника за регульованим тарифом, затверджується НКРЕ за
поданням Розпорядника системи розрахунків.
8.19.6. Вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до
відповідного класу споживачів постачальника електричної енергії,
який здійснює свою діяльність на території відповідного
(I) (II)
постачальника за регульованим тарифом (Т , Т ), визначаються
тм тм
Розпорядником системи розрахунків за такими правилами:
а) для постачальника електричної енергії за регульованим
тарифом:
к(I)
Д
(I) пм
перший клас споживачів: Т = ------- ;
ТМ п(I)
Э
пм
к(II)
Д
(II) пм
другий клас споживачів: Т = -------- ;
ТМ п(II)
Э
пм
б) для постачальників електричної енергії за нерегульованим
тарифом:
к(I)
Д
(I) тм
перший клас споживачів: Т = ------- ;
ТМ п(I)
Э
тм
к(II)
Д
(II) тм
другий клас споживачів: Т = --------,
ТМ п(II)
Э
тм
де:
п(I) п(II)
Э , Э - прогнозований місячний обсяг купівлі
пм пм
електроенергії 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
електроенергії в Оптовому ринку всіма постачальниками електричної
енергії за нерегульованим тарифом, які здійснюють свою діяльність
на території відповідного постачальника за регульованим тарифом,
віднесений до відповідного класу споживачів;
к(I) к(II)
Д , Д - місячний обсяг коригування платежу
пм пм
постачальника електричної енергії за регульованим тарифом у
зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на
електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення,
на території України, затверджуються НКРЕ;
к(I) к(II)
Д , Д - місячний обсяг коригування платежу сумарно по
тм тм
всіх постачальниках електричної енергії за нерегульованим тарифом,
які здійснюють свою діяльність на території відповідного
постачальника за регульованим тарифом, у зв'язку із застосуванням
єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів
споживачів, крім населення, на території України, затверджуються
НКРЕ.
8.19.7. Розпорядник системи розрахунків визначає розмір
збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну
зб
та теплову енергію за розрахункову добу (Д ) за такою формулою:
зб
зб эп екс К
Д = (S Д + S Д ) х -----,
п п о о 100
де S - знак суми;
зб
де К - ставка збору у вигляді цільової надбавки до діючого
тарифу на електричну та теплову енергію, що визначена Податковим
кодексом України ( 2755-17 ) (2755-17) .
8.19.8. Розпорядник системи розрахунків визначає для
Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому
ринку з метою її експорту, остаточний платіж за розрахункову добу
екф
(Д ) за такою формулою:
о
сг
р=Т екс
S S Э
екф екс зб р і оір
Д = Д + Д х -------------------------.
о о сг
р=Т пт екс
S (S Э + S S Э )
р п пр о і оір
де S - знак суми.
8.19.9. Розпорядник системи розрахунків визначає для
Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому
ринку з метою продажу її споживачам на території України,
эпф
остаточний платіж за розрахункову добу (Д ) за такою формулою:
п
сг
р=Т пт
S Э
эпф эп зб р пр
Д = Д + Д х -------------------------- .
п п сг
р=Т пт екс
S
р п пр о і оір
де S - знак суми.
8.20.3. Розпорядник системи розрахунків визначає розмір
збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну
зб
та теплову енергію за звітний місяць (Д ) за такою формулою:
м
зб
зб эп екс К
Д = (S Д + S Д ) х -----,
м п пм о ом 100
де S - знак суми;
де:
екс
Д - уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю
ом
електричної енергії на Оптовому ринку з метою її експорту, за
звітний місяць без урахування збору у вигляді цільової надбавки до
діючого тарифу на електричну та теплову енергію;
эп
Д - уточнений платіж Постачальника, що здійснює купівлю
пм
електричної енергії на Оптовому ринку з метою продажу її
споживачам на території України, за звітний місяць без урахування
збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну
та теплову енергію.
8.20.4. Розпорядник системи розрахунків визначає для
Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому
ринку з метою її експорту, фактичний платіж за звітний місяць
екф
(Д ) за такою формулою:
ом
екс
S Э
екф екс зб і оім
Д = Д + Д х --------------------,
ом ом м пт екс
(S Э + S S Э )
п пм о і оім
де S - знак суми;
де:
екс
Э - обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку
оім
Постачальником з метою її експорту за місяць;
пт
Э - обсяг купівлі електричної енергії на Оптовому ринку
пм
Постачальником з метою продажу її споживачам на території України
за місяць.
8.20.5. Розпорядник системи розрахунків визначає для
Постачальника, що здійснює купівлю електричної енергії на Оптовому
ринку з метою продажу її споживачам на території України,
эпф
фактичний платіж за звітний місяць (Д ) за такою формулою:
пм
пт
Э
эпф эп зб пм
Д = Д + Д х -------------------.
пм пм м пт екс
(S Э + S S Э )
п пм о і оім
де S - знак суми.
Додаток А
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
-----------------------------------------------------------------------------
| 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 |
| | |установлюється Радою ринку за поданням |
| | |Диспетчерського центру |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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,|
| | |що здійснюють імпорт електричної енергії та |
| | |забезпечують технологічні перетоки |
| | |електричної енергії, крім платежів атомним |
| | |електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дт | грн. |платіж Виробнику за розрахункову добу при |
| Д | |встановленні НКРЕ двоставочного тарифу |
| в | |на електричну енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| екс | |платіж Постачальника, що здійснює купівлю|
| Д | грн. |електричної енергії на Оптовому ринку з |
| о | |метою її експорту, за розрахункову добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зм | |величина зменшення платежу Виробнику у |
| Д | грн. |зв'язку із порушенням використання ним |
| вр | |додатково отриманих коштів, нарахованих |
| | |Виробнику на виконання окремих рішень НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | |імпортовану електричну енергію та/або |
| о | |технологічні перетоки електричної |
| | |енергії за розрахункову добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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. |розмір збору у вигляді цільової надбавки до |
| Д | |діючого тарифу на електричну та теплову |
| | |енергію за розрахункову добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зб | грн. |додатковий платіж Виробнику на виконання |
| Д | |законодавчих актів та урядових рішень, |
| вр | |погашення безнадійного боргу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зб | грн. |розмір збору у вигляді цільової надбавки до |
| Д | |діючого тарифу на електричну та теплову |
| м | |енергію за звітний місяць |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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, що здійснюють імпорт |
| | |електричної енергії і забезпечують |
| | |технологічні перетоки електричної енергії, |
| | |крім платежів атомним електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зупв | грн. |заявлені умовно-постійні витрати блоків, які|
| Д | |працюють в "острові Бурштинської ТЕС", у |
| м(Бу) | |розрахунковому місяці |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зупв | грн. |заявлені умовно-постійні витрати блоків, які|
| Д | |працюють в іншій частині ОЕС України, у |
| м(ОЕС) | |розрахунковому місяці |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| екф | грн. |остаточний платіж Постачальника, що здійснює|
| Д | |купівлю електричної енергії на Оптовому |
| о | |ринку з метою її експорту, за розрахункову |
| | |добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эпф | грн. |остаточний платіж Постачальника, що здійснює|
| Д | |купівлю електричної енергії на Оптовому |
| п | |ринку з метою продажу її споживачам на |
| | |території України, за розрахункову добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| екс | грн. |уточнений платіж Постачальника, що здійснює |
| Д | |купівлю електричної енергії на Оптовому |
| ом | |ринку з метою її експорту, за звітний місяць|
| | |без урахування збору у вигляді цільової |
| | |надбавки до діючого тарифу на електричну та |
| | |теплову енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эп | грн. |уточнений платіж Постачальника, що здійснює |
| Д | |купівлю електричної енергії на Оптовому |
| пм | |ринку з метою продажу її споживачам на |
| | |території України, за звітний місяць без |
| | |урахування збору у вигляді цільової надбавки|
| | |до діючого тарифу на електричну та теплову |
| | |енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| екф | грн. |фактичний платіж Постачальника, що здійснює |
| Д | |купівлю електричної енергії на Оптовому |
| ом | |ринку з метою її експорту, за звітний місяць|
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эпф | грн. |фактичний платіж Постачальника, що здійснює |
| Д | |купівлю електричної енергії на Оптовому |
| пм | |ринку з метою продажу її споживачам на |
| | |території України, за звітний місяць |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| кр | грн. |зменшення платежу Виробнику, який працює за |
| Д | |ціновими заявками, за користування |
| вр | |додатково отриманими коштами |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ку | грн. |компенсаційний платіж, розрахований на |
| Д | |виконання урядових рішень |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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, що здійснює купівлю |
| Д | |електричної енергії на Оптовому ринку з |
| п | |метою продажу її споживачам на території |
| | |України, за розрахункову добу без |
| | |урахування небалансу платежів в Оптовому |
| | |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 |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| сп | грн. |додатковий платіж Постачальника, що здійснює|
| Д | |купівлю електричної енергії на Оптовому |
| о | |ринку з метою її експорту, у разі вирішення |
| | |спірного питання, уточненням вимірів або |
| | |іншим узгодженим коригуванням |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| тп | |платіж оператора зовнішніх перетоків за |
| Д | грн. |забезпечення технологічних перетоків |
| ор | |електричної енергії за розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фупв | грн. |фактичні умовно-постійні витрати блоків, які|
| Д | |працюють в "острові Бурштинської ТЕС", за |
| м-2(Бу) | |місяць, який передував попередньому |
| | |розрахунковому місяцю |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фупв | грн. |фактичні умовно-постійні витрати блоків, які|
| Д | |працюють в іншій частині ОЕС України, за |
| м-2(ОЕС)| |місяць, який передував попередньому |
| | |розрахунковому місяцю |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 |
| | |на території відповідного постачальника |
| | |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 |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| к | |додатковий платіж виробнику на компенсацію |
| Д | грн. |збитків Виробникам від роботи блоків з |
| вр | |ознакою ОЗ = 1 |
| | | бр |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 Постачальника, що здійснює купівлю |
| Д | |електричної енергії на Оптовому ринку з |
| п | |метою продажу її споживачам на території |
| | |України, за розрахункову добу |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эп | грн. |платіж Постачальника, що здійснює купівлю |
| Д | |електричної енергії на Оптовому ринку з|
| пр | |метою продажу її споживачам на території |
| | |України, за розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эр | грн. |платіж за послуги ДПЕ |
| Д | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ДЗ | 0 чи 1 |ознака заданої диспетчером зупинки блока |
| бр | | |
| | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ДК | 0 чи 1 |ознака надання команди диспетчера щодо |
| бр | |зниження або збільшення навантаження блока в|
| | |в розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зб | % |ставка збору у вигляді цільової надбавки до |
| К | |діючого тарифу на електричну та теплову |
| | |енергію |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 технологічних витрат електричної |
| К | |енергії на її передачу магістральними та |
| р | |міждержавними мережами |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| К | грн./МВт.год |обмеження граничної ціни системи, |
| НКРЕ | |встановлене НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ОЗ | 1 чи 0 |ознака обов'язкової роботи блока, що |
| бр | |використовує природний газ на виробництво|
| | |електроенергії для забезпечення економії |
| | |вугілля на складі електростанції Виробника |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| Д | МВт |потужність блока, задана диспетчером на |
| Р | |розрахунковий період |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| екс | |графік експорту електричної енергії |
| Р | МВт |оператора зовнішніх перетоків |
| оір | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| імп | |графік імпорту електричної енергії оператора|
| Р | МВт |зовнішніх перетоків |
| оір | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| м | МВт |максимальна потужність моноблока або |
| Р | |двокорпусного блока при роботі у |
| б | |двокорпусному режимі |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| м1 | МВт |максимальна потужність |
| Р | |двокорпусного блока при роботі в |
| б | |однокорпусному режимі |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ммр | МВт |максимальна потужність електростанції в |
| Р | |моторному режимі |
| с | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мр | МВт |потужність гідроакумулюючої станції в |
| Р | |моторному режимі |
| ср | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дmin | МВт |обмеження мінімальної потужності блока за |
| Р | |вимогами ОЕС України |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дmax | МВт |обмеження максимальної потужності блока за |
| Р | |вимогами ОЕС України |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| нmin | МВт |технічний мінімум навантаження |
| Р | |двокорпусного блока при роботі в |
| б | |однокорпусному режимі |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| нmin1 | МВт |технічний мінімум навантаження моноблока або|
| Р | |двокорпусного блока при роботі у |
| б | |двокорпусному режимі |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
|дельта Р | МВт |допустиме відхилення фактичної потужності |
| | |блока від потужності блока, заданої |
| | |диспетчером |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 моноблока або двокорпусного блока|
| бр | |при роботі у двокорпусному режимі |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рmax1 | МВт |максимальна заявлена або перезаявлена робоча|
| Р | |потужність двокорпусного блока |
| бр | |при роботі в однокорпусному режимі роботи |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рmin | МВт |мінімальна заявлена або перезаявлена робоча |
| Р | |потужність моноблока або двокорпусного блока|
| бр | |при роботі у двокорпусному режимі |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рmin1 | МВт |мінімальна заявлена або перезаявлена робоча |
| Р | |потужність двокорпусного блока |
| бр | |при роботі в однокорпусному режимі роботи |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ф | МВт |фактична потужність блока на розрахунковий |
| Р | |період згідно з даними |
| бр | |Оперативно-інформаційного комплексу |
| | |Диспетчерського центру |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ее | коп./кВт.год |встановлений НКРЕ одноставочний тариф на |
| Т | |електричну енергію |
| в | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| імп | грн./МВт.год |встановлена НКРЕ ціна продажу імпортованої |
| Т | |електричної енергії на Оптовому ринку |
| оі | |оператором 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| тп | |установлена НКРЕ ціна електричної енергії за|
| Т | грн/МВт.год |забезпечення технологічного перетоку |
| оі | |оператором зовнішнього перетоку |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 ціна з урахуванням обсягу |
| Ц | |дотацій для компенсації втрат від здійснення|
| р | |постачання електричної енергії за |
| | |регульованим тарифом |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| орд | |оптова ринкова ціна без урахування обсягу |
| Ц | грн/МВт.год |дотацій для компенсації втрат від здійснення|
| р | |постачання електричної енергії за |
| | |регульованим тарифом |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 Постачальником з метою її |
| оір | |експорту |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| екс | МВт.год |обсяг купівлі електричної енергії на |
| Э | |Оптовому ринку за звітний місяць |
| оім | |Постачальником з метою її експорту |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| імп | МВт.год |обсяг імпорту електричної енергії в |
| Э | |Оптовий ринок оператором зовнішнього |
| оір | |перетоку за розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пс | МВт.год |технологічні витрати електричної енергії на |
| Э | |її передачу магістральними та міждержавними |
| р | |мережами |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пт | МВт.год |фактичний обсяг купівлі електричної енергії |
| Э | |на Оптовому ринку Постачальником з метою |
| пр | |продажу її споживачам на території України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пт | МВт.год |обсяг купівлі електричної енергії на |
| Э | |Оптовому ринку за звітний місяць |
| пм | |Постачальником з метою продажу її споживачам|
| | |на території України |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рпт | МВт.год |фактичне розрахункове покриття |
| Э | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| д | МВт.год |виробіток електричної енергії, який заданий |
| Э | |диспетчером |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| тп | |обсяг технологічного перетоку електричної |
| Э | МВт.год |енергії оператора зовнішнього перетоку |
| оір | |за розрахунковий період |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | грн/МВт.год |сума фактичного відпуску електричної енергії|
| Э | |Виробниками, які не працюють за ціновими |
| ср-аес | |заявками, крім атомних електростанцій, та |
| | |фактичного обсягу імпортованої та |
| | |технологічного перетоку електричної енергії |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 Б
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
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 виконання
поч
команди диспетчера t ;
ком
г) час (година : хвилина), на який повинна бути виконана
кінц
команда диспетчера t ;
ком
д) величина потужності, на яку повинен бути завантажений
д
енергоблок на час виконання команди Р ;
ком
д
е) ознака наданої команди П (на вимогу системи - 0, за
ком
заявкою генеруючої компанії - 1).
Вважається, що зміна навантаження енергоблоку в інтервалі між
поч кінц
t та t здійснюється по лінійному закону. Після набору
ком ком
д
навантаження енергоблоку до величини Р її значення залишається
ком
постійним до початку виконання наступної команди.
Якщо наступною командою диспетчера є команда нести
навантаження відповідно до "планового графіку", то програмне
забезпечення повинно кожну годину формувати вищевказану команду з
поч кінц
t та t рівними значенню поточному цілому часу, а
ком(к) ком(к-1)
д
Р рівним величині планового навантаження за цей час.
ком
1) Цикл по командах диспетчера к=1, К (де К-кількість команд
диспетчера, наданих за розрахункову добу)
2) Перевірка факту закінчення попередньої команди диспетчера
поч кінц
до 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 д
Р = Р
ком(к) ком(к-1)
кінц д
Р = Р
ком(к-1) ком(к-1)
Перехід до пункту 1
4) Інакше, знаходимо величину навантаження енергоблоку на
початок К-ї та кінець попередньої команди диспетчера і корегуємо
час завершення виконання попередньої команди диспетчера
д поч поч поч
(Р - Р ) х (t - t )
поч поч ком(к-1) ком(к-1) ком(к) ком(к-1)
Р = Р + ----------------------------------------------
ком(к) ком(к-1) кінц поч
t - t
ком(к-1) ком(к-1)
кінц поч
t = t
ком(к-1) ком(к)
кінц поч
Р = Р
ком(к-1) ком(к)
Перехід до пункту 1
5) Після завершення циклу по командах диспетчера, кінець
розрахунків
1) Цикл по годинах доби і=1,24
2) Цикл по командах диспетчера к=1, К
3) Перевірка наявності і-ї години доби в період між кінцем
виконання попередньої команди диспетчера та початком виконання К-ї
команди диспетчера
кінц поч
t <= 60 х і <= t
ком(к-1) ком(к)
4) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
заданого навантаження енергоблоку на і-у годину доби
д кінц
Р = Р
бр(і) ком(к-1)
Перехід до пункту 1
5) Перевірка наявності дії К-ї команди диспетчера в і-у
години доби
поч кінц
t <= 60 х і <= t
ком(к) ком(к)
6) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
заданого навантаження енергоблоку на і-у годину доби
кінц поч поч
(Р - Р ) х (60 х і - t )
д поч ком(к) ком(к) ком(к)
Р = Р + ----------------------------------------
бр(і) ком(к) кінц поч
t - t
ком(к) ком(к)
Перехід до пункту 1
7) Після завершення циклу по годинах доби та командах
диспетчера, то перевірка завершення останньої команди (К) в
розрахунковій добі
кінц
t <= 60 х 24
ком(к)
8) Якщо нерівність виконується, то
д кінц
Р = Р
бр(24) ком(К)
9) Кінець розрахунків
Величини, розраховані на основі команд диспетчера на кожну
цілу годину, відображаються в погодинному диспетчерському графіку
для візуального контролю виконання енергоблоками наданих команд.
1) Цикл по годинах доби і=1,24
д д
2) Присвоєння Э = 0 (де Э - обсяг заданого виробництва
бр(і) бр(і)
електроенергії енергоблоку на і-ту годину відповідно до
диспетчерського графіку)
3) Цикл по командах диспетчера к=1, К
4) Перевірка попадання (і-1)-ї години доби між часом початку
та кінця виконання попередньої команди диспетчера
поч кінц
t < 60 х (і-1) і 60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1) ком(к-1)
5) Якщо нерівність виконується, то
д д д кінц
Э = Э + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(і) бр(і) бр(і-1) ком(к-1)
кінц
(t - 60 х (і-1)) / 60
ком(к-1)
6) Перевірка наявності факту початку та завершення виконання
(К-1)-ї команди диспетчера в і-й годині доби
поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і
ком(к-1)
і
кінц
60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1)
7) Якщо нерівність виконується, то
д д поч д
Э = Э + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(і) бр(і) ком(к-1) ком(к-1)
кінц поч
х (t - t ) / 60
ком(к-1) ком(к-1)
8) Перевірка попадання і-ї години доби між часом початку та
кінця виконання (К-1)-ї команди диспетчера
поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і
ком(к-1)
і
кінц
t > 60 х і
ком(к-1)
9) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
д д поч д
Э = Э + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(і) бр(і) ком(к-1) бр(і)
поч
(60 х і - t ) / 60
ком(к-1)
10) Перевірка закінчення попередньої команди до початку
розрахункового часу та початку К-ї команди в і-й годині доби
кінц поч
t > 60 х (і-1) і 60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1) ком(к)
11) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
д д д поч
Э = Э + Р х (t - 60 х (і-1)) / 60
бр(і) бр(і) бр(і-1) ком(к)
12) Перевірка закінчення виконання попередньої команди та
початку виконання К-ї команди в і-й годині доби
кінц поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і і 60 х (і-1) < t <= 60 х і
ком(к-1) ком(к)
13) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
д д кінц поч кінц
Э = Э + Р х (t - t ) / 60
бр(і) бр(и) ком(к-1) ком(к) ком(к-1)
14) Перевірка наявності факту кінця виконання попередньої
команди диспетчера в і-й годині та початку виконання К-ї команди
після завершення і-ї години
кінц поч
60 х (і-1) <= t < 60 х і і t > 60 х і
ком(к-1) ком(к)
15) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
д д кінц кінц
Э = Э + Р х (60 х і - t )
бр(і) бр(і) ком(к-1) ком(к-1)
16) Перевірка початку виконання попередньої команди
диспетчера до початку і-ї години та закінчення її виконання після
завершення і-ї години або закінчення попередньої команди до
початку і-ї години та початку К-ї команди після завершення і-ї
години
поч кінц
t < 60 х (і-1) і t > 60 х і
ком(к-1) ком(к-1)
17) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину
д д д д
Э = Э + 0,5 х (Р + Р )
бр(і) бр(і) бр(і) бр(і-1)
18) Перехід до пункту 3
19) Перехід до пункту 1
20) Перевірка факту закінчення часу виконання К-ї команди
диспетчера до початку 24 години
поч кінц
t < 60 х 23 і t <= 60 х 23
ком(К) ком(к)
21) Якщо нерівність виконується, то
д кінц
Э = Р
бр(24) ком(к)
Перехід до пункту 30
22) Перевірка факту попадання 23 години між початком та
кінцем виконання К-ї команди диспетчера
поч кінц
t <= 60 х 23 і 60 х 23 < t <= 60 х 24
ком(к) ком(к)
23) Якщо нерівність виконується, то
д д кінц кінц кінц
Э = (0,5 х (Р + Р ) х (t - 60 х 23) + Р х
бр(24) бр(23) ком(к) ком(к) ком(к)
кінц
х (60 х 24 - t )) / 60
ком(к)
Перехід до пункту 30
24) Перевірка факту початку та закінчення виконання К-ї
команди диспетчера протягом 24 години
поч кінц
60 х 23 < t < 60 х 24 і 60 х 23 < t <= 60 х 24
ком(к) ком(к)
25) Якщо нерівність виконується, то
д кінц поч поч кінц
Э = (Р х (t - 60 х 23) + 0,5 х (Р + Р ) х
бр(24) ком(к-1) ком(к) ком(к) ком(к)
кінц поч кінц кінц
х (t - t ) + Р х (60 х 24 - t )) / 60
ком(к) ком(к) ком(к) ком(к)
Перехід до пункту 30
26) Перевірка факту початку виконання К-ї команди диспетчера
в 24 годині, а її кінця виконання в наступний розрахунковий день
поч кінц
60 х 23 <= t <= 60 х 24 і t > 60 х 24
ком(к) ком(к)
27) Якщо нерівність виконується, то
д кінц поч
Э = (Р х (t - 60 х 23) + 0,5 х
бр(24) ком(к-1) ком(к)
поч д поч
х (Р + Р ) х (60 х 24 - t )) / 60
ком(к) бр(24) ком(к)
Перехід до пункту 30
28) Перевірка факту початку виконання К-ї команди диспетчера
до 23 години та кінця її виконання в наступний розрахунковий день
поч кінц
t <= 60 х 23 і t > 60 х 24
ком(к) ком(к)
29) Якщо нерівність виконується, то
д д д
Э = 0,5 х (Р + Р )
бр(24) бр(23) бр(24)
30) Після завершення циклу по годинах доби, кінець
розрахунків
1) Цикл по годинах доби і=1,24
2) Цикл по командах диспетчера к=1, К
3) Перевірка наявності і-ї години доби в період між кінцем
виконання попередньої команди диспетчера та початком виконання К-ї
команди диспетчера
кінц поч
t <= 60 х і <= t
ком(к-1) ком(к)
4) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину ознаки
наданої команди диспетчера на і-у годину доби
в д
Н = П
бр(і) ком(к-1)
Перехід до пункту 1
5) Перевірка наявності дії К-ї команди диспетчера в і-у
години доби
поч кінц
t <= 60 х і <= t
ком(к) ком(к)
6) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину ознаки
наданої команди диспетчера на і-у годину доби
в д
Н = П
бр(і) ком(к)
Перехід до пункту 1
7) Після завершення циклу по годинах доби та командах
диспетчера, то перевірка завершення останньої команди (К) в
розрахунковій добі
кінц
t <= 60 х 24
ком(к)
8) Якщо нерівність виконується, то
кінц д
Н = П
ком(к) ком(к)
9) Кінець розрахунків
-----------------------------------------------------------
| Найменування | Години доби |
|(генеруюча компанія, |-------------------------------|
|електростанція, номер | 1 | 2 | ... | 25 |
| та код блоку) | | | | |
-----------------------------------------------------------
Назва генеруючої компанії
---------------------------
Назва електростанції
Б-(номер) Код блоку
max
Р
бр
min
Р
бр
д
Р
бр
д
Э
бр
в
Н
бр
----------------------------------------------------------
... .
Відповідальна особа ____________________ ____________________
(підпис) П.І.П.
max
де Р - остання заявлена генеруючою компанією максимальна
бр
робоча потужність на і-ту годину доби;
min
Р - остання заявлена генеруючою компанією мінімальна
бр
робоча потужність на і-ту годину доби;
д
Р - задане диспетчером навантаження енергоблоку на і-ту
бр
годину доби (розраховується відповідно до розділу 3 цього
додатку);
д
Э - задане диспетчером виробництво електроенергії
бр
енергоблоку на і-ту годину доби (розраховується відповідно до
розділу 4 цього додатку);
в
Н - ознака наданої команди диспетчера на і-ту
бр
годину доби (розраховується відповідно до розділу 5 цього
додатку).
Додаток В
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
1.1. Середньозважена ціна умовного палива на виробництво
упе
електричної енергії (Ц , грн./т.у.п.) розраховується за
б
формулою:
нп e
Ц r
упе бк бк
Ц = S ( ------ х ----- ) ,
б к Q 100
К
бк
де:
к - вид натурального палива (вугілля, газ, мазут),
підрядковий індекс;
нп
Ц - ціна натурального палива з урахуванням витрат на
бк
транспортування (без ПДВ), грн./т, грн./тис.куб.м;
Q
К - калорійний еквівалент переведення натурального палива в
бк
умовне;
е
r - відсоток використання умовного палива на виробництво
бк
електроенергії, %;
S - знак суми.
1.2. Середньозважена ціна умовного палива на пуск блоку
упп
(Ц , грн./т.у.п) розраховується за формулою:
б
нп 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
блоку, %";
S - знак суми.
2.1. Для моноблоків розраховуються чотири вартості пусків
блоку із відповідних теплових станів блоку - гарячого, двох
п
напівпрохолодних та холодного (Ц , грн.) за формулою:
б
п упп п
Ц = Ц х В ,
б б б
п
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
з турбоагрегатом із відповідних теплових станів (Ц , грн.)
б
за формулою:
п1 упп п1
Ц = Ц х В ,
б б б
п1
де 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
з турбоагрегатом (Ц , грн.) за формулою:
б
п2 упп п2
Ц = Ц х В
б б б
п2
де В - витрати умовного палива на пуск (підключення) другого
б
корпусу котла з турбоагрегатом, т.у.п.
п
2.3. Витрати умовного палива на пуск моноблоку (В ), витрати
б
умовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом
п1
(В ) та витрати умовного палива на пуск (підключення) другого
б
п2
корпусу котла з турбоагрегатом (В ) визначаються Виробниками
б
згідно із затвердженими центральним органом виконавчої влади,
що здійснює управління в електроенергетиці, енергетичними
характеристиками обладнання блоків, які експлуатуються
виробниками.
3.1. Виробник здійснює вибір не менше двох та не більше
чотирьох опорних точок потужностей блока (корпусу) (Р , МВт) за
бх
умов, що в усіх розрахункових періодах доби мають виконуватись
наступні вимоги:
для моноблоків:
pmin
Р <= Р ;
б1 бр
Р повинна дорівнювати максимальному значенню потужності на
б4
кривій графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива
відповідного блока, а для теплофікаційних блоків - на кривій у
залежності від планового відпуску теплової енергії зовнішнім
споживачам із відборів турбін;
для двокорпусних блоків:
pmin1
Р <= Р при роботі блока в однокорпусному режимі;
б1 бр
pmin
Р <= Р при роботі блока у двокорпусному режимі;
б3 бр
Р повинна дорівнювати максимальному значенню потужності на
б2
кривій графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива
відповідного блока при роботі в однокорпусному режимі;
Р повинна дорівнювати максимальному значенню потужності на
б4
кривій графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива
відповідного блока при роботі в двокорпусному режимі.
3.2. Витрати умовного палива за годину роботи блоку (корпусу)
на відповідних опорних точках потужності ( В , кг/год)
бх
розраховуються за формулою:
п
В = Р х b ,
бх бх бх
п
де b - прогнозовані питомі витрати умовного палива
бх
на відпущену електроенергію, г/кВт.год.
3.3. Прогнозні питомі витрати умовного палива на відпущену
n
електроенергію (b ) визначаються за формулою:
бх
n вн сум
b = b + дельта b ,
бх бх бх
де:
вн
b - вихідні нормативні питомі витрати умовного палива на
бх
відпущену електроенергію, що визначаються за кривою графіка
вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного
типу блоку (корпусу), затвердженого центральним органом виконавчої
влади, що здійснює управління в електроенергетиці, г/кВт.год;
сум
дельта b - сумарна поправка до вихідних нормативних
бх
питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію,
г/кВт.год.
3.4. Сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат
сум
умовного палива на відпущену електроенергію (дельта b )
бх
визначається за формулою:
сум
дельта b = S Дb ,
бх j бхj
де S - знак суми
де дельта b - j-та поправка до вихідних нормативних
бхj
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
ДВ = ---------- ;
б2 Р - Р
б2 б1
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
ДВ = ------------ ;
б4 Р - Р
б4 б3
хх1 хх2
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.
3.7. Якщо в результаті розрахунку не виконується умова
монотонного зростання приростів витрат умовного палива на зміну
потужності, Виробник вибирає інші опорні точки потужності блоку
(корпусу), для яких здійснює перерахунок приростів витрат умовного
палива на зміну потужності.
Для двокорпусних блоків умова монотонного зростання приростів
витрат умовного палива між другою та третьою опорними точками
потужності може не виконуватись у випадку, коли перша і друга
опорні точки потужності відповідають роботі двокорпусного блоку
в однокорпусному режимі, а третя і четверта опорні точки
потужності - роботі блоку в двокорпусному режимі. Цей розрив має
відповідати нормативним характеристикам конкретного
тепломеханічного обладнання.
3.8. Для вибраних опорних точок потужності, для яких
виконується умова монотонного зростання приростів витрат умовного
палива на зміну потужності, розраховуються прирощені ціни блоку
з
(корпусу) (Ц , грн./МВт.год) за формулою:
бх
з упе
Ц = Ц х ДВ /1000.
бх б бх
4.1. Розрахунок ціни холостого ходу для моноблоків
хх
4.1.1. Ціна холостого ходу для моноблоків (Ц , грн./год)
б
розраховується за формулою:
хх упе хх
Ц = Ц х В /100.
б б б
4.1.2. Витрати умовного палива за годину роботи моноблоку
хх
на 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)
мінімальної 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
на мінімальній робочій потужності (P ), кг/год;
б
min
B - витрата умовного палива за годину роботи
б(+ дельта)
моноблоку на опорній точці потужності, наступній після мінімальної
min
робочої потужності (P ), кг/год;
б(+дельта)
хх хх
К - коригуючий коефіцієнт холостого ходу, К = 0,9;
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
б
нmin
на 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
мінімуму 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
хх1
де В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б
на холостому ході в однокорпусному режимі, кг/год;
б) для двокорпусного режиму роботи блоку:
хх2 упе хх2
Ц = Ц х В /1000,
б б б
хх2
де В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б
на холостому ході в двокорпусному режимі, кг/год.
4.2.2. Витрати умовного палива за годину роботи двокорпусного
блоку на холостому ході розраховуються за формулою:
а) для однокорпусного режиму роботи блоку:
нmin1 нmin1
( В - В )
хх1 нmin1 б(+дельта) б нmin1 хх
В = В - ------------------------- х Р х К ,
б б дельта Р б
б
де:
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
б
нmin1
на технічному мінімумі навантаження першого корпусу (Р ),
б
кг/год;
нmin
В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б(+дельта)
на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму
нmin1
навантаження 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)
технічного 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
б
нmin2
на технічному мінімумі навантаження двокорпусного блоку (Р ),
б
кг/год;
нmin2
В - витрати умовного палива за годину роботи блоку
б(+дельта)
на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму
нmin2
навантаження двокорпусного блоку (Р ), кг/год.
б(+дельта)
4.3. Визначення приросту потужності
4.3.1. Приріст потужності (дельта Р ) визначається за такими
б
правилами:
У
дельта Р = 5 МВт - для моноблоків Р < = 210 МВт
б б
У
та однокорпусного режиму двокорпусних блоків 210 < Р < = 325 МВт;
б
дельта P = 5 МВт - для двокорпусного та однокорпусного
б
режиму роботи двокорпусного блоку 100 МВт;
дельта Р = 10 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму
б
У
блоків 210 < Р < = 325 МВт;
б
дельта Р = 15 МВт - для однокорпусного режиму двокорпусного
б
У
блоку 325 < Р < = 800 МВт;
б
дельта Р = 20 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму
б
У
двокорпусних блоків 325 < Р < = 800 МВт,
б
У
де P - встановлена потужність блоку, МВт.
б
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 двокорпусного
б
нmin1
блоку (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.
Додаток Г
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
| 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 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
| 1 |Слов'янська ТЕС |варіант| 7 | 0,5 | 300 | 0,5 | 300 | 0,5 | 300 | 1 | 580 | 1 | 580 | 1 | 580 | 1 | 580 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
| 2 | |варіант| 3 | 1 | 35 | 1 | 35 | 1 | 35 | 1 | 35 | 1 | 35 | 1 | 35 | 1 | 35 |
| | | 2-2 | | | | | | | | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
| 3 |Старобешівська |варіант| 4-13 | 3 | 140 | 3 | 140 | 3 | 140 | 4 | 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 |варіант|5,6 |- | - |- | - |- | - |1 |80 |1 | 80 |1 | 80 |1 |80 |
|---|ТЕС | 1 |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|15 | | |7,8 |2 |105 |2 |105 |2 |105 |1 |130 |2 | 105 |2 | 110 |2 |120 |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|16 | |варіант|5,6 |1 |80 |1 |80 |1 |80 |1 |80 |2 |80+60 |2 |80+70 |2 |80 |
|---| | 2 |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|17 | | |7,8 |1 |105 |1 |105 |1 |110 |1 |130 |1 | 110 |1 | 120 |1 |130 |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|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 | 1 | 100 | 2 | 100 | 2 | 100 | 1 | 100 | 2 | 100 | 2 | 100 |
|---| | 1 |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|38 | | | 3 | 1 | 165 | 1 | 180 | 1 | 180 | 1 | 220 | 2 | 230 | 2 | 230 | 2 | 250 |
|---| | |--------+------+-------+------+-------| | | | | | | | | | |
|39 | | | 4 | - | - | - | - | | | | | | | | | | |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|40 | |варіант| 1,2 | 2 | 65 | 2 | 65 | 1 | 65 | 1 | 90 | 1 | 100 | 2 | 100 | 2 | 100 |
|---| | 2 |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|41 | | | 3 | - | - | 1 | 165 | 2 | 165 | 2 | 165 | 2 | 230 | 2 | 230 | 2 | 250 |
|---| | |--------| | | |-------| |-------| | | | | | | | |
|42 | | | 4 | | | | 150 | | 150 | | | | | | | | |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|43 | |варіант| 1,2 | - | - | - | - | 1 | 65 | 1 | 90 | 1 | 100 | 2 | 100 | 2 | 100 |
|---| | 3 |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|44 | | | 3 | 2 | 165 | 2 | 165 | 2 | 165 | 2 | 165 | 2 | 230 | 2 | 230 | 2 | 250 |
|---| | |--------| |-------| |-------| |-------| | | | | | | | |
|45 | | | 4 | | 150 | | 150 | | 150 | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|46 |Київська ТЕЦ-5 |варіант|1,2 |2 |65 |2 |65 |2 |100 |2 |100 |1 |100 |2 |100 |2 |100 |
|---| | 4(1) |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|47 | | | 3 |1 |165 |1 |165 |1 |180 |1 |220 |2 |230 |2 |230 |2 |250 |
|---| | |--------| |-------| |-------| | | | | | | | | | |
|48 | | | 4 | |150 | |150 | | | | | | | | | | |
|---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|49 | |варіант|1,2 |2 |65 |2 |65 |1 |65 |1 |90 |1 |100 |2 |100 |2 |100 |
|---| | 5(1) |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|50 | | | 3 |1 |165 |1 |165 |2 |165 |2 |165 |2 |230 |2 |230 |2 |250 |
|---| | |--------| |-------| |-------| |-------| | | | | | | | |
|51 | | |4 | |150 | |150 | |150 | | | | | | | | |
|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------|
|52 |Київська ТЕЦ-6 |варіант| 1,2 | 1 | 150 | 2 | 150 | 2 | 160 | 2 | 170 | 2 | 180 | 2 | 210 | 2 | 230 |
| | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |
-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Додаток Д
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
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 допустимий
б
склад обладнання згідно з додатком Г Правил. Для блоків, які
фактично працюють у добі, що передує розрахунковій, та які можуть
бути включені в роботу до заданого графіка навантаження на
розрахункову добу, допускається відхилення фактичних запасів
вугілля нижче рівня незнижуваних запасів вугілля не більше ніж на
10%, але не довше ніж протягом п'яти діб поспіль. Якщо блокам
станції була встановлена ознака знаходження поза резервом за
відсутністю палива ОТ = 1, то зазначена ознака скасовується
б
після досягнення та збереження фактичних запасів вугілля на
станції не менше незнижуваних протягом трьох діб поспіль.
------------------------------------------------------------------
| Виробник/електростанція | березень, тис. тонн |
|----------------------------------------------------------------|
|ВАТ "Дніпроенерго": |
|----------------------------------------------------------------|
|Криворізька ТЕС | 40 |
|----------------------------------+-----------------------------|
|Придніпровська ТЕС | 40 |
|----------------------------------+-----------------------------|
|Запорізька ТЕС | 40 |
|----------------------------------------------------------------|
|ВАТ "Донбасенерго": |
|----------------------------------------------------------------|
|Старобешівська ТЕС | 40 |
|----------------------------------+-----------------------------|
|Слов'янська ТЕС | 40 |
|----------------------------------------------------------------|
|ВАТ "Західенерго": |
|----------------------------------------------------------------|
|Бурштинська ТЕС | 60 |
|----------------------------------+-----------------------------|
|Добротвірська ТЕС | 20 |
|----------------------------------+-----------------------------|
|Ладижинська ТЕС | 40 |
|----------------------------------------------------------------|
|ВАТ "Центренерго": |
|----------------------------------------------------------------|
|Вуглегірська ТЕС | 40 |
|----------------------------------+-----------------------------|
|Трипільська ТЕС | 40 |
|----------------------------------+-----------------------------|
|Зміївська ТЕС | 40 |
|----------------------------------------------------------------|
|ТОВ "Східенерго": |
|----------------------------------------------------------------|
|Зуївська ТЕС | 40 |
|----------------------------------+-----------------------------|
|Курахівська ТЕС | 40 |
|----------------------------------+-----------------------------|
|Луганська ТЕС | 40 |
------------------------------------------------------------------
Додаток Е
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
1. На підставі даних прогнозного балансу електричної енергії
ОЕС України та прогнозних обсягів відпуску електроенергії в
Оптовий ринок на розрахунковий місяць, затвердженого центральним
органом виконавчої влади, що здійснює управління в
електроенергетиці (при проведенні розрахунків до початку
розрахункового місяця), або прогнозного балансу електроенергії,
розрахованого Розпорядником системи розрахунків (при проведенні
розрахунків протягом розрахункового місяця) із урахуванням
необхідної величини розвантаження теплових електростанцій нижче
мінімально допустимого складу обладнання, Розпорядник системи
розрахунків визначає наступні величини:
1) обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоками,
які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоками, які
працюють в іншій частині ОЕС України (Е , МВт·год);
м
2) прогнозовану величину розвантаження генеруючого обладнання
виробників, які працюють за ціновими заявками, нижче мінімально
розв
допустимого складу обладнання (Е , МВт.год).
м
2. На підставі даних НКРЕ щодо тарифів на продаж електричної
енергії в Оптовий ринок виробниками та інших витрат, що входять до
складу оптової ринкової ціни, а також рівня затвердженої НКРЕ
прогнозованої оптової ринкової ціни на розрахунковий місяць
Розпорядник системи розрахунків визначає обсяг коштів, що може
бути нарахований виробникам, які працюють за ціновими заявками
ЦЗ
(Д , грн), з урахуванням необхідності забезпечення оптової
м
ринкової ціни на рівні прогнозованої.
3. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів,
що можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові
Бурштинскої ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС
зп
України (Д , грн), у залишковому періоді розрахункового місяця з
м
моменту введення показників, які використовуються для розрахунку
цін за робочу потужність та маневреність, за такою формулою:
ЦЗ
Д
м ее
Ц = (----- - Т х 10) х 0,75
розв Е аес
м
ф
де Д - фактичні платежі, нараховані блокам, які працюють в
м
Дострові Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в іншій
частині ОЕС України, з початку розрахункового місяця, грн;
пр
Д - платежі блокам, які працюють в "острові Бурштинської
м
ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС України, що
прогнозуються на період від останньої дати, за яку нараховані
фактичні платежі, до дати введення показників, які
використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та
маневреність, грн.
4. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів,
що можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові
Бурштинскої ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС
зп
України (Д , грн), у залишковому періоді розрахункового місяця з
м
моменту введення показників, які використовуються для розрахунку
цін за робочу потужність та маневреність, за такою формулою:
зп ЦЗ ф пр
Д = Д - Д - Д ,
м м м м
ф
де Д - фактичні платежі, нараховані блокам, які працюють в
м
"острові Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в іншій
частині ОЕС України, з початку розрахункового місяця, грн;
пр
Д - платежі блокам, які працюють в "острові
м
Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС
України, що прогнозуються на період від останньої дати, за яку
нараховані фактичні платежі, до дати введення показників, які
використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та
маневреність, грн.
5. На підставі щоденної інформації щодо рівня цінових заявок
Виробників та даних прогнозного балансу електроенергії,
розрахованого Розпорядником системи розрахунків, здійснюється
прогнозування середньозваженої ціни електричної енергії для
блоків, що працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та для блоків,
ее
які працюють в іншій частині ОЕС України (Ц , грн/МВт·год), на
період дії показників, які використовуються для розрахунку цін за
робочу потужність та маневреність.
6. Розпорядник системи розрахунків визначає прогнозовані
обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоками, які
працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоками, які працюють в
зп
іншій частині ОЕС України (Е , МВт·год), у залишковому періоді
м
розрахункового місяця з моменту введення показників, які
використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та
маневреність, за такою формулою:
зп ф пр
Е = Е - Е - Е ,
м м м м
ф
де Е - фактичні обсяги відпуску електроенергії в Оптовий
м
ринок блоками, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та
блоками, які працюють в іншій частині ОЕС України, з початку
розрахункового місяця, МВт·год;
пр
Е - обсяги відпуску електроенергії в Оптовий ринок блоків,
м
які працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блоків, які працюють
в іншій частині ОЕС України, що прогнозуються на період від
останньої дати, за яку нараховані фактичні платежі, до дати
введення показників, які використовуються для розрахунку цін за
робочу потужність та маневреність, МВт·год.
7. Розпорядник системи розрахунків визначає обсяги коштів,
що можуть бути нараховані блокам, які працюють в "острові
Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в іншій частині ОЕС
мн+рп
України (Д , грн), за робочу потужність першої і другої групи
м
блоків та маневреність за такою формулою:
мн+рп зп ее розв
Д = Д - Д - Д - (ДЕЛЬТА) Д ,
м м м м м
де (ДЕЛЬТА) Д - прогнозовані обсяги коштів, які можуть бути
м
нараховані виробникам за робочу потужність третьої та четвертої
групи блоків, за пуски блоків (корпусів), за відхилення фактичного
виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання
вимог системи з урахуванням можливих зменшень платежів за
порушення режиму роботи (для блоків, які працюють в "острові
Бурштинської ТЕС", та для блоків, які працюють в іншій частині ОЕС
України) на період дії показників, які використовуються для
розрахунку цін за робочу потужність та маневреність, грн;
ее
Д - прогнозовані платежі за електричну енергію блокам, які
м
працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють в
іншій частині ОЕС України, на період дії показників, які
використовуються для розрахунку цін за робочу потужність та
маневреність, що визначаються за такою формулою:
ее зп ее
Д = Е х Ц ;
м м
розв
Д - прогнозований платіж виробникам, які будуть
м
працювати складом обладнання нижче мінімально допустимого в період
дії показників, які використовуються для розрахунку цін за робочу
потужність та маневреність, який визначається за такою формулою:
розв розв розв
Д = Ц х Е .
м м
8. Обсяги коштів, які можуть бути нараховані за робочу
потужність першої і другої групи блоків, та маневреність блокам,
що працюють в "острові Бурштинської ТЕС", та блокам, які працюють
рп мн
в іншій частині ОЕС України (Д , Д , грн), розподіляються
м м
Розпорядником системи розрахунків за такими правилами:
рп мн+рп
Д = Д х (ламбда);
м м
мн мн+рп
Д = Д х (1 - (ламбда)),
м м
де (ламбда) - частка коштів, що можуть бути нараховані за
робочу потужність виробникам, що працюють за ціновими заявками,
яка затверджується Радою Оптового ринку та погоджується НКРЕ.
9. Розпорядник системи розрахунків за допомогою програмного
забезпечення здійснює підбір показників, які використовуються для
розрахунку цін за робочу потужність блоків першої та другої
nз nз nз мн мн
групи (К = К = К ) та маневреність (К = К =
(Бу) (ОЕС) мах мах(Бу)
мн мн мн мн
= К та К = К = К ) для робочих та
мах(ОЕС) мін мін(Бу) мін(ОЕС)
вихідних днів, використовуючи наступну вхідну інформацію:
1) середнє погодинне покриття характерних днів розрахункового
місяця;
2) середня погодинна робоча потужність блоків першої та
другої групи в характерні дні розрахункового місяця;
3) середній погодинний діапазон регулювання генеруючого
обладнання, що планується в роботу та оперативний резерв.