НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
ПОСТАНОВА
12.09.2003 N 921
(Постанова втратила чинність на підставі Постанови
Національної комісії, що здійснює державне регулювання у сфері енергетики
N 1029 від 09.08.2012)
Про затвердження Правил Оптового ринку
електричної енергії України в редакції,
затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р.
Відповідно до Закону України "Про електроенергетику" ( 575/97-ВР ), Указу Президента України від 21 квітня 1998 року N 335 "Питання Національної комісії регулювання електроенергетики України", Договору між Членами Оптового ринку електричної енергії України Національна комісія регулювання електроенергетики України постановляє:
1. Затвердити з 1 жовтня 2003 р. Правила Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р. (пункт 6 протоколу N 14 від 04.09.03), що додається.
2. Розпоряднику системи розрахунків Оптового ринку електричної енергії України:
2.1. До 25 вересня 2003 р. надати пропозиції щодо рівня таких величин:
коефіцієнтів обмеження, що характеризують відношення нерівномірності заданого графіка покриття до максимальної нерівномірності заданого графіка покриття (С, D);
коефіцієнтів маневреності, які визначають мінімальну та
максимальну ціну за маневреність (Кмн мін, К мн мах);
регулюючого коефіцієнта (Кпз );
ціни 1 МВт оперативного резерву другої групи (Ц рм(2));
ціни 1 МВт резерву потужності третьої групи (Ц рм(3)).
2.2. До 1 жовтня 2003 р. здійснити заходи для підготовки необхідного програмного забезпечення для введення в дію Правил Оптового ринку електричної енергії України в редакції, затвердженій Радою ринку від 4 вересня 2003 р.
3. Визнати з 1 жовтня 2003 р. постанову НКРЕ від 12.11.97 N 1047а "Про затвердження Правил Оптового ринку електричної енергії України" такою, що втратила чинність.
В.о. Голови Комісії Ю.Кияшко
Затверджено
Постанова НКРЕ
12.09.2003 N 921
Протокол Ради Оптового ринку
електричної енергії України
04.09.2003 N 14
Додаток 2
до Договору між Членами
Оптового ринку електричної
енергії
Правила
Оптового ринку електричної енергії України
Зміст
1. Вступ ...
1.1. Терміни та їх тлумачення ...
1.2. Загальні положення ...
2. Обов'язкові фізичні дані ...
2.1. Дані, які Члени ринку повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків...
2.2. Зміни...
3. Заявки членів ринку...
3.1. Заявки Виробників, які працюють за ціновими заявками...
3.2. Заявки Виробників, які не працюють за ціновими заявками...
3.3. Процедури, загальні для заявок всіх Виробників ...
3.4. Заявки операторів зовнішніх перетоків ...
3.5. Заявки Постачальників ...
3.6. Повторні заявки Виробників щодо робочої потужності ...
3.7. Перевірка даних заявок Розпорядником системи розрахунків...
4. Прогноз необхідного покриття ...
4.1. Прогноз електроспоживання ОЕС України ...
4.2. Прогноз зовнішніх перетоків ...
4.3. Прогноз необхідного покриття ...
5. Заданий графік навантаження на наступну добу ...
5.7. Вибір складу обладнання та розрахунок заданого графіку навантаження для Виробників, які працюють за ціновими заявками...
5.9. Визначення маневреності блока та розрахункових заявлених цін...
5.10. Обчислення ціни блока...
5.11. Визначення граничної ціни системи...
5.12. Визначення ціни робочої потужності...
5.13. Визначення ціни за маневреність...
6. Диспетчерське управління, збір та перевірка даних...
6.1.Централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління...
6.2. Порядок збору та обробки даних вимірювань ...
6.3. Достовірність даних вимірювань ...
6.4. Втрати електричної енергії в магістральних та міждержавних електромережах...
7. Фактичні робоча потужність, діапазон регулювання та ціни...
7.1. Порушення в роботі блоків ...
7.2. Фактичні пуски блоків ...
7.3. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону регулювання кожного блоку...
7.4. Фактична ціна блоку...
8. Платежі оптового ринку...
8.1. Платіж за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію...
8.2. Платіж за відхилення фактичного виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання вимог системи...
8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи...
8.4. Платіж за робочу потужність...
8.5. Платіж за маневреність...
8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу)...
8.7. Додаткові платежі Виробнику...
8.8. Платежі, що сплачують Виробникам, які працюють за ціновими заявками...
8.9. Середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок окремим Виробником...
8.10. Оптова ціна закупки...
8.11. Платежі, що сплачують Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків...
8.12. Платежі Постачальників за централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж...
8.13. Коригування платежів Постачальників...
8.14. Платежі ДПЕ...
8.15. Додаткові платежі Постачальників...
8.16. Дотаційні сертифікати...
8.17. Платежі на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії...
8.18. Платежі Постачальників на фінансування інвестиційних проектів...
8.19. Оптова ринкова ціна та платежі Постачальників...
8.20. Уточнення платежів Членам ринку за звітними місячними даними...
Додаток А. Умовні позначення...
Додаток Б. Визначення та відображення в диспетчерському журналі погодинних величин навантаження та виробництва електроенергії кожним енергоблоком ТЕС за кожну годину доби на основі планового та диспетчерського погодинних графіків їх навантаження...
1. Вступ
1.1. Терміни та їх тлумачення
1.1.1. Всі терміни, які вжиті з великої літери в цих Правилах Оптового ринку електричної енергії України (далі - Правила), мають значення, визначені в Договорі між членами Оптового ринку електричної енергії України (далі - Договір).
1.1.2. Додаткові терміни, що використовуються в цих Правилах, вживаються в такому значенні:
блок - сукупність енергетичного обладнання, що складається із одного котла (реактора) та однієї і більше турбін (на електростанціях без поперечних зв'язків) або із двох котлів (корпусів)та однієї і більше турбін (на електростанціях без поперечних зв'язків), або із однієї та більше турбін (на електростанціях з поперечними зв'язками), вироблена якою електроенергія вимірюється на генераторах окремо;
гранична ціна системи - ціна найдорожчого із включених до заданого графіку навантаження маневрених блоків Виробників, які працюють за ціновими заявками, в кожному розрахунковому періоді доби;
диспетчерський центр - державне підприємство, яке визначається центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, що виконує функції диспетчерського (оперативно-технологічного) управління об'єднаною енергетичною системою України (далі - ОЕС України);
диспетчерський журнал - комплекс програмного забезпечення, призначений для реєстрації в електронному вигляді перезаявок робочої потужності та команд диспетчера на зміну навантаження блоків;
діапазон регулювання - діапазон між заявленою (перезаявленою) максимальною та мінімальною робочою потужністю, в межах якого блок може змінювати своє навантаження;
дотаційні сертифікати - щомісячні обсяги компенсацій втрат Місцевих постачальників від здійснення постачання електричної енергії певним категоріям споживачів, затверджені НКРЕ;
заданий графік навантаження - добовий графік, розроблений Розпорядником системи розрахунків згідно з Правилами та погоджений з Диспетчерським центром, що включає графік навантаження блоків (станцій) Виробників, графік споживання електроенергії Постачальниками, графік зовнішніх перетоків, порядок пуску блоків з резерву, порядок відключення блоків в резерв на ніч, порядок відключення блоків в резерв до кінця розрахункової доби та графік гарячого резерву (порядок навантаження/розвантаження блоків);
маневреність - послуга, що надається Виробником по зміні навантаження блоків або їх зупинці та пуску протягом доби для регулювання навантаження та частоти в ОЕС України;
розрахунковий період - період, тривалістю 60 хвилин, який починається в момент початку першої години добового графіка кожної доби і закінчується в момент початку наступної години, не включаючи її;
система розрахунків - комп'ютерне обладнання, програмне забезпечення, системи та процедури, що використовуються Розпорядником системи розрахунків при проведенні розрахунків згідно з Договором та іншими Узгодженими порядками.
1.2. Загальні положення
1.2.1. Ці Правила є невід'ємною частиною Договору і визначають механізм функціонування Оптового ринку електричної енергії України (далі - Оптовий ринок) в частині надання даних, розподілу навантажень між генеруючими джерелами, формування оптових цін купівлі-продажу електричної енергії та платежів на Оптовому ринку.
1.2.2. Сторони погоджуються, що результати розрахунків програмного та апаратного забезпечення залежать від отримання Розпорядником системи розрахунків даних від усіх відповідних Сторін, а також від їх повноти і точності. Розпорядник системи розрахунків не несе відповідальність за достовірність даних, які він одержує від Сторін та результати розрахунків програмного забезпечення, якщо він діє згідно з цими Правилами.
1.2.3. Відповідальність за своєчасність надання, повноту та достовірність даних, визначених цими Правилами, несе Сторона, що надає дані.
1.2.4. Сторони повинні надавати на вимогу Розпорядника системи розрахунків додаткові дані, що необхідні йому для виконання своїх обов'язків згідно з цими Правилами та діючими нормативно-правовими та технічними документами.
1.2.5. Процедура взаємовідносин між Розпорядником системи розрахунків та відповідними Сторонами щодо реалізації цих Правил регламентується Інструкцією про порядок здійснення розрахунків на Оптовому ринку електричної енергії України (додаток 3 до Договору , Інструкцією про порядок використання коштів Оптового ринку електричної енергії України (додаток 4 до Договору), Інструкцією про порядок комерційного обліку електричної енергії (додаток 10 до Договору) та іншими Узгодженими порядками.
1.2.6. Форми, надання Сторонами даних у відповідності до цих Правил встановлюються Розпорядником системи розрахунків.
1.2.7. Якщо для Розпорядника системи розрахунків цими Правилами чи іншими Узгодженими порядками визначено конкретні терміни виконання обов'язків, йому необхідно дотримуватись цих термінів.
В інших випадках Розпорядник системи розрахунків повинен виконувати свої обов'язки максимально швидко в залежності від обставин, які склалися.
1.2.8. Будь-які перевірки та розрахунки, які виконуються не Розпорядником системи розрахунків, повинні здійснюватись за допомогою копії програмного забезпечення, яке знаходиться у використанні Розпорядника системи розрахунків, при повному та точному введенні даних (які необхідно обробити) у відповідності з вимогами цих Правил.
1.2.9. Умовні позначення показників, які використовуються при проведенні розрахунків згідно з цими Правилами, наведені у Додатку А.
2. Обов'язкові фізичні дані
2.1. Дані, які Члени ринку повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків
2.1.1. Дані, які повинні надавати всі Члени ринку:
а) повна юридична назва Члена ринку та його ЗКПО;
б) вид підприємницької діяльності, якою займається Член ринку;
в) місцезнаходження (повна адреса) Члена ринку;
г) дата вступу Члена ринку в Договір ;
д) дата виходу Члена ринку з Договору .
2.1.2. Дані, які повинні надавати теплові електростанції та теплоелектроцентралі (для кожного блока):
а) найменування електростанції;
б) номер блока;
в) точки обліку електричної енергії;
г) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи
обліку електричної енергії;
д) межа балансової належності;
е) встановлена потужність блока ( Руб, МВт);
ж) максимальна потужність блока (Рм б , МВт);
з) технічний мінімум навантаження блока (Рнmіn б , МВт);
і) корисний відпуск блока (Р о б , %), у відсотках від фактичного виробітку блока Э ф б ;
к) тип палива;
л) перелік блоків, які знаходяться в консервації;
м) мінімальна тривалість часу між послідовними пусками різних блоків (корпусів); пуск
н) регламентна тривалість пуску (Т б , год) та
графіки-завдання пуску блоку (корпусу) з різних теплових станів (гарячого, двох напівпрохолодних та холодного);
о) мінімальна кількість блоків по "живучості" електростанції на весняно-літній та осінньо-зимовий період;
п) швидкість зміни навантаження блоку (корпусу) в нормальному та аварійному режимі;
р) перелік блоків, які приймають участь у первинному регулюванні частоти та/або підключених до системи АРЧП.
2.1.3. Дані, які повинні надавати гідроелектростанції (в цілому для кожної електростанції):
а) найменування електростанції;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
д) встановлена потужність електростанції (Р у с , МВт);
е) корисний відпуск електростанції (Р о с , %), у відсотках від фактичного виробітку Э ф с .
2.1.4. Дані, які повинні надавати атомні електростанції (для кожного блока):
а) найменування електростанції;
б) номер блока;
в) точки обліку електричної енергії;
г) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
д) межа балансової належності;
е) максимальна потужність блока (Рм б , МВт);
ж) технічний мінімум навантаження блока (Р нmіn б , МВт);
з) корисний відпуск блока (Р о б , %), у відсотках від фактичного виробітку Э ф б .
2.1.5. 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;
д) встановлена потужність електростанції (Р у с , МВт);
е) корисний відпуск електростанції (Ро с , %), у відсотках від фактичного виробітку Эф с .
2.1.6. Дані, які повинні надавати оператори зовнішніх перетоків:
а) найменування зовнішнього перетока;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності;
д) напруга зовнішнього перетока;
е) пропускна здатність зовнішнього перетока (Рвн і , МВт).
2.1.7. Дані, які повинні надавати Постачальники:
а) найменування постачальника;
б) точки обліку електричної енергії;
в) наявність АСКОЕ, типи лічильників, клас точності системи обліку електричної енергії;
г) межа балансової належності.
2.2. Зміни
2.2.1. Всі Члени оптового ринку електричної енергії повинні змінювати фізичні дані, які їх стосуються та зазначені вище в підрозділі 2.1, приводячи їх у відповідність з фізичними характеристиками.
2.2.2. Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити, щоб при зміні будь-яких фізичних даних, всі дані що залежать від цих змін, були змінені відповідно.
2.2.3. Розпорядник системи розрахунків повинен занести дані, приведені вище, до Системи розрахунків протягом двох днів з моменту отримання повідомлення про ці дані чи внесення змін до них.
3. Заявки членів ринку
3.1. Заявки Виробників, які працюють за ціновими заявками
3.1.1. Щодня не пізніше 09-30 Виробники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків цінову заявку та заявку робочої потужності щодо кожного блока, який не знаходиться в ремонті та може бути включений в роботу протягом 24 годин (для газо-мазутного блоку 800 МВт - протягом 72 годин), у тому числі блоків, що знаходяться поза резервом за відсутністю палива.
Набір заявлених цін має відображати рівень цін, за якими виробник 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.
3.1.2. Цінова заявка та заявка робочої потужності повинні містити такі дані для кожного блока:
а) не менше двох та не більше чотирьох монотонно зростаючих прирощених заявлених цін на електроенергію, що може бути відпущена в оптовий ринок (Цз бх , грн/МВт х год, не більш, як з двома знаками після коми), та відповідні їм опорні потужності блока (Р бх , МВт), які визначають ті рівні генерації, при яких відповідні заявлені ціни можуть бути застосовані, в тому числі для двокорпусних блоків та корпусів двокорпусних блоків. У всіх випадках Р б1 <= Р рмін бр ;
б) чотири вартості пуску блока з резерву (Ц п б ), які відображають тепловий стан блока (холодний, два напівпрохолодних, гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартості пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Ц п1 б ) та вартість пуску (підключення)другого корпусу котла (Ц п2 б ) для вказаних вище станів. Вартості пуску відображаються цілими числами, грн;
в) ціну холостого ходу блока (Цхх б ), в тому числі для двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для однокорпусного режиму роботи (Цхх1 б ) та ціна холостого ходу блока для двокорпусного режиму роботи (Ц хх2 б ), які відображаються цілими числами, грн/год;
г) для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальну робочу потужність (Ppmax бр ) та мінімальну робочу потужність (Ppmin бр ), МВт;
д) мінімальну тривалість роботи між послідовними циклами зупинки блока та мінімальну тривалість простою між послідовними циклами роботи блока, год;
е) ознаку маневреності, яка визначає, чи є блок (корпус) маневрений (Мбр = 1) або неманеврений (Мбр = 0) для кожного розрахункового періоду наступної доби за ознакою пуску/зупинки;
ж) заявки на мінімальну кількість блоків, які повинні знаходитись у роботі за станційними обмеженнями з надання станційних номерів цих блоків;
з) ознаку обов'язкової роботи (Овб = 1) - обов'язкового включення блоку в роботу після капітального та середнього ремонтів або реконструкції для випробувань з подальшим переведенням його до резерву (роботоспроможного стану). В іншому випадку ознака не декларується (Овб = 0). Блоки, які декларують ознаку обов'язкової роботи (Овб = 1), працюють по заявленому графіку (Рбр рмах = Рбр pmin ), погодженому з Диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків;
і) ознаку знаходження блока поза резервом за відсутністю палива ОТ б = 1. В іншому випадку ознака не декларується (ОТб = 0).
3.1.3. Розпорядник системи розрахунків за даними Диспетчерського центру встановлює блокам:
а) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі об'єднаної енергосистеми України - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі ВРбр = 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВРбр = 0;
б) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі CENTREL ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі CENTREL ВСбр = 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВРбр = 1.
3.1.4. Виробники повинні щоденно надавати Розпоряднику системи розрахунків загальностанційні дані про кількість маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки, які можливо зупиняти та вводити в дію протягом наступної розрахункової доби (одним числом). Вказана кількість не повинна перевищувати кількості заданих маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки згідно з підпунктом 3.1.2 (е) та кількості блоків, які можуть бути зупинені за цією ознакою без порушення мінімально допустимого складу обладнання по "живучості" станції.
3.2. Заявки Виробників, які не працюють за ціновими заявками
3.2.1. Щодня не пізніше 09-30 Виробники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків заявку робочої потужності щодо кожного блока, неблочні електростанції - щодо станції в цілому. В цій заявці необхідно вказати для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальну (Ppmax б(с)р, МВт) та мінімальну робочу потужність (Ppmin б(с)р, МВт).
3.3. Процедури, загальні для заявок всіх Виробників
3.3.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальна заявлена робоча потужність для кожного блока (Ррмах бр ) не повинна перевищувати максимальну потужність блока (Рб м ), а також має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочу потужність (Ppmin бр). Заявлена максимальна робоча потужність блока в години нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену максимальну робочу потужність блока в години максимального навантаження.
3.3.2. Мінімальна робоча потужність (Ppmin бр) кожного блока не повинна перевищувати максимальну заявлену робочу потужність блока (Ppmax бр), але може бути нижчою за технічний мінімум навантаження блока (Рнmіn б ), якщо це значення 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.
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.
3.4. Заявки операторів зовнішніх перетоків
3.4.1. Щодня не пізніше 09-30 оператори зовнішніх перетоків електричної енергії повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків узгоджений з диспетчерським центром графік імпорту та експорту електричної енергії (Риэ ір, Мвт) на кожний розрахунковий період наступної доби.
3.5. Заявки Постачальників
3.5.1. Щодня не пізніше 09-00 Місцеві постачальники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків прогноз споживання електричної енергії (Рэп пр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, який включає:
а) обсяг купівлі електроенергії на Оптовому ринку;
б) обсяг поставок електроенергії Постачальниками за нерегульованим тарифом споживачам, що знаходяться на території Місцевого Постачальника;
в) обсяг виробництва електроенергії генеруючими джерелами, що не здійснюють продаж електроенергії в Оптовий ринок та знаходяться на території Місцевого постачальника.
3.6. Повторні заявки Виробників щодо робочої потужності
3.6.1. У будь-який час Виробник може надати Розпоряднику системи розрахунків переглянуті заявки робочої потужності щодо кожного блока, робоча потужність якого зазнала змін з часу подання останньої заявки із дотриманням обмежень п. 3.3.1 та п.3.3.2 цих Правил. Зміна показників по вартості не допускається. Переглянуті заявки, які надані до 11-00, повинні враховуватись Розпорядником системи розрахунків при розрахунку заданого графіка. Після 11-00 переглянуті заявки надаються диспетчеру та повинні враховуватись ним при оперативному веденні режиму.
3.7. Перевірка даних заявок Розпорядником системи розрахунків
3.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен перевірити дані, які надаються Членами ринку згідно з цим розділом на відповідність обов'язковим фізичним даним, наданим згідно з вимогами розділу 2 цих Правил.
3.7.2. Якщо Виробник у встановлені терміни не надасть дані щодо будь-якого блока (станції) згідно з цим розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен вважати цей блок (станцію) нероботоспроможним та розробляти заданий графік згідно з цим положенням.
3.7.3. Якщо Виробник надає дані, що не відповідають вимогам цього розділу, Розпорядник системи розрахунків повинен звернутися до Виробника з пропозицією переглянути дані. Якщо будь з якої причини це неможливо, Розпорядник системи розрахунків має право скоригувати ці дані, щоб забезпечити їх відповідність вимогам цього розділу.
3.7.4. Розпорядник системи розрахунків не має права коригувати дані, що відповідають цьому розділу, за винятком випадків, визначених в пункті 3.7.3.
4. Прогноз необхідного покриття
4.1. Прогноз електроспоживання ОЕС України
4.1.1. Розпорядник системи розрахунків відповідно до цих Правил та діючих нормативно-технічних документів повинен підготувати прогноз електроспоживання для кожного розрахункового періоду наступної доби (Рпт р, МВт), враховуючи при цьому:
а) дані електроспоживання в попередні періоди;
б) прогноз метеорологічних умов на наступну добу;
в) поточні та ретроспективні погодні умови;
г) прогноз споживання (Рэп пр, МВт) на кожний розрахунковий період наступної доби, наданий Постачальниками відповідно до підрозділу 3.5;
д) всі інші фактори, які Розпорядник системи розрахунків обгрунтовано вважає можливими впливати на споживання.
4.2. Прогноз зовнішніх перетоків
4.2.1. На основі заявок операторів зовнішніх перетоків, наданих відповідно до підрозділу 3.4, Розпорядник системи розрахунків здійснює прогнозування міждержавних перетоків (Риэ ір, МВт) для кожного розрахункового періоду наступної доби. Для визначення необхідного покриття вони повинні бути сальдованими (експорт мінус імпорт).
4.3. Прогноз необхідного покриття
4.3.1. Прогноз необхідного покриття (Рпк р, МВт) для кожного розрахункового періоду наступної доби обчислюється Розпорядником системи розрахунків відповідно до наступного правила:
Рпк р= Рпт р+ Риєір
5. Заданий графік навантаження на наступну добу
5.1. Щодня не пізніше 16-00 на основі одержаного відповідно до розділу 4 прогнозу необхідного покриття та заявок, наданих Виробниками відповідно до розділу 3 цих Правил, Розпорядник системи розрахунків розробляє заданий графік навантаження щодо кожного окремого блока в кожному розрахунковому періоді наступної доби (Рг бр, МВт), погоджує його з Диспетчерським центром та надає його всім Виробникам (в електронному вигляді) і Диспетчерському центру (у друкованому та електронному вигляді).
5.2. Заданий графік розробляється комплексом програмного забезпечення, яке знаходиться в експлуатації Розпорядника системи розрахунків.
5.3. При розробці заданого графіка навантаження Розпорядник системи розрахунків повинен забезпечити наявність необхідного резерву потужності, визначеного Диспетчерським центром, та збалансованість у кожному розрахунковому періоді.
5.4. При розробці заданого графіка навантаження Розпорядник системи розрахунків за звичайних умов повинен забезпечити пріоритетне включення до графіка генеруючих потужностей Виробників, що не працюють за ціновими заявками.
5.5. Розпорядник системи розрахунків для формування збалансованого графіку навантаження повинен планувати заходи щодо зниження споживання та зміни зовнішніх перетоків відповідно до укладених договорів, нормативних документів та правил, якщо заявлена Виробниками робоча потужність недостатня для забезпечення покриття графіка.
5.6. На підставі заданого графіку Розпорядник системи розрахунків не пізніше 16-00 повинен повідомити всім Членам ринку, які здійснюють діяльність на Оптовому ринку, граничну ціну системи, ціну робочої потужності та ціну за маневреність в кожному розрахунковому періоді наступної доби.
5.7. Вибір складу обладнання та розрахунок заданого графіку навантаження для Виробників, які працюють за ціновими заявками
5.7.1. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити вибір складу обладнання на розрахунковий період максимального покриття від найдешевшого до найдорожчого блока за їх питомою вартістю згідно з ціновими заявками, виходячи з наступних умов:
pmax
а) якщо Р <= Р < Р , то
б1 бр б2
хх з з из pmax
Ц + Ц х Р + 0,5 х [(Ц + Ц ) х (Р - Р )]
num б б1 б1 б1 б12 бр б1
С = -----------------------------------------------------,
б pmax
Р
бр
из з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц ;
б12 б1 б2
pmax
б) якщо Р <= Р < Р , то
б2 бр б3
хх з з з з из pmax
Ц +Ц х Р +0,5х[(Ц +Ц )х(Р - Р )+(Ц +Ц )х(Р -Р )]
num б б1 б1 б1 б2 б2 б1 б2 б23 бр б2
С = ----------------------------------------------------------------,
б pmax
Р
бр
из з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц ;
б23 б2 б3
pmax
в) якщо Р <= Р < Р , то
б3 бр б4
хх з з з
Ц + Ц х Р + 0,5 х [(Ц + Ц ) х (Р - Р ) +
num б б1 б1 б1 б2 б2 б1
С = --------------------------------------------------
б pmax
Р
бр
з з з из pmax
+ (Ц +Ц ) х (Р - Р ) + (Ц +Ц ) х (Р -Р )]
б2 б3 б3 б2 б3 б34 бр б3
------------------------------------------------------,
де Циз б34- точка інтерполяції між Ц з б3та Ц з б4;
5.7.2. При виборі складу обладнання Розпорядник системи розрахунків повинен враховувати наступні технологічні особливості:
а) необхідність забезпечення мінімального складу працюючих блоків за вимогами режиму ОЕС України та CENTREL (мережні обмеження);
б) необхідність забезпечення мінімального складу працюючих блоків по "живучості" кожної станції (станційні обмеження). У разі несумісності режиму між заданим (очікуваним) покриттям та мінімальним складом працюючих блоків по "живучості" станції для забезпечення сталої та надійної роботи енергосистеми в умовах запобігання зростання частоти електричного струму Розпорядник системи розрахунків має право знижати мінімальну заявлену робочу потужність до технічного мінімуму навантаження та цей склад до фактичного, який досягався в ретроспективних режимах;
в) необхідність забезпечення 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 (Овб =1) незалежно від величини цінових пропозицій, наданих Виробником;
г) необхідність 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 бр= 1. У разі недостатньої кількості маневрених блоків з ознакою пуску/зупинки М бр= 1 для забезпечення режимних вимог Розпорядник системи розрахунків має право за погодженням з Виробниками встановити блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам 300 МВт вказану ознаку з відповідними технічними параметрами Тр б, То б(за параметрами аналогічних блоків станції або за 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 має право примусово встановлювати блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам 300 МВт ознаку пуску/зупинки М бр= 1. Якщо вказані дії не дозволяють Розпоряднику системи розрахунків розробити збалансований графік навантаження на наступну розрахункову добу або добу, наступну за розрахунковою, то Розпорядник системи розрахунків має право замінити в графіку навантаження моноблоки 300 МВт, 800 МВт на блоки 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусні блоки 300 МВт за ознакою пуску/зупинки блоку (або корпусу);
д) графіки-завдання пуску блоків з різних теплових станів;
е) мінімальну тривалість часу між послідовними пусками блоків;
ж) не включення у роботу блоків, на яких встановлена ознака ОТ = 1. б
5.7.3. 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 бр= 1 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 такими правилами:
1) для моноблоків
р=Start хх з(из) pmin п
S (Ц + Ц х Р ) - Ц
е р=End б бх бр б
С = ---------------------------------;
б pmin
Р
бр
де S - сума.
2) для двокорпусних блоків у разі можливості зупинки корпусу котла за ознакою пуску/зупинки:
р=Start хх2 з(из) pmin п2
S (Ц + Ц х Р ) - Ц
е р=End б бх бр б
С = ----------------------------------,
б pmin
Р
бр
де S- сума;
Ц з(из) бх- прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна блоку для заявленого мінімального навантаження Ppmin брв розрахунковий період мінімального покриття.
5.7.4. 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 5.7.3 та маневреності М бр= 1 за ознакою пуску/зупинки з відповідними технічними параметрами Тр б, Тб о.
5.7.5. 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 - 5.7.4, який забезпечує мінімальні витрати на виробництво електроенергії в системі на основі очікуваного режиму електричної мережі з урахуванням технологічних втрат активної потужності в ній.
5.7.6. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити погодинний графік гарячого резерву ОЕС України на розрахункову добу та порядок блоків в ньому від найдешевшого до найдорожчого.
5.7.7. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити порядок пуску блоків з резерву, 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 зупинки 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 ранжуються від найдешевшого до найдорожчого за сумарними питомими витратами при виробництві електричної енергії, 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:
1) для моноблоків
max
р
num(пуск) п р=End хх р=Т з(из) гн гн
С = [Ц + S Ц + S Ц (Э ) х Э +
б б СН бр СН бр бр бр
р=Т р=Т
max
р
р=End з(из) max max р=Т гн р=End max
+ S Ц (Р ) х Р ] / [ S Э + S Р ];
max бр бр бр СН бр max бр
р р=Т р
р=Т р=Т
2) для двокорпусних блоків:
а) при пуску блоку з "нуля" до набору максимального навантаження в двокорпусному режимі:
max
Кр р
num(пуск) п1 п2 р=Т хх1 р=End хх2 р=Т з(из) гн гн
С = [Ц + Ц + S Ц + S Ц + S Ц (Э ) х Э +
б б б СН бр КР бр СН бр бр бр
р=Т р=Т р=Т
max
р
р=End з(из) max max р=Т гн р=End max
+ S Ц (Р ) х Р ] / [ S Э + S Р ];
max бр бр бр СН бр max бр
р р=Т р
р=Т р=Т
б) при пуску блоку з "нуля" до набору максимального навантаження в однокорпусному режимі:
max
р
num(пуск) п1 р=End хх1 р=Т з(из) гн гн
С = [Ц + S Ц + S Ц (Э ) х Э +
б б об бр СН бр бр бр
р=Т р=Т
max
р
р=End з(из) max max р=Т гн р=End max
+ S Ц (Р ) х Р ] / [ S Э + S Р ];
max бр бр бр СН бр max бр
р р=Т р
р=Т р=Т
в) при пуску блоку з однокорпусного режиму до набору максимального навантаження в двокорпусному режимі:
max
Кр р
num(пуск) п2 р=Т хх1 р=End хх2 р=Т з(из) гн гн
С = [Ц + S Ц + S Ц + S Ц (Э ) х Э +
б б СН бр КР бр СН бр бр бр
р=Т р=Т р=Т
max
р
р=End з(из) max max р=Т гн р=End max
+ S Ц (Р ) х Р ] / [ S Э + S Р ];
max бр бр бр СН бр max бр
р р=Т р
р=Т р=Т
5.8. Щодня не пізніше 16-00 Розпорядник системи розрахунків повинен надати всім Виробникам заданий обсяг виробітку електричної енергії (Эг бр, МВт х год) для кожного блоку на кожний розрахунковий період наступної доби, який використовується для проведення розрахунків цін та платежів і визначається на підставі розробленого графіку навантаження (Рг б, МВт) згідно з формулою:
г г
Р + Р
г б(р-1) бр рп
Э = ------------- х Т ,
бр 2
де Рг бр- величина навантаження енергоблоку на відповідну годину доби згідно з заданим графіком навантаження.
При цьому за Р г брприймається величина навантаження енергоблоку на 24-00 минулої доби.
5.9. Визначення маневреності блока та розрахункових заявлених цін
5.9.1. На підставі заявок Виробників відповідно до розділу 3 та результатами вибору складу обладнання Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби визначає чи є блок маневрений (Мбр = 1) або неманеврений (М бр= 0) згідно з такими правилами:
а) для всіх розрахункових періодів доби, якщо блок чи один з корпусів його котла:
- знаходився в роботі впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби та
- за заданим графіком навантаження був зупинений, а потім включений в роботу на протязі розрахункової доби або
- потенційно міг бути зупинений незалежно від ознаки обов'язкової роботи, а потім включений в роботу на протязі розрахункової доби згідно з наданими в заявці технічними параметрами Тр б, То б;
б) Мбр = 1 для розрахункових періодів, що знаходяться в інтервалі Start <= р <= End, якщо:
pmax pmin pmax
(Р - Р ) / (Р ) >= ДМ,
бр бр бр
де ДМ - граничний відносний діапазон регулювання, який встановлюється Радою ринку за погодженням НКРЕ. ДМ дорівнює 0,15 для вугільних та 0,40 для газо-мазутових блоків;
Start-End - це особливий розрахунковий період, що починається о 6-00 та закінчується о 23-00. Start-End може переглядатися Радою ринку за
поданням Розпорядника системи розрахунків;
в) у всіх інших випадках Мбр = 0.
5.9.2. На підставі заявок, поданих Виробниками відповідно до розділу 3, розрахункова заявлена ціна (Црз бр, грн/МВт х год) кожного блока буде визначатися відповідно до таких правил:
а) якщо Эг бр= 0, то Црз бр= 0;
б) у всіх інших випадках:
| рз из пт Ц = Ц + З , бр бр бр |
де Циз брвизначається відповідно до таких правил: якщо Рб1 >= Эг бр, то Циз бр= Цз б1;
якщо Рб1 <= Эг бр< Рб2 , то Циз бр- точка інтерполяції між Цз б1и Цз б2;
якщо Рб2 <= Эг бр< Рб3 , то Циз бр- точка інтерполяції між Ц з б2и Ц з б3;
якщо Рб3 <= Эг бр< Рб4 , то Циз бр- точка інтерполяції між Ц з б3и Ц з б4;
якщо Эг бр>= Рі4 , то Циз бр= Ц з б4.
Якщо Эбр г= 0, то Цххр бр= 0;
якщо Эг бр> 0, то Ц ххр бр= Цб хх, де Цбр ххр- розрахункова ціна холостого хода.
Якщо Start <= р <= End, то витрати на холостий хід (Зпт бр, грн/МВт х год) дорівнюють:
сг ххр
Т х Ц
пт б бр
З = ---------------- х 100.
бр р=End г о
S Э х Р
р=Start бр б
В іншому випадку Зпт бр= 0.
5.10. Обчислення ціни блока
5.10.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити ціну кожного
блока (Цб бр, грн/МВт х год) відповідно до таких правил:
а) для всіх блоків, які є неманевреними М бр= 0 відповідно до пункту 5.9.1 та для блоків, які працюють з ознаками вимушеної роботи,
б) у всіх інших випадках: якщо Црз бр> КНКРЕ , то Цб бр= 0;
якщо Црз бр<= КНКРЕ , то Цб бр= Црз бр, де КНКРЕ - обмеження граничної ціни системи (грн/МВт х год), встановлене НКРЕ.
5.11. Визначення граничної ціни системи
5.11.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити граничну ціну
системи (Цпс р, грн/МВт х год) відповідно до правила:
а) якщо max (Цб бр) = 0, то Цпс р= КГЦС НКРЕ; де КГЦСб НКРЕ- обмеження граничної ціни системи при
відсутності ціноутворюючих блоків, встановлене НКРЕ, грн/МВт.год;
б) в інших випадках Цпс р= mахб (Цбр б).
5.11.2. Гранична ціна системи, яка розраховується відповідно до цього розділу, є остаточною для нарахування фактичних платежів Виробникам, які працюють за ціновими заявками. Розпорядник системи розрахунків не несе відповідальності за дії Членів ринку, що викликані результатами оцінки граничної ціни системи.
5.12. Визначення ціни робочої потужності
5.12.1. Ціна робочої потужності розраховується Розпорядником системи розрахунків окремо для кожної з наступних чотирьох груп блоків, визначених після вибору складу обладнання відповідно до розділу 5:
а) блоки, які включені до графіку навантаження на наступну добу Sp=24 р=1Эг бр> 0, формують першу групу з ознакою Nгр г= 1 по всіх годинах розрахункової доби, в яких Ppmax бп> 0;
б) блоки, які знаходяться у резерві на наступну добу Sp=24 р=1Эг бр= 0, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин від надання команди диспетчера до набору максимального навантаження та сумарна потужність яких не перевищує величини необхідного оперативного резерву, формують другу групу Nг гр= 2 по всіх годинах розрахункової доби, в яких Ppmax бр> 0. Величина необхідного оперативного резерву затверджується НКРЕ за поданням диспетчерського центру;
в) інші блоки з числа заявлених, що не ввійшли до складу першої і другої груп та мають ознаку ОТб = 0, формують третю групу Nг гр= 3 по всіх годинах розрахункової доби, в яких Ppmax бр> 0;
г) інші блоки, які не ввійшли до складу першої, другої і третьої групи та мають ознаку ОТ б= 1, формують четверту групу Nг гр= 4 по всіх годинах розрахункової доби, в яких Ppmax бр> 0.
У всіх інших годинах розрахункової доби, в яких Ppmax бр= 0, група робочої потужності не встановлюється Nг гр= 0.
5.12.2. Ціна робочої потужності визначається за формулами:
(а) для періоду Start-End:для блоків першої групи
| пк р рм рм пз Р n Ц = Ц + К х (------------) ; р(1) (3) пк max (Р ) р |
для блоків третьої групи Црм р(3)= Црм (3);
для блоків четвертої групи Црм р(4)= 0,05 х Црм (3);
б) для інших розрахункових періодів: Црм р(1)= Црм р(2)= Црм р(3)= Црм р(4)= 0,
де Црм (3)- ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи, що визначається Радою ринку та затверджується НКРЕ, грн/МВт;
Црм (2)- ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи, що визначається Радою ринку та затверджується НКРЕ, грн/МВт;
Кпз - регулюючий коефіцієнт, який встановлюється Радою ринку та затверджується НКРЕ, грн/МВт;
max(Рпк р) - максимальне значення необхідного покриття в період Start-End;
Рпк р- значення необхідного покриття в р-му розрахунковому періоді протягом періоду Start-End;
n - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіку необхідного покриття, що
визначається Радою ринку та затверджується НКРЕ.
5.13. Визначення ціни за маневреність
5.13.1. Ціна за маневреність (Цмн бр) для включених в роботу енергоблоків на кожний розрахунковий період наступної доби повинна
визначатися Розпорядником системи розрахунків відповідно до правил:
пк пк
max (Р ) - Р
р р мн мн
а) якщо [-------------------] < С, то Ц = К ;
пк пк бр мін
max(Р ) - min(Р )
р р
пк пк
max (Р ) - Р
р р
б) якщо С <= [-------------------] < D, то
пк пк
max(Р ) - min(Р )
р р
пк пк пк пк
max(Р ) - Р max (Р ) - Р
мн р р мн р р
К х (D - -------------------) + К х (------------------- - С)
мін пк пк мах пк пк
max(Р ) - min(Р ) max(Р ) - min(Р )
мн р р р р
Ц = -----------------------------------------------------------------;
бр D - С
пк пк
max (Р ) - Р
р р мн мн
в) якщо [-------------------] > D, то Ц = К ,
пк пк бр мах
max(Р ) - min(Р )
р р
де: max (Рпк р) - Рпк р- нерівномірність графіку необхідного покриття, що визначається як різниця між максимальною величиною покриття на годину максимального навантаження та величиною покриття поточного розрахункового періоду;
(max(Рпк р) - min(Рпк р)) - максимальна нерівномірність графіка покриття, що визначається як різниця між максимальною величиною покриття на годину максимального покриття та мінімальною величиною покриття;
Кмн мінта Кмн мах- коефіцієнти маневреності, які встановлюються Радою ринку та затверджуються НКРЕ;
С та D - коефіцієнти обмеження, що характеризують відношення нерівномірності заданого графіку покриття до максимальної нерівномірності
заданого графіку покриття, які встановлюються Радою оптового ринку та затверджуються НКРЕ.
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 (Эд бр);
б) ознака вимушеної роботи енергоблоку (Нв бр) (якщо зміна навантаження блоку здійснюється за заявкою виробника, то Нв бр= 1,
якщо за вимогою системи, то Нв бр= 0);
в) поточні зміни заявлених потужностей.
6.1.7. Дані витягу з диспетчерського журналу надаються Розпоряднику системи розрахунків в електронному та друкованому вигляді.
6.2. Порядок збору та обробки даних вимірювань
6.2.1. Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку повинен зібрати дані вимірювань, перевірити їх достовірність, узагальнити дані вимірювань для Виробників, Постачальників, Операторів зовнішніх перетоків та Оператора магістральних та міждержавних електромереж.
6.2.2. Для включення в Систему розрахунків всі дані вимірювань повинні бути розподілені за розрахунковими періодами та скориговані з урахуванням розташування лічильника відносно кордону Оптового ринку та надані Розпоряднику системи розрахунків відповідно до Договору та узгодженого порядку.
6.2.3. Фізичний кордон Оптового ринку визначається точками поставки електричної енергії - межою балансової належності електричних мереж між Виробниками, Постачальниками, Оператором магістральних та міждержавних електромереж тощо.
6.2.4. Для кожного розрахункового періоду Розпорядник системи розрахунків повинен одержати значення наступних параметрів:
Эф бр- фактичний виробіток блока;
Эфо ср- фактичний відпуск електростанції;
Эпт пр- фактичний обсяг купівлі електричної енергії Постачальником на Оптовому ринку (S Эис п);
Эрп тр- фактичне розрахункове покриття;
Эвн ір- фактичний зовнішний переток електричної енергії.
6.2.5. Кількість експортованої та імпортованої електричної енергії повинна визначатися на підставі даних вимірювань, які можуть вимагати коригування з урахуванням зняття вимірів поза межами Оптового ринку.
6.2.6. Зовнішні перетоки (Эір ) повинні бути із знаком (+) у випадку покупки електричної енергії від зовнішніх енергосистем та із знаком (-) у випадку продажу електричної енергії зовнішнім енергосистемам.
6.2.7. Звітні місячні дані по обсягах виробництва, споживання та купівлі-продажу електроенергії збираються, узагальнюються та надаються Головним оператором Системи комерційного обліку Оптового ринку Розпоряднику системи розрахунків згідно з термінами та порядком, визначеними Договором та Узгодженим порядком.
6.3. Достовірність даних вимірювань
6.3.1. У доповнення до погодинних даних вимірювань, для визначення платежів всі Сторони Договору повинні надсилати Головному оператору Системи комерційного обліку Оптового ринку за його запитом підсумкові періодичні показники лічильників електричної енергії, виробленої кожним блоком (кожною електростанцією) і купованої кожним Постачальником, з використанням існуючих лічильників електричної енергії та інших показників вимірювань згідно з вимогами Інструкції про порядок комерційного обліку електричної енергії
(Додаток 10 до Договору).
6.3.2. З метою перевірки достовірності одержаних даних Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку має право перевірки вимірювального обладнання та систем обліку, що використовується Сторонами Договору при зборі даних вимірювань для обліку електричної енергії, що купується та продається на Оптовому ринку.
6.4. Втрати електричної енергії в магістральних та міждержавних електромережах
6.4.1. На підставі даних вимірювань, наданих Головним оператором Системи комерційного обліку Оптового ринку згідно з цим розділом, Розпорядник системи розрахунків повинен обчислити для кожного розрахункового періоду фактичну величину втрат вмагістральних та міждержавних електромережах (Эпс р, МВт х год) як різницю між фактичним відпуском електричної енергії безпосередньо в магістральні та міждержавні електромережі та обсягом електричної енергії, отриманим Постачальниками та Операторами зовнішніх перетоків безпосередньо від магістральних та міждержавних електромереж.
7. Фактичні робоча потужність, діапазон регулювання та ціни
7.1. Порушення в роботі блоків
7.1.1. На підставі даних диспетчерського журналу програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків визначає розрахункові періоди, в яких були задані пуски та зупинки блоків (корпусів) за вимогою системи, встановлюючи ознаку пуску (ДПбр ) та ознаку зупинки (ДЗбр ).
При цьому вважається ДП бр= 1:
а) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Эд бр-1= 0, а Эд бр> 0;
б) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:
для блоків 300 МВт, якщо Эд бр-1<= 150, а Эд бр> 150;
для блоків 800 МВт, якщо Э д бр-1<= 350, а Э д бр> 350.
В іншому випадку ДП бр= 0.
Вважається ДЗ бр= 1 та ДЗ бр-1= 1:
а) для всіх блоків при зупинці, якщо Эд бр-1> 0, а Эд бр= 0;
б) для двокорпусних блоків при відключенні другого корпусу:
для блоків 300 МВт, якщо Эд бр-1> 150, а Эд бр<= 150;
для блоків 800 МВт, якщо Эд бр-1> 350, а Эд бр<= 350.
В іншому випадку ДЗ бр= 0.
7.1.2. Вважається, що блок допустив порушення, якщо виникне одна із наступних ситуацій:
пуск
а) якщо ДП = 0, ДП = 0, ..., ДП = 0, ДЗ = 0,
бр бр-1 бр-Т б бр
ф д
Ов = 0 та Э < Э х (1 - дельта) чи
б бр бр
пуск
б) якщо ДП = 0, ДП = 0, ..., ДП = 0, ДЗ = 0,
бр бр-1 бр-Т б бр
ф д
Ов = 0 та Э > Э х (1 + дельта),
б бр бр
де дельта - допустиме відхилення виробництва блоком, що дорівнює:
для пиловугільних блоків 800 МВт - 0,04;
300 МВт та блоків 800 МВт в однокорпусному режимі - 0,05;
200, 150, 100 МВт та блоків 300 МВт в однокорпусному режимі - 0,06;
для газомазутних блоків 800 МВт - 0,025;
300, 250 МВт - 0,03;
100 МВт - 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.
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 ).
Вважати ВПбр бр=1:
а) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Эф р-1= 0, а Эф р> 0;
б) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:
для блоків 300 МВт, якщо Эф р-1<= 150, а Эф р> 150;
для блоків 800 МВт, якщо Эф р-1<= 350, а Эф р> 350.
Вважати ВП бр= 0 в усіх інших випадках.
7.3. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону регулювання кожного блоку
7.3.1. Фактична робоча потужність кожного блоку для платежів визначається відповідно до правил:
а) для всіх розрахункових періодів, в яких Н бр= 0:
Ррф бр= (остання одержана Ppmax бр)
б) для всіх розрахункових періодів, в яких Н бр= 1:
Ррф бр= min (Эф бр; остання одержана Ppmax бр).
7.3.2. Фактичний діапазон регулювання (дельта Рфрег бр) кожногоблоку для платежів визначається за наступними правилами:
а) для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр = 0: для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка (М бр= 1), визначеної згідно з пунктом
5.9.1 незалежно від ознаки обов'язкової роботи блоку:
Дельта Рфрег бр= (остання одержана Ppmax бр) - для моноблоків та вокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності блоку, в тому
числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;
Дельта Рбр фрег= (остання одержана Ppmax бр) / 2 - для двокорпусних блоків, що декларують ознаку маневреності корпусу, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;
для всіх інших блоків та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (Мбр = 1) і з ознакою обов'язкової роботи, регулюючий діапазон визначається за формулою:
Дельта Рфрег бр= (остання одержана Ppmax бр) - (остання одержана Ppmax бр);
для блоків, які додатково до заданого графіку 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, регулюючий діапазон Дельта Рфрег брвизначається за правилами, викладеними в третьому та четвертому абзацах підпункту 7.3.2 (а);
б) для всіх розрахункових періодів, в яких Нбр = 1: Дельта Рфрег бр= 0;
в) для всіх розрахункових періодів доби, в яких за графіком навантаження передбачено включення блоків (корпусів), крім блоків (корпусів), які приймали участь в регулюванні за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби - зупинка - робота в розрахунковій добі", в розрахункові періоди доби пуску відповідно до його теплового стану Дельта Рфрег бр.
7.4. Фактична ціна блоку
7.4.1. Фактичні ціни блоків (Цзв бр, грн/МВт х год), що використовуються для розрахунків платежів, визначаються Розпорядником системи розрахунків за такою формулою:Цзв бр= Цизв бр+ Збрфпт
де: а) якщо Эф бр= 0, то Цизв бр= 0;
якщо Рб1 >= Эф бр, то Цизв бр= Цз б1;
якщо Рб1 <= Эф б1< Рб2 , то Цизв бр= точка інтерполяції між Цз б1і Цз б2;
якщо Рб2 <= Эф бр< Рб3 , то Цизв бр= точка інтерполяції між Цз б2і Цз б3;
якщо Рб3 <= Эф бр< Рб4 , то Цизв бр= точка інтерполяції між Цб3 і Ц б4;
якщо Эф бр>= Рб4, то Цизв бр= Цз б4.
б) якщо Start <= р <= End, то фактичні витрати блоку на холостий хід (Зфпт бр) дорівнюють:
|
|
ФСГ ххр Т х Ц фпт б бр З = ------------------------ х 100. бр р=End ф п S Э х Р р=Start бр б
|
Де S - сума.
В іншому випадку Зфпт бр= 0.
8. Платежі Оптового ринку
8.1. Платіж за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію
8.1.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Виробнику призначається платіж за відпущену електроенергію всіма його станціями, який визначається за такою формулою:
Дэ ср= Цпс рх Эсрфо
8.1.2. Для електростанцій Виробника, де є блоки, які знаходяться в роботі за вимогами режиму електромережі об'єднаної енергосистеми України (ВС бр=1) та за вимогами режиму електромережі CENTREL (ВС бр=1), платіж станції за відпущену електричну енергію збільшується на величину платежу за роботу її блоків за вимогами режиму електромережі:
Дэ ср= Цпс рх Эфо ср+ Дреж ср,
де:
реж реж
Д = S Д ,
ср ВР =1, ВС =1 бр
бр бр
реж зв пс ф о
Д = max(Ц - Ц ;0) х Э х Р / 100.
бр бр р бр б
8.2. Платіж за відхилення фактичного виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання вимог системи
8.2.1. Всі блоки, що не підключені до системи АРЧП, диспетчерський графік навантаження (Эд бр) яких відрізняється від виробітку блока згідно з заданим графіком (Э г бр), повинні отримувати плату за вимушений виробіток (Дв бр), яка обчислюється за формулами, наведеними в пунктах 8.2.2 та 8.2.3.
8.2.2. Для блоків, які були розвантажені для забезпечення резерву або за вимогою системи:
а) Нв бр= 0;
б) Эд бр< Эг брта Эф брх (1 + дельта) < Эг бр;
в
а) Н = 0;
бр
д г ф г
б) Э < Э та Э х (1 + дельта) < Э ;
бр бр бр бр
пуск
в) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0, ..., ДП = 0,
бр бр бр-1 бр-Т б
ДЗ = 0, Ов = 0,
бр б
ЗВ ПС
г) Ц < Ц , то
бр р
в- г ф о
Э = (Э - Э ) х Р / 100;
бр бр бр б
В пс ЗВ в- ЗВ РЗ г о
Д = max[(Ц - Ц ) х Э + (Ц - Ц ) х Э х Р / 100;0].
бр р бр бр бр бр бр б
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
пуск
в) Н = 0, ДП = 0, ДП = 0,Е, ДП = 0, ДЗ =
бр бр бр-1 бр-Т б бр
0, Ов = 0,
б
ЗВ пс
г) Ц > Ц , то
бр р
в+ ф г о
Э = (Э - Э ) х Р / 100;
бр бр бр б
В ЗВ ПС в+ ЗВ РЗ г о
Д = max[(Ц - Ц ) х Э + (Ц - Ц ) х Э х Р / 100;0].
бр бр р бр бр бр бр б
8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи
8.3.1. На всі розрахункові періоди, для яких Н бр= 1, для блоку здійснюється зменшення платежу за порушення режиму роботи (Дш бр,), яке
визначається за формулою:
ш
а) якщо Н = 0, то Д = 0;
бр бр
ф д
б) якщо Н = 1 і Э > Э , то
бр бр бр
ш пс ш ф д о
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 п ш д ф о
Д = [(Ц х К ) х (Э - Э )] х Р /100,
бр ср бр бр б
ш
де К = 1.
8.4. Платіж за робочу потужність
8.4.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
рм
Виробнику визначається платіж за робочу потужність (Д ,) у
бр
відповідності до його належності до однієї з чотирьох груп в заданому графіку навантаження. Цей платіж визначається за
рф
фактичною робочою потужністю блока (Р ,) відповідно до формул:
бр
1) для блоків першої групи
рм рф о рм
Д = Р х Р / 100 х Ц ;
бр бр б р(1)
2) для блоків другої групи
рм рф о рм
Д = Р х Р / 100 х Ц ;
бр бр б р(2)
3) для блоків третьої групи
рм рф о рм
Д = Р х Р / 100 х Ц ;
бр бр б р(3)
4) для блоків четвертої групи
рм рф о рм
Д = Р х Р / 100 х Ц ;
бр бр б р(4)
8.4.2. Всім блокам, які додатково включені диспетчером в роботу з резерву, нараховується плата за робочу потужність відповідно до підпункту 8.4.1 (1) з моменту їх синхронізації.
8.5. Платіж за маневреність
8.5.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка мн
Виробнику визначається платіж за маневреність (Д ) за формулою:
бр
мн мн фрег о
Д = Ц х дельта Р х Р / 100
бр бр бр б
8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу)
8.6.1. Для кожного розрахункового періоду фактичного добового п
графіка Виробнику визначається платіж за пуск блоку (Д ) за
бр
формулою:
п 24 п
Д = S ВП х Ц ,
бр р=1 бр б
де S - сума;
який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами доби на інтервалі Start <= р <= End.
п
В усіх інших розрахункових періодах добового графіку Д = 0.
бр
8.7. Додаткові платежі Виробнику
8.7.1. Якщо Рада ринку визнає, що Виробнику необхідно додатково сплатити платежі у зв'язку з виникненням будь-якого спірного питання, безнадійним боргом, уточненням вимірів або іншим узгодженим коригуванням, розподіленим на деякий період часу згідно з порядком, затвердженим Радою ринку, Розпорядник системи
с
розрахунків повинен нарахувати такий платіж (Д ) та рівномірно
б
його розподілити між розрахунковими періодами доби відповідно до такої формули:
с с сг
Д = Д / Т
бр б
8.8. Платежі, що сплачують Виробникам, які працюють за ціновими заявками
8.8.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіку
р
сумарний платіж кожному блоку (Д ), крім платежу за відпущену в
бр
Оптовий ринок електричну енергію, повинен визначатись відповідно до такої формули:
р в рм с ш п мн
Д = Д + Д + Д - Д + Д + Д
бр бр бр бр бр бр бр
8.8.2. 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.
8.8.3. Сумарний платіж, що сплачується кожному Виробнику, який працює за ціновими заявками, за розрахункову добу визначається за формулою:
с р=24 сс
Д = S S Д
ГК (с належить ГК) р=1 ср
Де S - сума.
8.9. Середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок окремим Виробником
8.9.1. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити за розрахункову добу середньозважену ціну продажу електроенергії в
ок
Оптовий ринок (Ц ) для кожного окремого Виробника, який працює
ГК
за ціновими заявками, згідно з формулою:
с
Д
ок ГК
Ц = ---------------------------
ГК р=24 фо
S S Э
(с належить ГК) р=1 ср
Де S - сума.
8.10. Оптова ціна закупки
8.10.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядником системи розрахунків визначається оптова ціна закупки ок (Ц , грн/МВт х год) відповідно до формули: р
рм э мн
S Д + S Д + S Д
ок б бр с ср б бр
Ц = -----------------------,
р фо
S Э
с ср
де S - сума;
мн
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.
8.11. Платежі, що сплачують Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків
8.11.1. Виробники, які не працюють за ціновими заявками, та оператори зовнішніх перетоків повинні отримувати платежі, нараховані згідно з умовами двосторонніх договорів з ДПЕ та тарифами, затвердженими НКРЕ.
8.12. Платежі Постачальників за централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж
8.12.1. Платіж за проведення централізованого диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та використання магістральних та міждержавних електромереж за розрахункову добу розраховуються Розпорядником системи розрахунків на підставі обсягів електричної енергії, переданої магістральними та міждержавними електромережами, та відповідного тарифу, затвердженого НКРЕ. Ця величина потім при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляється Розпорядником системи розрахунків між ПМНЕ в цій розрахунковій добі для визначення витрат на централізоване диспетчерське управління та використання
вв
магістральних та міждержавних електромереж (Д ).
р
8.13. Коригування платежів Постачальників
зп
8.13.1. 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
зп'
платежів атомним електростанціям. Д розраховується за
р
формулою:
зп' аес ок фо
Д = Д - (Ц х Э ),
р р р аес
р
де:
аес
Д - платіж атомним електростанціям;
р
фо
Э - фактичний відпуск електроенергії атомними
аес
р
електростанціями;
зп''
Д - коригування платежів Постачальників відповідно до
р
платежів Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, крім платежів атомним
зп''
електростанціям. Д розраховується за формулою:
р
зп'' двк-аес ок фо сг
Д = (Д - (Ц х Э )) / Т ,
р ср р ср-аес
де:
двк-аес
Д - сумарний платіж Виробникам, які не працюють за
ср
ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків, крім платежів атомним електростанціям;
фо
Э - сума фактичного відпуску електричної енергії
ср-аес Виробниками, які не працюють за ціновими заявками, крім атомних електростанцій, та фактичного обсягу імпортованої та експортованої електричної енергії;
сг
Т - тривалість добового графіка.
8.14. Платежі ДПЕ
8.14.1. 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
8.15. Додаткові платежі Постачальників
8.15.1. 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
8.16. Дотаційні сертифікати
8.16.1. Щомісячні обсяги дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом пв (Д ) затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни р рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End.
пв пв
Д = S Д ,
р пр
де S - сума;
пв
Д - щомісячний обсяг дотацій для компенсації втрат від
пр
здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом, затверджений НКРЕ для п-го Місцевого Постачальника.
8.17. Платежі на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії
8.17.1. 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.
8.18. Платежі Постачальників на фінансування інвестиційних проектів
8.18.1. Відповідно до затверджених НКРЕ обсягів фінансування інвестиційних проектів в кожному розрахунковому періоді добового графіка Розпорядник системи розрахунків повинен нарахувати платіж
ін
Постачальників на фінансування інвестиційних проектів (Д , грн).
р
При розрахунку оптової ринкової ціни цей платіж рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End.
8.19. Оптова ринкова ціна та платежі Постачальників
8.19.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розрахунок
ор
оптової ринкової ціни (Ц ) згідно з формулою:
р
ок н
Ц + Ц
ор р р
Ц = ------------ х К,
р пс
1 - К
р
де:
н
Ц - націнка до оптової ринкової ціни, яка визначається за формулою:
р
в п с ш вв эр зп пв вт ін
S (Д + Д + Д - Д ) + Д + Д + Д + Д + Д + Д
н б бр бр бр бр р р р р р р Ц = ------------------------------------------------------------р рпт
Э
р
де:
S - сума;
К - коефіцієнт надбавок, що встановлюється Радою ринку та затверджується НКРЕ;
пс
К - коефіцієнт втрат у магістральних та міждержавних
р
електромережах, який розраховується за формулою:
пс
Э
пс р
К = --------------
р фо вн
S Э + S Э
бр ір
Де S - сума.
8.19.2. Кожний Постачальник за кожний розрахунковий період має в повному обсязі здійснити платіж, що дорівнює:
эп пт ор сп пв
Д = Э х Ц + Д - Д
пр пр р пр пр
8.20. Уточнення платежів Членам ринку за звітними місячними даними
8.20.1. Розпорядник системи розрахунків визначає середньозважені ціни за добу та місяць для кожного Виробника та Постачальника.
8.20.2. За даними пункту 6.2.7 та середньозважених цін Розпорядник системи розрахунків уточнює платежі всім Членам ринку та Сторонам Договору.
8.20.3. Розпорядник системи розрахунків повинен надавати Сторонам Договору дані та інформацію, визначені в Інструкції про порядок здійснення розрахунків на Оптовому ринку електричної енергії України (Додаток 3 до Договору) та Інструкції про порядок використання коштів Оптового ринку електричної енергії України (Додаток 4 до Договору).
Додаток А
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
Умовні позначення
Підрядкові індекси:
б - блок;
с - електростанція;
п - Постачальник;
р - розрахунковий період;
і - зовнішній переток;
х - точки зростання;
гр - група блоків;
гк - генеруюча компанія;
аес - атомна електростанція.
-----------------------------------------------------------------------------
| Умовні | Одиниця виміру | Визначення |
|позначення | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| С і D | - |коефіцієнти обмеження, що характеризують |
| | |відношення нерівномірності заданого графіку |
| | |покриття до максимальної нерівномірності |
| | |заданого графіку покриття, які |
| | |встановлюються Радою ринку та затверджуються|
| | |НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| Start-End | - |особливий розрахунковий період, який |
| | |починається о 6:00 та закінчується о 23:00. |
| | |Встановлюється Радою ринку за поданням |
| | |Розпорядника системи розрахунків |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| n | - |ступень залежності погодинної ціни робочої |
| | |потужності для першої групи блоків від |
| | |нерівномірності графіку необхідного покриття|
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| г | від 0 до 4 |група блоків для визначення платежів за |
| N | |робочу потужність |
| гр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| дельта |відносні одиниці|допустиме відхилення виробництва блоком |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 Виробникам, які не працюють |
|Д | |за ціновими заявками, та операторам |
| ср | |зовнішніх перетоків, крім платежів атомним |
| | |електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| п | грн. |платіж блоку за пуск |
| Д | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пв | грн. |щомісячний загальний обсяг дотаційних |
| Д | |сертифікатів |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пв | грн. |щомісячний обсяг дотацій п-го Постачальника |
| Д | | |
| пр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| з | грн. |корегування платежів Постачальників |
| Д | | |
| пр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зп' | грн. |корегування платежів Постачальників |
| Д | |відповідно до платежів атомним |
| р | |електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зп'' | грн. |корегування платежів Постачальників |
| Д | |відповідно до платежів Виробникам, які не |
| р | |працюють за ціновими заявками, та операторам|
| | |зовнішніх перетоків, крім платежів атомним |
| | |електростанціям |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ін | грн. |платежі Постачальників на фінансування |
| Д | |інвестиційних проектів |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм | грн. |платіж блоку за робочу потужність |
| Д | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| с | грн. |додатковий платіж Виробнику в разі |
| Д | |виникнення спірних питань |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| с | грн. |сумарний платіж Виробнику, який працює за |
| Д | |ціновими заявками |
| гк | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| сп | грн. |додатковий платіж Постачальника в разі |
| Д | |виникнення спірних питань |
| пр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ш | грн. |зменшення платежу блоку за порушення режиму |
| Д | |роботи |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| э | грн. |платіж електростанції за відпущену в Оптовий|
| Д | |ринок електроенергію |
| ср | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эп | грн. |повний платіж Постачальника ДПЕ за |
| Д | |електроенергію, придбану на Оптовому ринку |
| пр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эр | грн. |платіж за послуги ДПЕ |
| Д | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ДЗ | 0 чи 1 |ознака заданої диспетчером зупинки блока |
| бр | | |
| | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ДП | 0 чи 1 |ознака заданого диспетчером пуску блока |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 |обмеження граничної ціни системи при |
| К | |відсутності ціноутворюючих блоків, |
| нкре | |встановлене НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | грн./МВт |коефіцієнти маневреності, які визначають |
| К та | |мінімальну та максимальну ціну за |
| мін | |маневреність, встановлюються Радою ринку та |
| мн | |затверджуються НКРЕ |
| К | | |
| мах | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пз | грн./МВт |регулюючий коефіцієнт, який встановлюється |
| К | |Радою ринку та затверджується НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ш | число |коефіцієнт штрафу |
| К | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пс |відносні одиниці|коефіцієнт втрат у магістральних та |
| К | |міждержавних електромережах |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| | 0 чи 1 |ознака обов'язкової роботи після |
| Ов | |капітального та середнього ремонту або |
| б | |реконструкції |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ОТ | 0 чи 1 |ознака знаходження блока поза резервом за |
| б | |відсутністю палива |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ПМНЕ | - |періоди максимального навантаження |
| | |енергосистеми, які встановлюються |
| | |Диспетчерським центром та затверджуються |
| | |НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| Р | МВт |опорна потужність |
| бх | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| вн | МВт |пропускна здатність зовнішнього перетоку |
| Р | | |
| і | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| г | МВт |заданий графік навантаження блока |
| Р | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| м | МВт |максимальна потужність блока |
| Р | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| нmіn | МВт |нормативний технічний мінімум навантаження |
| Р | |блока |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| о | % |коефіцієнт корисного відпуску блоку |
| Р | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| о | % |коефіцієнт корисного відпуску електростанції|
| Р | | |
| с | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пк | МВт |прогноз необхідного покриття |
| Р | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пт | МВт |прогноз споживання |
| Р | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| pmax | МВт |максимальна заявлена або перезаявлена робоча|
| Р | |потужність блока |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| pmin | МВт |мінімальна заявлена або перезаявлена робоча |
| Р | |потужність блока |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рф | МВт |фактична робоча потужність блока |
| Р | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| у | МВт |встановлена потужність блока |
| Р | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| у | МВт |встановлена потужність електростанції |
| Р | | |
| с | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| эп | МВт |прогноз споживання Постачальника |
| Р | | |
| пр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| иэ | МВт |прогноз і-го зовнішнього перетоку |
| Р | | |
| ір | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фрег | МВт |фактичний регулюючий діапазон блока |
|дельта Р | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| num | грн./МВт |питома вартість блока |
| С | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| е | грн./МВт |питома економія витрат блока |
| С | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| num(пуск) | грн./МВт |питома вартість блока з урахуванням пускових|
| С | |витрат |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пуск | год |регламентна тривалість пуску, яка відображає|
| Т | |тепловий стан блоку (корпусу) |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| р | год |мінімальна тривалість роботи блока між |
| Т | |послідовними циклами зупинки |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рп | год |тривалість розрахункового періоду |
| Т | | |
| | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| сг | год |тривалість добового заданого графіка блоку |
| Т | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фсг | год |фактична тривалість роботи блоку |
| Т | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| б | грн./МВт.год |ціна блока |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| n1 | грн. |вартість пуску першого корпусу двокорпусного|
| Ц | |блока |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| n2 | грн. |вартість пуску другого корпусу двокорпусного|
| Ц | |блока |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| хх1 | грн./год |ціна холостого ходу блока в однокорпусному |
| Ц | |режимі двокорпусного блока |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| хх2 | грн./год |ціна холостого ходу блока в двокорпусному |
| Ц | |режимі двокорпусного блока |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| з | грн./МВт.год |прирощена ціна блоку |
| Ц | | |
| бх | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| зв | грн./МВт.год |фактична ціна блоку |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| из | грн./МВт.год |розрахункова прирощена ціна блоку |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| изв | грн./МВт.год |фактична розрахункова прирощена ціна блоку |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| мн | грн./МВт |ціна за маневреність |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| н | грн./МВт.год |націнка до оптової ринкової ціни |
| Ц | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ок | грн./МВт.год |оптова ціна закупки |
| Ц | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ок | грн./МВт.год |середньозважена ціна продажу електроенергії |
| Ц | |Виробником, який працює за ціновими заявками|
| гк | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ор | грн./МВт.год |оптова ринкова ціни |
| Ц | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| п | грн |вартість пуску блоку |
| Ц | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пс | грн./МВт.год |гранична ціна системи |
| Ц | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рз | грн./МВт.год |розрахункова ціна блоку |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм | грн./МВт |ціна робочої потужності для блоків і-тої |
| Ц | |групи |
| р(і) | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм | грн./МВт |ціна 1 МВт оперативного резерву другої |
| Ц | |групи, що визначається Радою ринку та |
| (2) | |затверджується НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рм | грн./МВт |ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи,|
| Ц | |що визначається Радою ринку та |
| (3) | |затверджується НКРЕ |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ххр | грн./год |розрахункова ціна холостого ходу блока |
| Ц | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| хх | грн./год |ціна холостого ходу блока |
| Ц | | |
| б | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| 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 | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пс | МВт.год |втрати електроенергії у магістральних та |
| Э | |міждержавних електромережах |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| пт | МВт.год |фактичний обсяг купівлі електроенергії |
| Э | |Постачальником на Оптовому ринку |
| пр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| рпт | МВт.год |фактичне розрахункове покриття |
| Э | | |
| р | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| д | МВт.год |виробіток електричної енергії, який заданий |
| Э | |диспетчером |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| ф | МВт.год |фактичний виробіток блока |
| Э | | |
| бр | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фо | МВт.год |фактичний відпуск електричної енергії |
| Э | |станції |
| ср | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фо | МВт.год |фактичний відпуск електроенергії атомними |
| Э | |електростанціями |
| аеср | | |
|-------------+----------------+--------------------------------------------|
| фо | МВт.год |сума фактичного відпуску електроенергії |
| Э | |Виробниками, які не працюють за ціновими |
| ср-аес | |заявками, крім атомних електростанцій, та |
| | |фактичного сумарного обсягу імпортованої та |
| | |експортованої електроенергії. |
-----------------------------------------------------------------------------
Додаток б
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України
Визначення та відображення в диспетчерському журналі
погодинних величин навантаження та виробництва
електроенергії кожним енергоблоком ТЕС за кожну
годину доби на основі планового та диспетчерського
погодинних графіків їх навантаження
1. Складові команд диспетчера
Відповідно до цих Правил, диспетчерської інструкції ОД-4 ведення режиму роботи ТЕС в ОЕС України здійснюється поблочно.
Команди диспетчера включають наступні параметри:
а) дата та час (година : хвилина) подачі команди 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
2. Алгоритм визначення величини навантаження енергоблоку на початок та кінець часу виконання команди диспетчера
1) Цикл по командах диспетчера к=1, К (де К-кількість команд диспетчера, наданих за розрахункову добу)
2) Перевірка факту закінчення попередньої команди диспетчера
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
3. Алгоритм визначення погодинної величини навантаження енергоблоку відповідно до наданих команд диспетчера
1) Цикл по годинах доби і=1,24
2) Цикл по командах диспетчера к=1, К
3) Перевірка наявності і-ї години доби в період між кінцем виконання попередньої команди диспетчера та початком виконання К-ї команди диспетчера
кінц поч
t <= 60 х і <= t
ком(к-1) ком(к)
4) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину заданого навантаження енергоблоку на і-у годину доби
д кінц
Р = Р
бр(і) ком(к-1)
Перехід до пункту 1
5) Перевірка наявності дії К-ї команди диспетчера в і-у години доби
поч кінц
t <= 60 х і <= t
ком(к) ком(к)
6) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину заданого навантаження енергоблоку на і-у годину доби
кінц поч поч
(Р - Р ) х (60 х і - t )
д поч ком(к) ком(к) ком(к)
Р = Р + ----------------------------------------
бр(і) ком(к) кінц поч
t - t
ком(к) ком(к)
Перехід до пункту 1
7) Після завершення циклу по годинах доби та командах диспетчера, то перевірка завершення останньої команди (К) в розрахунковій добі
кінц
t <= 60 х 24
ком(к)
8) Якщо нерівність виконується, то
д кінц
Р = Р
бр(24) ком(К)
9) Кінець розрахунків
Величини, розраховані на основі команд диспетчера на кожну цілу годину, відображаються в погодинному диспетчерському графіку для візуального контролю виконання енергоблоками наданих команд.
4. Алгоритм визначення обсягів виробництва електроенергії кожним енергоблоком за кожну годину доби відповідно до заданого диспетчерського графіку
1) Цикл по годинах доби і=1,24
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
5. Алгоритм визначення погодинної величини ознаки наданої команди диспетчера
1) Цикл по годинах доби і=1,24
2) Цикл по командах диспетчера к=1, К
3) Перевірка наявності і-ї години доби в період між кінцем виконання попередньої команди диспетчера та початком виконання К-ї команди диспетчера
кінц поч
t <= 60 х і <= t
ком(к-1) ком(к)
4) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину ознаки
наданої команди диспетчера на і-у годину доби
в д
Н = П
бр(і) ком(к-1)
Перехід до пункту 1
5) Перевірка наявності дії К-ї команди диспетчера в і-у години доби
поч кінц
t <= 60 х і <= t
ком(к) ком(к)
6) Якщо нерівність виконується, то знаходимо величину ознаки наданої команди диспетчера на і-у годину доби
в д
Н = П
бр(і) ком(к)
Перехід до пункту 1
7) Після завершення циклу по годинах доби та командах диспетчера, то перевірка завершення останньої команди (К) в розрахунковій добі
кінц
t <= 60 х 24
ком(к)
8) Якщо нерівність виконується, то
кінц д
Н = П
ком(к) ком(к)
9) Кінець розрахунків
6. Вихідна форма з програми "Диспетчерський журнал", що надається щоденно Розпоряднику системи розрахунків
Дані про зміни проти запланованих максимальної
(мінімальної) потужності, графіку заданого
навантаження та виробництва електроенергії блокам
ТЕС генеруючих компаній за ДД.MM.РРРР
(Витяг з протоколу ведення диспетчерського журналу)
-----------------------------------------------------------
| Найменування | Години доби |
|(генеруюча компанія, |-------------------------------|
|електростанція, номер | 1 | 2 | ... | 25 |
| та код блоку) | | | | |
-----------------------------------------------------------
Назва генеруючої компанії Назва електростанції
Б-(номер) Код блоку
max Р бр
min Р бр
д Р бр
д Э бр
в Н бр
... .
Відповідальна особа ____________________ ____________________
(підпис) П.I.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).