НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ З ПИТАНЬ РЕГУЛЮВАННЯ
ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
від 02.03.96
м.Київ
Додаток 2
до Договору між членами Оптового
ринку електричної енергії
( n0001227-96 )
Правила Оптового ринку електричної енергії України (Правила енергоринку) в редакції від 2 жовтня 1997 року
( Із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії з питань регулювання електроенергетики N 1047а від 12.11.97 Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 992 від 30.07.99 N 633 від 19.06.2001 N 226 від 06.03.2002 - з 07.03.2002 N 252 від 15.03.2002 - з 17.03.2002 N 268 від 20.03.2002 N 324 від 29.03.2002 N 403 від 19.04.2002 N 445 від 30.04.2002 N 575 від 30.05.2002 - з 01.06.2002 N 599 від 05.06.2002 N 768 від 10.07.2002 - з 16.07.2002 N 844 від 31.07.2002 - з 01.08.2002 N 1120 від 09.10.2002 - з 20.10.2002 N 1175 від 23.10.2002 N 1209 від 31.10.2002 )( По тексту Правил Оптового ринку електричної енергії України слова "виробники електричної енергії, які не мають двосторонніх договорів з ДПЕ" замінено на "виробники електричної енергії, які працюють за ціновими заявками", а також слова "виробники електричної енергії, що мають двосторонні договора з ДПЕ" на слова "виробники електричної енергії, які не працюють за ціновими заявками" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1209 від 31.10.2002 )
Зміст
Частина I. ТЕРМІНИ ТА ЇХ ТЛУМАЧЕННЯ
Частина II. ВВЕДЕННЯ ДАНИХ
2. ОБОВ'ЯЗКОВІ ДАНІ
Частина III. ДАНІ ЗАЯВОК
Частина IV. ПРОГНОЗ НЕОБХІДНОГО ПОКРИТТЯ ГРАФІКА
Частина V. ОПЕРАЦІЇ НА НАСТУПНУ ДОБУ
5. ЗАДАНИЙ ГРАФІК
Частина VI. ЗБІР ТА ПЕРЕВІРКА ДАНИХ
6. ЗБІР ТА ПЕРЕВІРКА ДАНИХ
Частина VII. ПЕРЕРАХУНОК ГРАФІКА ТА ЗДІЙСНЕННЯ ПЛАТЕЖІВ
7. РОЗРАХУНКОВИЙ ГРАФІК
8. ПЛАТЕЖІ ОПТОВОГО РИНКУ ЕЛЕКТРИЧНОЇ ЕНЕРГІЇ
Доповнення А до Додатку 2
Умовні позначення
Доповнення Б до Додатку 2
СЛОВНИК
Частина I. Терміни та їх тлумачення
1.1. Терміни та їх скорочення
1.1.1. З метою однозначного розуміння Доповнення А та Доповнення Б визначають слова, вирази, скорочення, підрядкові позначення та загальні поняття, що вживаються в цих Правилах.
1.2. Посилання на розділи і т.і.
1.2.1. Посилання в цих Правилах на частини, розділи, підрозділи, пункти, підпункти та доповнення стосуються частин, розділів, підрозділів, пунктів, підпунктів та доповнень цих Правил. Посилання в цих Правилах на статті відносяться до статей Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України.
1.3. Спосіб обробки даних і т.і.
1.3.1. Якщо ці Правила не передбачають інших процедур, будь-які перевірки, розрахунки, визначення, ідентифікації, підсумки чи узагальнення, які виконуються не Розпорядником системи розрахунків, повинні здійснюватись за допомогою аналогічного програмного та апаратного забезпечення, яким користується Розпорядник системи розрахунків при повному та точному введенні даних та інформації (які необхідно обробити), у відповідності з вимогами цих Правил.
1.3.2. У всіх випадках, коли, відповідно до цих Правил, будь-який розділ, підрозділ, пункт, підпункт чи доповнення вимагає від Розпорядника системи розрахунків відповідного звіту чи повідомлення як результат роботи програмного забезпечення, Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити, щоб відповідні звіти чи повідомлення точно та повністю відображали результати такої роботи та були надіслані кожній Стороні, яка має право на одержання таких звітів та повідомлень.
1.3.3. Сторони підтверджують, що результати розрахунків програмного та апаратного забезпечення залежать від отримання Розпорядником системи розрахунків даних та інформації від усіх відповідних Сторін, а також від їх повноти і точності. Розпорядник системи розрахунків не несе відповідальність за достовірність даних, які він одержує від членів оптового ринку та результати розрахунків внаслідок роботи програмного забезпечення, якщо він діє згідно з цими Правилами.
1.4. Значення фактору часу
1.4.1. Там, де Розпоряднику системи розрахунків відповідно до цих Правил чи Узгодженого порядку зазначено конкретний термін виконання обов'язків, необхідно дотримуватись цих термінів. В інших випадках Розпорядник системи розрахунків повинен виконувати свої обов'язки максимально швидко в залежності від обставин, які склалися.
Частина II. Введення даних
2. Обов'язкові дані
2.1. Фізичні дані
Всі Члени оптового ринку електричної енергії повинні надавати Розпоряднику розрахунків дані, що визначені у цьому розділі.
2.1.1. Дані, які повинні надати:
(1) всі Члени оптового ринку електричної енергії:
- повна назва Члена оптового ринку електричної енергії та відповідні коди;
- вид підприємницької діяльності, якою займається Член оптового ринку електричної енергії (форма власності);
- місцезнаходження (повна адреса) Члена оптового ринку електричної енергії;
- дата вступу Члена оптового ринку електричної енергії в Договір;
- дата виходу Члена оптового ринку електричної енергії з Договору.
(2) теплові електростанції (для кожного блока):
- назва електростанції;
- номер блока;
- точки виміру блока;
- встановлена потужність блока (Ру/б, МВт);
- нормативний технічний мінімум навантаження блока (Рнmin/б, МВт);
- корисний відпуск блока (Ро/б, %), у відсотках від фактичного виробітку блока Эф/б;
- тип палива;
- перелік блоків, які знаходяться в консервації;
мінімальна тривалість часу між послідовними пусками різних блоків (корпусів);
пуск
регламентна тривалість пуску блоку (корпусу) (Т ) з
б
різних теплових станів (гарячого, двох напівпрохолодних та
холодного);
мінімальна кількість блоків по "живучості" електростанції на
весняно-літній та осінньо-зимовий період
( Пункт 2.1.1 (2) із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
(3) гідроелектростанції (в цілому для кожної електростанції):
- найменування електростанції;
- номер електростанції;
- точки виміру на електростанції;
- встановлена потужність електростанції (Ру/с, МВт);
- корисний відпуск електростанції (Ро/с, %), що виражається у відсотках від фактичного виробітку Эф/с;
(4) атомні електростанції (для кожного блока)
- найменування АЕС;
- номер блока;
- точки виміру блока;
- максимальна потужність блока (Рм/б, МВт);
- нормативний технічний мінімум навантаження блока (Рнmin/б, Мвт);
- корисний відпуск блока (Ро/б, %), у відсотках від фактичного виробітку Эф/б;
(5) оператори зовнішніх перетоків:
- найменування зовнішнього перетока;
- номер зовнішнього перетока;
- точки вимірів та напруга зовнішнього перетока;
- пропускна здатність зовнішнього перетока (Рвн/і);
(6) постачальники електричної енергії:
- найменування мережної точки постачання (МТП);
- точки вимірювання.
(7) крупні споживачі електричної енергії:
- найменування споживчої мережної точки постачання (СМТП);
- точки вимірювання.
2.1.2. Параметри, що відносяться до вимірювальних систем, які експлуатує чи повинна експлуатувати відповідна Сторона:
(1) Найменування підприємства, яке експлуатує вимірювальне обладнання;
(2) Призначення вимірювального обладнання:
1) погодинне вимірювання чи вимірювання з накопиченням кількості прийняття активної електричної енергії, реактивної електричної енергії; погодинне вимірювання чи вимірювання з накопиченням кількості видачі активної електричної енергії, реактивної електричної енергії;
2) вимірювання напруги у точках приєднання вимірювального обладнання;
3) інші дані в залежності від типу вимірів.
(3) Місцезнаходження:
1) основний електрогенератор, допоміжне обладнання електростанції, блочний трансформатор чи станційний трансформатор із номерами лічильників (у випадку розташування вимірювального обладнання на території електростанції);
2) співвідношення з Мережною точкою постачання та положення розрахункового лічильника в структурі системи вимірювання (у всіх випадках).
(4) Коефіцієнти втрат між вимірювальним приладом та Межою ринку.
(5) Інші дані, що можуть вимагатися діючими нормами та інструкціями.
2.1.3. Для тих вимірювальних систем, що відносяться більше, ніж до одного місцевого постачальника електричної енергії, ці дані повинні розподілятися між цими електропостачальниками згідно з діючими нормами та інструкціями.
2.2. Зміни
2.2.1. Всі Члени оптового ринку електричної енергії повинні змінювати фізичні дані, які їх стосуються та зазначені вище в підрозділі 2.1, приводячи їх у відповідність з фізичними характеристиками.
2.2.2. Члени оптового ринку електричної енергії не повинні змінювати показники фізичних даних, що приведені в підрозділі 2.1, частіше, ніж двічі, протягом будь-якого календарного місяця, за виключенням випадків, передбачених Узгодженим порядком. Розпорядник системи розрахунків повинен одержувати повідомлення відповідно до зазначених вище даних чи змін до них, а Член оптового ринку електричної енергії повинен забезпечити повноту та точність наданих даних.
2.2.3. Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити, щоб при зміні будь-яких фізичних даних, всі дані що залежать від цих змін, були змінені відповідно.
2.2.4. Розпорядник системи розрахунків повинен занести дані, приведені вище, до Системи розрахунків протягом двох днів з моменту отримання повідомлення про ці дані чи внесення змін до них.
Частина III. Дані заявок
Кожен день, не пізніше 9-30, всі виробники електричної енергії повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків набір заявлених цін та декларацію щодо робочої потужності на наступну добу для кожного блока, який не знаходиться в ремонті та може бути включений в роботу протягом 24 годин. Набір заявлених цін має відображати рівень цін, за якими виробник електричної енергії спроможний відпускати електроенергію в Оптовий ринок електричної енергії. Заявка робочої потужності має відображати потенційну спроможність кожного блока виробляти електроенергію в кожний розрахунковий період наступної доби.
( Абзац перший частини III із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 445 від 30.04.2002, в редакції Постанови НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
3.1. Виробники електричної енергії, які працюють за ціновими заявками
3.1.1. Всі виробники електричної енергії, які працюють за ціновими заявками, повинні подавати цінову заявку, яка містить такі дані для кожного блока:
(1) не менше двох та не більше чотирьох монотонно зростаючих
прирощених заявлених цін на електроенергію, відпущену в оптовий
ринок (Цз/бх, грн/МВтг, не більш, як з двома знаками після коми),
та відповідні їм потужності блока (Рбх), які визначають ті рівні
генерації, (МВт), при яких відповідні заявлені ціни можуть бути
застосовані, в тому числі для двокорпусних блоків та корпусів
двокорпусних блоків. У всіх
рmin
випадках Р < = Р .
бх бр
( Пункт 3.1.1 (1) із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
(2) 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
n1
пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Ц ) та вартість
б
n2
пуску (підключення) другого корпусу котла (Ц ) для вказаних
б
вище станів. Вартості пуску відображаються цілими числами, грн;
( Пункт 3.1.1 (2) в редакції Постанови НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
(3) ціну холостого ходу блока (Ц ), в тому числі для
б
двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для
xx1
однокорпусного режиму роботи (Ц ) та ціна холостого ходу
б
xx2
блока для двокорпусного режиму роботи (Ц ), які відображаються
б
цілими числами, грн/год;
( Пункт 3.1.1 (3) в редакції Постанови НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
(4) для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальну робочу потужність (Ррmax/бр) та робочий мінімум потужності (Ррmin/бр) у кожному розрахунковому періоді, МВт;
(5) мінімальна тривалість роботи (Т ) між послідовними
б
0
циклами зупинки блока та мінімальна тривалість простою (Т ) між
б
послідовними циклами роботи блока, год;
( Пункт 3.1.1 (5) в редакції Постанови НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
(6) ознака маневровості, яка визначає, чи є блок маневровим (Мбр = 1) або неманевровим (Мбр = 0) для кожного розрахункового періоду, відповідно до визначень, приведених у підрозділі 3.5.
(7) заявки на мінімальну кількість блоків, які повинні знаходитись у роботі за станційними обмежаннями з надання станційних номерів цих блоків.
(8) ознака обов'язкової роботи (Ов = 1) - обов'язкового
б
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
б p max p min
роботи (Ов = 1) працюють по заявленому графіку (Р = Р )
б бр бр
погодженому з диспетчерським центром та ДПЕ.
( Пункт 3.1.1 доповнено підпунктом (8) згідно з Постановою НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
3.1.2. ДПЕ за даними НЕК "Укренерго" встановлює блокам, які
мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі ОЕС України,
ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі ВР = 1. Усім
бр
іншим блокам встановлюється ознака ВР = 0.
бр
( Розділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.2 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 575 від 30.05.2002 )
3.1.3. Всі виробники електричної енергії, які працюють за ціновими заявками, щоденно повинні надавати загально станційні дані, що містять кількість маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки, які можливо зупиняти та вводити в дію протягом розрахункової доби (одним числом). Вказана кількість не повинна перевищувати кількості заданих маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки згідно з пунктом 3.1.1 та кількості блоків, які можуть бути зупинені за цією ознакою без порушення мінімально допустимого складу обладнання по "живучості" станції.
( Пункт 3.1 доповнено підпунктом 3.1.3 згідно з Постановою НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
3.2. Виробники електричної енергії, які не працюють за ціновими заявками
3.2.1. Всі виробники електричної енергії, які не працюють за ціновими заявками, повинні надавати заявку щодо кожного блока; неблочні електростанції - щодо станції в цілому. В цій заявці необхідно вказати:
для кожного розрахункового періоду наступної доби - максимальну робочу потужність (Ррmax/б(с)р) та робочий мінімум потужності (Ррmin/б(с)р), МВт;
3.2.2. ДПЕ повинно надавати будь-яку додаткову інформацію, що необхідна Розпоряднику системи розрахунків для виконання своїх функцій.
3.3. Імпорт, експорт
3.3.1. ДПЕ повинно надати Розпоряднику системи розрахунків узгоджений графік імпорту та експорту електричної енергії (Риэ/ір, Мвт) на кожний розрахунковий період наступної доби, а також тарифи на електроенергію чи потужність, що відповідають погодженим графікам та відхиленням від них.
3.4. Заявки постачальника електричної енергії
3.4.1. Кожний день, не пізніше 08-30, кожний місцевий та незалежний постачальник електричної енергії повинен надати Розпоряднику системи розрахунків прогноз споживання (Рэп/пр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, а також прогноз добового споживання (Ээп/п, МВт.г).
3.5. Процедури, загальні для всіх заявок виробників електричної енергії
( Пункт 3.5 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
3.5.1. Для кожного розрахункового періоду на кожну добу максимальна заявлена робоча потужність для кожного блока (Ррmax/бр) не повинна перевищувати встановлену потужність блока (Ру/б) (для АЕС - максимальну потужність блока (Рм/б)), а також має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочу потужність (Ррmin/бр). Заявлена максимальна робоча потужність блока в години нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену максимальну робочу потужність блока в години максимального навантаження.
( Пункт 3.5.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
3.5.2. Мінімальна робоча потужність (Ррmin/бр) кожного блока не повинен перевищувати встановлену потужність блока (Ру/б) для АЕС - максимальну потужність блока (Рм/б)), але він може бути нижчим за нормативно-технічний мінімум навантаження блока ((Рнmin/б), якщо це значення дійсно відображає фактичні можливості блока. Заявлена мінімальна робоча потужність блока в години максимального навантаження не повинна бути нижчою ніж заявлена мінімальна робоча потужність блока в години нічного навантаження.
( Пункт 3.5.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
3.5.3. Для кожного розрахункового періоду наступної доби виробник електричної енергії повинен повідомити Розпорядника системи розрахунків про те, що блок треба розглядати як маневровий (Мбр = 1) чи неманевровий (Мбр = 0) згідно з такими правилами:
(1) М = 1 для всіх розрахункових періодів доби, якщо блок
бр
чи один з корпусів його котла може бути зупинений та введений в
дію протягом зазначеної доби згідно з наданими в заявці технічними
p 0
параметрами Т, Т ;
б б
( Пункт 3.5.3 (1) в редакції Постанови НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
(2) Мбр = 1 для розрахункових періодів, що знаходяться в інтервалі Start <= р <= End, якщо:
(Ррmax/бр - Ррmin/бр) / (Ррmax/бр) >= ДМ;
1) де ДМ - діапазон маневрування, який встановлюється Радою оптового ринку за погодженням НКРЕ
ДМ - дорівнює 0,15 для вугільних та 0,40 для газомазутових блоків.
2) Start - це особливий розрахунковий період, що починається о 6-00.
End - це особливий розрахунковий період, що закінчується о 23-00. Start та End можуть переглядатися Радою Оптового ринку електричної енергії за поданням Розпорядника системи розрахунків.
(3) у всіх інших випадках Мбр = 0.
3.5.4. Форми заявок встановлюються Розпорядником системи розрахунків.
3.6. Повторні заявки щодо робочої потужності та маневреності блоків
3.6.1. У будь-який час виробник електричної енергії може надати ДПЕ переглянуті заявки робочої потужності чи маневреності щодо кожного блока, робоча потужність чи маневреність якого зазнала змін з часу подання останньої заявки. Зміна показників по вартості не допускається. Переглянуті заявки, які надані до 11.00, повинні враховуватись при розрахунку заданого графіка. Після 11.00 переглянуті заявки надаються диспетчеру та повинні враховуватись їм при веденні режиму.
3.6.2. Робоча потужність, яка є самою низькою серед заявлених чи перезаявлених максимальних робочих потужностей (Ррmax/бр), повинна враховуватися як кінцева заявлена робоча потужність (Рро/б) з метою розрахунку платежу за робочу потужність.
3.7. Перевірка даних
3.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен перевірити що дані, які надаються згідно з цим розділом, не протирічать фізичним даним, що надані згідно з цими Правилами оптового ринку електричної енергії.
3.7.2. Якщо виробник електричної енергії не надасть дані щодо будь-якого блока згідно з цим розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен вважати, що цей блок не роботоспроміжний, та розробляти заданий та розрахунковий графіки згідно з цим положенням.
3.7.3. Якщо будь-який виробник електричної енергії надає дані, які не відповідають вимогам цього розділу, Розпорядник системи розрахунків повинен повідомити про це виробника електричної енергії та запитати його переглянути дані. Якщо будь з якої причини це неможливо, Розпорядник системи розрахунків має право скоригувати ці дані, щоб забезпечити їх відповідність вимогам цього розділу.
3.7.4. Розпорядник системи розрахунків не має права коригувати дані, що відповідають розділу 3, за винятком випадків, що вказані в пункті 3.7.3.
3.8. Визначення робочої потужності
Виробник електричної енергії має право кінцево визначати, чи буде блок заявлений як роботоспроможний. Виробник електричної енергії повинен забезпечити, щоб всі подібні заявки відповідали фактичному стану обладнання та запасам палива на електростанції.
3.9. Диспетчерське управління
3.9.1. ДПЕ повинно здійснювати фізичне диспетчерське управління всіма електростанціями в повній відповідності з діючими технічними нормами, погодженими інструкціями та Правилами оптового ринку електричної енергії. При цьому пріоритетним є забезпечення стійкості паралельної роботи електростанцій та окремих регіонів у складі ОЕС України, безперервного електропостачання споживачам електроенергії відповідної якості та надійності роботи самих електростанцій.
3.10. Скорочення електроспоживання
3.10.1. ДПЕ має право вживати технічні заходи щодо зниження споживання відповідно до нормативних документів та правил, якщо робоча потужність недостатня для забезпечення покриття графіка.
Частина IV. Прогноз необхідного покриття
Прогноз електроспоживання
4.1.1. Розпорядник системи розрахунків відповідно до правил, визначених в діючих нормативно-технічних документах, повинен підготувати прогноз електроспоживання (Рпт/р, МВт) для кожного розрахункового періоду наступної доби, враховуючи при цьому:
(1) дані електроспоживання в попередні періоди;
(2) прогноз метерологічних умов на наступну добу;
(3) поточні та ретроспективні погодні умови;
(4) Рэп/пр та Ээп/п, надані всіма постачальниками електричної енергії відповідно до розділу 3.4;
(5) всі інші фактори, які Розпорядник системи розрахунків обгрунтовано вважає можливими впливати на споживання.
4.2. Прогноз зовнішніх перетоків
4.2.1. На основі договорів з операторами зовнішніх перетоків ДПЕ надає Розпоряднику системи розрахунків прогноз міждержавних перетоків (Риэ/р) для кожного розрахункового періоду наступної доби. Для визначення необхідного покриття вони можуть мати форму сальдо зовнішніх перетоків (експорт мінус імпорт).
4.3. Прогноз необхідного покриття
4.3.1. Відповідно до наступного правила Розпорядник системи розрахунків готує прогноз необхідного покриття (Рпк/р, МВт), який повинен бути визначений в кожному розрахунковому періоді наступної доби:
Рпк/р = Рпт/р + Риэ/р
Частина V. Операції на наступну добу
5. Заданий графік
Щодня, не пізніше 16:00, Розпорядник системи розрахунків повинен підготувати та видати диспетчерському центру та всім виробникам, які постачають електроенергію до оптового ринку відповідний заданий графік навантаження. На підставі цього заданого графіка Розпорядник системи розрахунків повинен повідомити всім Членам оптового ринку електричної енергії, які здійснюють діяльність на ОРЕ, розмір граничної ціни системи та ціну робочої потужності в кожному розрахунковому періоді наступної доби.
( Пункт 5 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
5.1. Вибір складу обладнання та заданий графік навантаження
( Пункт 5.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
5.1.1. На підставі одержаного відповідно до частини IV прогнозу необхідного покриття (Рпк/р) та заявок, наданих відповідно до частини III виробниками електричної енергії по кожному окремому блоку, Розпорядник системи розрахунків повинен розробити заданий графік навантаження для кожного окремого блока в кожному розрахунковому періоді наступної доби.
Для виробників електричної енергії, які працюють за ціновими заявками, Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити:
(1) вибір складу обладнання на розрахунковий період максимального покриття навантаження від найдешевшого до найдорожчого блока за їх питомою вартістю згідно з ціновими пропозиціями, виходячи з наступних умов:
p max
1) якщо Р < = Р < Р , то
б1 бр б2
xx з з uз p max
Ц + Ц x Р + 0,5 x [(Ц + Ц ) x (Р - Р )]
пит б б1 б1 б1 б12 бр б1
С = ---------------------------------------------------------- ,
б p max
Р
бр
uз з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц
б12 б1 б2
p max
2) якщо Р < = Р < Р , то
б2 бр б3
xx з з з з uз p max
Ц + Ц x Р + 0,5 x [(Ц + Ц ) x (Р - Р ) + (Ц + Ц ) x (Р - Р )]
пит б б1 б1 б1 б2 б2 б1 б2 б23 бр б2
С = ---------------------------------------------------------------------------------------------- ,
б p max
Р
бр
uз з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц
б23 б2 б3
p max
3) якщо Р < = Р < Р , то
б3 бр б4
xx з з з з з з uз p max
Ц + Ц x Р + 0,5 x [(Ц + Ц ) x (Р - Р ) + (Ц + Ц ) x (Р - Р ) + (Ц + Ц ) x (Р - Р )]
пит б б1 б1 б1 б2 б2 б1 б2 б3 б3 б2 б3 б34 бр б3
С = ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ,
б p max
Р
бр
uз з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц .
б34 б3 б4
При виборі складу обладнання Розпорядник системи розрахунків повинен враховувати наступні технологічні особливості:
забезпечення мінімального складу працюючих блоків за вимогами режиму ОЕС України (мережні обмеження);
забезпечення мінімального складу працюючих блоків по "живучості" кожної станції (станційні обмеження). У разі несумісності режиму між заданим (очікуємим) покриттям та мінімальним складом працюючих блоків по "живучості" станції Розпорядник системи розрахунків може знижати цей склад до фактичного, який досягався в ретроспективних режимах, для забезпечення сталої та надійної роботи енергосистеми в умовах запобігання збільшення зростання частоти електричного струму;
забезпечення обов'язкової роботи блоків після капітального та
середнього ремонтів або реконструкції для проведення випробувань з
подальшим переведенням їх до резерву. При цьому такі блоки
включаються в роботу за погодженням з диспетчерським центром та
ДПЕ за ознакою обов'язкової роботи Ов = 1 незалежно від величини
б
цінових пропозицій, наданих виробником на них;
забезпечення 72-х годинної роботи моноблоків 300, 800 МВт та
двокорпусних блоків 300 МВт відповідно до пропозицій виробників
щодо маневреності блоків за ознакою пуску/зупинки М = 1;
бр
у разі недостатньої кількості маневрених блоків з ознакою
пуску/зупинки М = 1 для забезпечення режимних вимог Розпорядник
бр
системи розрахунків має можливість за погодженням з виробниками
встановити блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам
p
300 МВт вказану ознаку з відповідними технічними параметрами Т ,
0 б
Т (за параметрами аналогічних блоків станції або за
б
ретроспективними даними цінових заявок станції) для зупинки і
подальшого пуску блока без порушення мінімально можливого складу
обладнання по "живучості" станції. При відсутності погодження з
боку виробників на додаткову зупинку блоків Розпорядник системи
розрахунків може примусово встановлювати блокам 100 МВт, 150 МВт,
200 МВт та двокорпусним блокам 300 МВт ознаку пуску/зупинки М = 1
бр
за принципами викладеними в підпункті (2). Якщо вказані дії не
дозволяють розробити збалансований графік навантаження на
розрахункову добу або добу, наступну за розрахункову, то
Розпорядник системи розрахунків може замінити в графіку
навантаження моноблоки 300 МВт, 800 МВт на блоки 100 МВт, 150 МВт,
200 МВт та двокорпусні блоки 300 МВт за ознакою пуску/зупинки
блоку (або корпусу);
графіки-завдання пуску блоків з різних теплових станів;
мінімальну тривалість часу між послідовними пусками блоків;
(2) вибір складу обладнання на розрахунковий період
мінімального покриття навантаження зі складу, визначеного згідно з
підпунктом (1) з відключенням блоків з ознакою маневреності М = 1
бр
в порядку від найдорожчого до найдешевшого за їх питомою економією
витрат між вартістю роботи на заявленому мінімальному навантаженні
в період End-Start та вартістю пуску блоку за формулою:
для моноблоків
p = Start xx з (uз) p min n
S (Ц + Ц x Р ) - Ц
e p = End б бx бр б
С = ---------------------------------------------
б p min
Р
бр
де:
S - сума.
для двокорпусних блоків у разі можливості зупинки корпусу котла за ознакою пуску/зупинки:
p = Start xx2 з (uз) p min n2
S (Ц + Ц x Р ) - Ц
e p = End б бx бр б
С = --------------------------------------------- ,
б p min
Р
бр
де:
S - сума.
з (uз)
Ц - прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна
бx p min
блоку для заявленого мінімального навантаження Р в
бр
розрахунковий період мінімального покриття;
(3) 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 підпунктом
(1), виходячи з порядку їх розташування за результатами підпункту
(2) та маневреності М = 1 за ознакою пуску/зупинки з
бр p 0
відповідними технічними параметрами Т , Т ;
б б
(4) розподіл навантаження в кожному розрахунковому періоді за монотонно зростаючими прирощеними цінами між вибраними до складу працюючого обладнання блоками згідно з підпунктами (1), (2), (3), який забезпечує мінімальні витрати в системі на основі очікуваного режиму електричної мережі з урахуванням технологічних витрат активної потужності в ній;
(5) визначення порядку пуску блоків з резерву, виходячи з мінімальної тривалості пуску блоків від часу надання команди диспетчером до повного навантаження за технічними характеристиками, що відповідають тепловому стану блоків.
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. Блоки з однаковою тривалістю 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 тривалості 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;
(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 - блоки ранжуються від найдешевшого до найдорожчого за сумарними питомими витратами при виробництві електроенергії, які включають пускові витрати, витрати від синхронізації до набору повного навантаження та витрати на повному навантаженні від часу виходу на нього до кінця періоду Start-End.
Розрахункова формула для визначення питомої вартості витрат:
для моноблоків
max
p
пит (пуск) n p = End xx p = Т з (uз) ГН ГН
С = [Ц + S Ц + S Ц (Э ) x Э +
б б СН бр СН бр бр бр
p = Т p = Т
max
p
p = End з (uз) max max p = Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ]
max бр бр бр СН бр max бр
p p = Т p
p = Т p = Т
де:
S - сума.
для двокорпусних блоків:
1) при пуску блоку з "нуля" до набору максимального навантаження в двокорпусному режимі:
max
КР p
пит (пуск) n1 n2 p = Т xx1 p = End xx2 p = Т з (uз) ГН
С = [Ц + Ц + S Ц + S Ц + S (Э ) x Э +
б б б СН бр КР бр СН бр бр
p = Т p = Т p = Т
max
p
p = End з (uз) max max p = Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ]
max бр бр бр СН бр max бр
p p = Т p
p = Т p = Т
2) при пуску блоку з "нуля" до набору максимального навантаження в однокорпусному режимі:
max
p
пит (пуск) n1 p = End xx1 p = Т з (uз) ГН ГН
С = [Ц + S Ц + S Ц (Э ) x Э +
б б СН бр СН бр бр бр
p = Т p = Т
max
p
p = End з (uз) max max p = Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ]
max бр бр бр СН бр max бр
p p = Т p
p = Т p = Т
3) при пуску блоку з однокорпусного режиму до набору максимального навантаження в двокорпусному режимі:
max
КР p
пит (пуск) n2 p = Т xx1 p = End xx2 Т з (uз) ГН ГН
С = [Ц + S Ц + S Ц + S Ц (Э ) x Э +
б б p = 1 бр КР бр СН бр бр бр
p = Т Т
max
p
p = End з (uз) max max Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ] ".
max бр бр бр СН бр max бр
p Т p
Т Т
де:
S - сума.
( Пункт 5.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
5.1.2. Заданий графік повинен розроблятися комплексом програмного забезпечення згідно з Правилами оптового ринку електроенергії і погодженими інструкціями та знаходиться в експлуатації Розпорядника системи розрахунків.
5.2. Визначення кінцевої маневреності блока за ознакою пуску/зупинки та розрахункових заявлених цін
( Пункт 5.2 в редакції Постанови НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
5.2.1. За даними заявок виробників щодо маневреності блоків
за ознакою пуску/зупинки М = 1 відповідно до частини III та
бр
результатами вибору складу обладнання Розпорядник системи
розрахунків визначає кінцеву маневреність за ознакою пуску/зупинки
кожного
заявленого блоку М = 1 або М = 0.
бр бр
( Пункт 5.2.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
5.2.2. На підставі заявок, поданих виробниками електричної енергії відповідно до частини III, розрахункова заявлена ціна (Црз/бр) кожного блока буде визначатися відповідно до таких правил:
( Пункт 5.2.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1209 від 31.10.2002 )
(1) якщо Эг/бр = 0, то Црз/бр = 0;
(2) у всіх інших випадках:
Црз/бр = Циз/бр + Зпт/бр,
де:
1) Циз/бр визначається відповідно до таких правил:
якщо Рб1 >= Эг/бр , то Циз/бр = Цз/б1
якщо Рб1 <= Эг/бр < Рб2
