• Посилання скопійовано
Документ підготовлено в системі iplex

Про затвердження Правил Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р.

Національна комісія регулювання електроенергетики України  | Правила, Постанова від 12.09.2003 № 921 | Документ не діє
Редакції
Реквізити
  • Видавник: Національна комісія регулювання електроенергетики України
  • Тип: Правила, Постанова
  • Дата: 12.09.2003
  • Номер: 921
  • Статус: Документ не діє
  • Посилання скопійовано
Реквізити
  • Видавник: Національна комісія регулювання електроенергетики України
  • Тип: Правила, Постанова
  • Дата: 12.09.2003
  • Номер: 921
  • Статус: Документ не діє
Редакції
Документ підготовлено в системі iplex
р(1) р(2) р(3) р(4)
рм
де Ц - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків,
(3)
що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, грн/МВт;
рм
Ц - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків,
(2)
що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи
розрахунків, грн/МВт;
пз
К - регулюючий коефіцієнт, що затверджується НКРЕ за
поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт; пк
max(Р ) - максимальне значення необхідного покриття в період
р
Start-End;
пк
Р - значення необхідного покриття в р-му розрахунковому
р
періоді протягом періоду Start-End;
n - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіку необхідного покриття, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків.
( Пункт 5.12.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1049 від 17.10.2003 )
5.13. Визначення ціни за маневреність
5.13.1. Ціна за маневреність для включених в роботу
енергоблоків на кожний розрахунковий період наступної доби
визначається Розпорядником системи розрахунків окремо для "острова
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;
бр(ОЕС)
рег
дельта P - заявлений діапазон регулювання блоку в іншій
бр(ОЕС)
частині ОЕС України, який визначається за наступними правилами:
- для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка
(М = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1, заявлений діапазон
бр
регулювання визначається за формулою:
рег рmax
дельта P = Р - для однокорпусних та двокорпусних
бр(ОЕС) бр
блоків, що декларують ознаку маневреності блока, в тому числі для
розрахункових періодів доби, в яких використовувалась
маневреність;
рег рmax
дельта P = Р - Р - для двокорпусних блоків, що
бр(ОЕС) бр б2
декларують ознаку маневреності корпусу, у тому числі для
розрахункових періодів доби, в яких використовувалась
маневреність;
- для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі, заявлений діапазон регулювання визначається за формулою:
рег
дельта P = Р - Р ;
бр(ОЕС) б2 б1
- для всіх інших блоків, у тому числі для двокорпусних
блоків, заявлених в роботу в однокорпусному режимі, та блоків, які
заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (М = 1) і з ознакою
бр
обов'язкової роботи, заявлений діапазон регулювання визначається
за формулою:
рег рmax рmin
дельта P = Р - Р .
бр(ОЕС) бр бр
( Пункт 5.13.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )( Підрозділ 5.13 в редакції Постанови НКРЕ N 258 від 19.03.2004 )
6. ДИСПЕТЧЕРСЬКЕ УПРАВЛІННЯ, ЗБІР ТА ПЕРЕВІРКА ДАНИХ
6.1. Централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління
6.1.1. Диспетчерський центр повинен здійснювати централізоване (оперативно-технологічне) диспетчерське управління об'єднаною енергосистемою України у відповідності з діючими нормативно-правовими і технічними документами та цими Правилами. При цьому пріоритетним є забезпечення стійкості паралельної роботи електростанцій та окремих регіонів у складі об'єднаної енергосистеми України, безперервного електропостачання споживачам електроенергії відповідної якості та надійності роботи електростанцій.
6.1.2. Виробники, Оператори зовнішніх перетоків, Оператор магістральних та міждержавних електромереж та Постачальники зобов'язані виконувати заданий графік навантаження або команди диспетчера відповідно до оперативно-диспетчерських інструкцій.
6.1.3. Диспетчер має право, при необхідності за режимом роботи ОЕС України, змінювати заданий графік навантаження Виробників, Операторів зовнішніх перетоків та Постачальників.
6.1.4. При зміні навантаження блоків Виробників, працюючих за ціновими заявками, диспетчер повинен керуватись графіками гарячого резерву, в якому блоки розташовані в порядку збільшення вартості виробництва електроенергії.
6.1.5. При необхідності пуску блоків Виробників, працюючих за ціновими заявками, диспетчер повинен керуватись порядком пуску блоків з резерву, а при зупинці блоків - порядком блоків на відключення до резерву.
6.1.6. Щодня не пізніше 11-00 Диспетчерський центр повинен надавати Розпоряднику системи розрахунків витяг з диспетчерського журналу, в якому фіксуються:
а) всі команди диспетчера, які надаються енергоблокам
протягом доби та відповідно до додатку Б до цих Правил
перераховані в заданий обсяг виробітку електричної енергії
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.
6.1.7. Дані витягу з диспетчерського журналу надаються Розпоряднику системи розрахунків в електронному та друкованому вигляді.
6.2. Порядок збору та обробки даних вимірювань
6.2.1. Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку повинен зібрати дані вимірювань, перевірити їх достовірність, узагальнити дані вимірювань для Виробників, Постачальників, Операторів зовнішніх перетоків та Оператора магістральних та міждержавних електромереж.
6.2.2. Для включення в Систему розрахунків всі дані вимірювань повинні бути розподілені за розрахунковими періодами та скориговані з урахуванням розташування лічильника відносно кордону Оптового ринку та надані Розпоряднику системи розрахунків відповідно до Договору та узгодженого порядку.
6.2.3. Фізичний кордон Оптового ринку визначається точками поставки електричної енергії - межою балансової належності електричних мереж між Виробниками, Постачальниками, Оператором магістральних та міждержавних електромереж тощо.
6.2.4. Для кожного розрахункового періоду Розпорядник системи розрахунків повинен одержати значення наступних параметрів:
ф
Э - фактичний виробіток блока;
бр
фо
Э - фактичний відпуск електростанції;
ср
пт
Э - фактичний обсяг купівлі електричної енергії
пр ис
Постачальником на Оптовому ринку (S Э );
рп п
Э - фактичне розрахункове покриття;
тр
вн
Э - фактичний зовнішний переток електричної енергії.
ір
6.2.5. Кількість експортованої та імпортованої електричної
енергії повинна визначатися на підставі даних вимірювань, які
можуть вимагати коригування з урахуванням зняття вимірів поза
межами Оптового ринку. вн
6.2.6. Зовнішні перетоки (Э ) повинні бути із знаком (+) у
ір
випадку покупки електричної енергії від зовнішніх енергосистем та
із знаком (-) у випадку продажу електричної енергії зовнішнім
енергосистемам.
6.2.7. Звітні місячні дані по обсягах виробництва, споживання та купівлі-продажу електроенергії збираються, узагальнюються та надаються Головним оператором Системи комерційного обліку Оптового ринку Розпоряднику системи розрахунків згідно з термінами та порядком, визначеними Договором та Узгодженим порядком.
6.3. Достовірність даних вимірювань
6.3.1. У доповнення до погодинних даних вимірювань, для визначення платежів всі Сторони Договору повинні надсилати Головному оператору Системи комерційного обліку Оптового ринку за його запитом підсумкові періодичні показники лічильників електричної енергії, виробленої кожним блоком (кожною електростанцією) і купованої кожним Постачальником, з використанням існуючих лічильників електричної енергії та інших показників вимірювань згідно з вимогами Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії (Додаток 10 до Договору).
6.3.2. З метою перевірки достовірності одержаних даних Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку має право перевірки вимірювального обладнання та систем обліку, що використовується Сторонами Договору при зборі даних вимірювань для обліку електричної енергії, що купується та продається на Оптовому ринку.
6.4. Втрати електричної енергії в магістральних та міждержавних електромережах
6.4.1. На підставі даних вимірювань, наданих Головним
оператором Системи комерційного обліку Оптового ринку згідно з цим
розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен обчислити для
кожного розрахункового періоду фактичну величину втрат в
пс
магістральних та міждержавних електромережах (Э , МВт х год) як
р
різницю між фактичним відпуском електричної енергії безпосередньо
в магістральні та міждержавні електромережі та обсягом електричної
енергії, отриманим Постачальниками та Операторами зовнішніх
перетоків безпосередньо від магістральних та міждержавних
електромереж.
7. ФАКТИЧНІ РОБОЧА ПОТУЖНІСТЬ, ДІАПАЗОН РЕГУЛЮВАННЯ ТА ЦІНИ
7.1. Порушення в роботі блоків
7.1.1. На підставі даних диспетчерського журналу програмне
забезпечення Розпорядника системи розрахунків визначає
розрахункові періоди, в яких за вимогою системи були задані пуски,
зупинки блоків (корпусів) та переключення блоків з шин
електромереж ОЕС України на шини електромереж CENTREL і навпаки,
встановлюючи ознаку пуску (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:
д
для блоків 300 МВт, якщо Р <= Э підкл <= 150,
б1 бр - (Т +1)
б
д д д
0 < Э підкл < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 150;
бр-Т б1 бр-1 б1 бр
б
д
для блоків 800 МВт, якщо Р <= Э підкл <= 370,
б1 бр - (Т +1)
б
д д д
0 < Э підкл < Р , ..., 0 < Э < Р та Э > 370;
бр-Т б1 бр-1 б1 бр
б
В іншому випадку 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 300 МВт, якщо Э > 150 та Э <= 150;
бр-1 бр
д д
для блоків 800 МВт, якщо Э > 370 та Э <= 370.
бр-1 бр
В іншому випадку 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
( Пункт 7.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1058 від 29.10.2004, в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 18 від 16.01.2006 )
7.1.2. Вважається, що блок допустив порушення, якщо ДП = 0,
бр
ф д
ДЗ = 0, ДФ = 0, ОВ = 0 та Э < Э х (1 - дельта) або
бр бр бр бр бр
ф д
Э > Э х (1 + дельта),
бр бр
де дельта - допустиме відхилення виробництва блоком, що
визначається за такими правилами:
р max рn
Р х Т
ф бр
а) якщо Э <= ------------, то
бр 2
для пиловугільних блоків:
300 МВт дельта = 0,1;
200, 150, 100 МВт дельта = 0,12;
для газомазутних блоків:
300, 250 МВт дельта = 0,06;
100 МВт дельта = 0,1;
б) у всіх інших випадках:
для пиловугільних блоків:
800 МВт дельта = 0,04;
300 МВт та блоків 800 МВт в однокорпусному режимі дельта = 0,05;
200, 150, 100 МВт дельта = 0,06;
300 МВт в однокорпусному режимі = 0,1;
50 МВт дельта = 0,2;
для газомазутних блоків:
800 МВт дельта = 0,025;
300, 250 МВт дельта = 0,03;
100 МВт дельта = 0,05.
Якщо блоки приймають участь у первинному регулюванні частоти та/або підключені до системи АРЧП, то допустиме відхилення виробітку для них встановлюється окремо за рішенням Ради ринку, затвердженим НКРЕ.
( Пункт 7.1.2 в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004, із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 1193 від 10.12.2004, N 414 від 01.06.2005, N 18 від 16.01.2006 )
7.1.3. Для розрахункового періоду, в якому відбулося порушення енергоблоком диспетчерського графіка, програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків встановлює блоку ознаку його порушення Нбр = 1. Для всіх інших розрахункових періодів Нбр = 0.
7.2. Фактичні пуски блоків
7.2.1. На підставі фактичного виробітку програмне забезпечення визначає розрахункові періоди, в яких були здійснені фактичні пуски блоків (корпусів) за вимогою системи, встановлюючи ознаку пуску (ВП ).
бр
Вважати ВП =1:
бр ф
а) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0, а
ф р-1
Э > 0;
р
б) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:
ф ф
для блоків 300 МВт, якщо Э <= 150, а Э > 150;
р-1 р
ф ф
для блоків 800 МВт, якщо Э <= 370, а Э > 370.
р-1 р
Вважати ВП = 0 в усіх інших випадках.
бр
( Підпункт "б" пункту 7.2.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1058 від 29.10.2004 )
7.3. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону регулювання кожного блоку
рф
7.3.1. Фактична робоча потужність (Р ) кожного блоку для
бр
платежів визначається відповідно до правил:
а) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0:
бр
рф pmax
Р = (остання одержана Р )
бр бр
б) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1:
бр
рф ф pmax
Р = min (Э ; остання одержана Р ).
бр бр бр
7.3.2. Фактична група робочої потужності кожного блока для платежів визначається за фактичним режимом роботи блока відповідно до правил:
а) блокам, які фактично включені в роботу за командою
СГ
p=Т д нmin
Диспетчерського центру та для яких max (Э ) >= Р і
p=1 бр б
СГ
p=Т ф нmin ф
max (Э ) > = Р , встановлюється ознака першої групи N для
p=1 бр б бр
всіх розрахункових періодів доби, в яких (остання одержана
рmax
Р ) > 0;
бр
б) блокам, які фактично включені в роботу за командою
СГ
p=Т д нmin
Диспетчерського центру та для яких 0 < max (Э ) < P , і
р=1 бр б
СГ
p=Т ф нmin ф
0 < max (Э ) < P , формують першу групу з ознакою N = 1 для
р=1 бр б бр
ф рmax
розрахункових періодів доби, в яких Э > 0 і Р > 0;
бр бр
Г
в) блокам, які знаходились у резерві та у яких N = 2,
бр
ф
встановлюється ознака другої групи N = 2 для всіх розрахункових
бр
рmax
періодах доби, в яких (остання одержана Р ) > 0;
бр
г) блокам, які не ввійшли до складу першої і другої фактичної
групи робочої потужності, в тому числі блокам, включеним до
СГ
p=Т Г нmin
заданого графіка навантаження max (Р ) > Р , встановлюється
р=1 бр б
ф
ознака третьої групи N = 3 для всіх розрахункових періодів доби,
бр
рmax
в яких (остання одержана Р ) > 0 та ОТ = 0;
бр б
д) блокам, які знаходились поза резервом за відсутністю
Г
палива ОТ = 1 та у яких N = 4, встановлюється ознака четвертої
б бр
ф
групи N = 4 для всіх розрахункових періодів доби, в яких
бр
рmax
(остання одержана Р ) > 0.
бр
В усіх інших розрахункових періодах доби, в яких (остання
рmax
одержана Р ) = 0, група робочої потужності не встановлюється
бр
ф
N = 0.
бр
( Пункт 7.3.2 в редакції Постанови НКРЕ N 1099 від 02.12.2005 )
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 5.9.1:
бр
фрег рmax
дельта P = min (початково заявлена Р ; остаточно
бр бр
рmax
заявлена Р ) - для моноблоків та двокорпусних блоків, що
бр
декларують ознаку маневреності блоку, в тому числі для
розрахункових періодів доби, в яких використовувалась
маневреність;
фрег рmax
дельта P = min((початково заявлена Р - Р ); (остаточно
бр бр б2
рmax
заявлена Р - Р )) - для двокорпусних блоків, що декларують
бр б2
ознаку маневреності корпусу, в тому числі для розрахункових
періодів доби, в яких використовувалась маневреність;
- для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі, фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:
фрег рmax
дельта P = min [(Р - Р ); (остаточно заявлена Р ) -
бр б2 б1 бр
рmin
(остаточно заявлена Р )];
бр
- для всіх інших блоків та блоків, у тому числі для
двокорпусних блоків, заявлених в роботу в однокорпусному режимі,
та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка
(М = 1) і з ознакою обов'язкової роботи, фактичний діапазон
бр
регулювання визначається за формулою:
фрег рmax
дельта P = min ((початково заявлена Р ) - (початково
бр бр
рmin рmax
заявлена Р ); (остаточно заявлена Р ) - (остаточно заявлена
бр бр
рmin
Р ));
бр
б) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера:
- для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження
за командами диспетчера на вимогу системи здійснювали регулювання
за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження
минулої доби - зупинка - робота в розрахунковій добі", незалежно
від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка,
фрег
фактичний діапазон регулювання (дельта P ) визначається за
бр
правилами, викладеними в третьому та четвертому абзацах підпункту
"1а" пункту 7.3.3;
- для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження
за командами диспетчера на вимогу системи розвантажувались нижче
рmin
початково заявленої (Р ) та здійснювали регулювання за циклом
бр
"робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби -
розвантаження - робота в розрахунковій добі", фактичний діапазон
регулювання визначається за формулою:
фрег рmax
дельта P = min [(початково заявлена Р ); (остаточно
бр бр
рmax рmin ф
заявлена Р )] - min [(початково заявлена P ); Э ] - для
бр бр бр
однокорпусних блоків, двокорпусних блоків, що заявлені і включені
в роботу в двокорпусному режимі, та двокорпусних блоків, що
заявлені і включені в роботу в однокорпусному режимі;
фрег рmax
дельта P = min [Р ; (початково заявлена Р )] -
бр б2 бр
ф
min [Р ; Э ] - для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в
б1 бр
двокорпусному режимі, однак включених в роботу в 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
( Підрозділ 7.3 в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )
7.4. Фактична ціна блоку
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: