Парус Iнтернет-Консультант

Открытое тестирование

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.

( Із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної
комісії регулювання електроенергетики
N 1049 від 17.10.2003
N 1485 від 31.12.2003
N 19 від 14.01.2004
N 258 від 19.03.2004
N 699 від 02.07.2004
N 972 від 30.09.2004
N 1058 від 29.10.2004
N 1081 від 08.11.2004
N 1193 від 10.12.2004
N 1279 від 30.12.2004
N 60 від 31.01.2005
N 179 від 22.03.2005
N 372 від 24.05.2005
N 414 від 01.06.2005
N 440 від 15.06.2005
N 612 від 04.08.2005
N 681 від 17.08.2005
N 742 від 30.08.2005
N 743 від 30.08.2005 )

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 (К^мнмін , К^мн_мах );

регулюючого коефіцієнта (К^пз );

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 турбогенератора та одного і більше котлів (корпусів) для теплових електростанцій та теплоцентралей або одного і більше турбогенератора та одного реактора для атомних електростанцій;

виробники, які працюють за ціновими заявками - енергогенеруючі підприємства теплових електростанцій, а також інші виробники за відповідним рішенням Ради Оптового ринку;

виробники, які не працюють за ціновими заявками - енергогенеруючі підприємства атомних, гідрогенеруючих та гідроакумулюючих станцій, теплоелектроцентралі, вітрові електростанції, когенераційні, парогазові та газотурбінні установки, які здійснюють продаж електричної енергії в Оптовий ринок за тарифами, затвердженими НКРЕ;

гранична ціна системи - ціна найдорожчого із включених до заданого графіку навантаження маневрених блоків Виробників, які працюють за ціновими заявками, в кожному розрахунковому періоді доби;

диспетчерський центр - державне підприємство, яке визначається центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, що виконує функції диспетчерського (оперативно-технологічного) управління об'єднаною енергетичною системою України (далі - ОЕС України);

диспетчерський журнал - комплекс програмного забезпечення, призначений для реєстрації в електронному вигляді перезаявок робочої потужності та команд диспетчера на зміну навантаження блоків;

діапазон регулювання - діапазон між заявленою (перезаявленою) максимальною та мінімальною робочою потужністю, в межах якого блок може змінювати своє навантаження;

дотаційні сертифікати - щомісячні обсяги компенсацій втрат Місцевих постачальників від здійснення постачання електричної енергії певним категоріям споживачів, затверджені НКРЕ;

заданий графік навантаження - добовий графік, розроблений Розпорядником системи розрахунків згідно з Правилами та погоджений з Диспетчерським центром, що включає графік навантаження блоків (станцій) Виробників, графік споживання електроенергії Постачальниками, графік зовнішніх перетоків, порядок пуску блоків з резерву, порядок відключення блоків в резерв на ніч, порядок відключення блоків в резерв до кінця розрахункової доби та графік гарячого резерву (порядок навантаження/розвантаження блоків);

маневреність - послуга, що надається Виробником по зміні навантаження блоків або їх зупинці та пуску протягом доби для регулювання навантаження та частоти в ОЕС України;

мінімально допустимий склад обладнання станції - блоки, мінімально допустима кількість яких з мінімальним навантаженням має знаходитись в роботі в залежності від середньодобової температури зовнішнього повітря відповідно до прогнозу метеорологічних умов для забезпечення надійної роботи станції, яка входить до складу виробника, що працює за ціновими заявками. Мінімально допустимий склад обладнання станції затверджується Радою ринку за попереднім узгодженням з центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, та наведений у Додатку Г;

несумісний режим - режим, при якому сумарна потужність, яка складається із потужності виробників, що не працюють за ціновими заявками, потужності виробників, що працюють за ціновими заявками на мінімально допустимому складі обладнання станції, за вимогами режиму ОЕС України і відповідно до термінових та/або аварійних заявок Виробника, сумарного резерву на розвантаження за вимогами диспетчерського центру перевищує задане покриття;

розрахунковий період - період, тривалістю 60 хвилин, який починається в момент початку першої години добового графіка кожної доби і закінчується в момент початку наступної години, не включаючи її;

система розрахунків - комп'ютерне обладнання, програмне забезпечення, системи та процедури, що використовуються Розпорядником системи розрахунків при проведенні розрахунків згідно з Договором та іншими Узгодженими порядками. ( Пункт 1.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами Національна комісія регулювання електроенергетики N 179 від 22.03.2005, N 681 від 17.08.2005, N 742 від 30.08.2005 )

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 (Р^уб , МВт);

ж) максимальна потужність блока (Р_б , МВт^м);

з) технічний мінімум навантаження блока (Р^нmіn _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);

н) регламентна тривалість пуску (Т ^пускб , год) та графіки-завдання пуску блоку (корпусу) з різних теплових станів (гарячого, двох напівпрохолодних та холодного);

( Підпункт "о" вилучено на підставі Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

о) швидкість зміни навантаження блоку (корпусу) в нормальному та аварійному режимі;

п) перелік блоків, які приймають участь у первинному регулюванні частоти та/або підключених до системи АРЧП;

р) енергетичні характеристики обладнання блоків, затверджені центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці;

( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом "с" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

с) форму 3-ТЕХ та дані щодо ціни натурального палива (вугілля, газ, мазут) по кожній електростанції, що експлуатується Виробником, за останній звітний місяць до 25 числа розрахункового місяця.

( Пункт 2.1.2 доповнено підпунктом "т" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

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^ус , МВт);

е) корисний відпуск електростанції (Р^ос , %), у відсотках від фактичного виробітку Э^фс .

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 (Р^мб, МВт);

ж) технічний мінімум навантаження блока (Р^нmіnб, 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^ус , МВт);

е) корисний відпуск електростанції (Р^о_с , %), у відсотках від фактичного виробітку Э^фс .

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 (Р^вні , 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 електроенергії спроможний відпускати електроенергію в Оптовий ринок та має розраховуватись відповідно до положень додатку В. Заявка робочої потужності має відображати потенційну спроможність кожного блока виробляти електроенергію в кожний розрахунковий період наступної доби. ( Абзац другий пункту 3.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

3.1.2. Цінова заявка та заявка робочої потужності повинні містити такі дані для кожного блока:

а) не менше двох та не більше чотирьох монотонно зростаючих прирощених заявлених цін на електроенергію, що може бути відпущена в оптовий ринок (Ц ^збх, 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 <= P^pmin _бр ;

б) чотири вартості пуску блока з резерву (Ц ^пб), які відображають тепловий стан блока (холодний, два напівпрохолодних, гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартості пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Ц^п1б ) 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 (Ц ^хх _б), в тому числі для двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для однокорпусного режиму роботи (Ц ^хх1б ) 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 (P^pmax _бр) та мінімальну робочу потужність (Р ^pminpmin ), 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 (М_бр = 1) або неманеврений (М_бр = 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 (ОВ_бр = 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 (ОВ_бр = 0).

Блоки, які декларують ознаку обов'язкової роботи (ОВ_бр = 1), працюють по заявленому графіку (P^pmax _бр = P^pmin _бр ), погодженому з Диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків;

( Підпункт "з" пункту 3.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )

і) ознаку знаходження блока поза резервом за відсутністю палива ОТ_б = 1. В іншому випадку ознака не декларується (ОТ_б = 0);

к) структура використання палива (вугілля, газу, мазуту) у відсотках;

( Пункт 3.1.2 доповнено підпунктом "к" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

л) плановий відпуск теплової енергії зовнішнім споживачам із відборів турбіни у Гкал/год.

( Пункт 3.1.2 доповнено підпунктом "л" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

м) ознаку згоди на відключення блоку (корпусу) у випадку необхідності роботи станції нижче мінімально допустимого складу обладнання у разі виникнення несумісного режиму протягом всіх розрахункових періодів доби (ОР_б = 1). У іншому випадку ознака на блоці (корпусі) не декларується (ОР_б = 0)".

( Підпункт 3.1.2 доповнено підпунктом "м" згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

3.1.3. Розпорядник системи розрахунків за даними Диспетчерського центру встановлює блокам:

а) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі об'єднаної енергосистеми України - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі ВР_бр = 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВР_бр = 0;

б) які мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі CENTREL - ознаку вимушеної роботи за режимами електромережі CENTREL ВС _бр = 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВР_бр = 1.

в) які мають знаходитись в роботі відповідно до термінових та/або аварійних заявок Виробника - ознаку вимушеної роботи ВЗбр = 1. Усім іншим блокам встановлюється ознака ВЗ_бр = 0.

( Пункт 3.1.3 доповнено підпунктом "в" згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )

3.1.4. Виробники повинні щоденно надавати Розпоряднику системи розрахунків загальностанційні дані про кількість маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки, які можливо зупиняти та вводити в дію протягом наступної розрахункової доби (одним числом). Вказана кількість не повинна перевищувати кількості заданих маневрених блоків за ознакою пуску/зупинки згідно з підпунктом 3.1.2 (е) та кількості блоків, які можуть бути зупинені за цією ознакою без порушення мінімально допустимого складу обладнання станції.

( Підпункт 3.1.4 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

( Дію пункту 3.1.5 зупинено згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )

3.1.5. Розпорядник системи розрахунків на підставі даних підпунктів "с" і "т" пункту 2.1.2 та підпунктів "к" і "л" пункту 3.1.2 по кожному блоку розраховує відповідно до положень додатку В контрольну цінову заявку. ( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.5 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

( Дію пункту 3.1.6 зупинено згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )

3.1.6. Для кожного блоку, на який Виробник надав цінову заявку, Розпорядник системи розрахунків на основі контрольної цінової заявки визначає контрольну питому пит(к) вартість ( С , грн./МВт) згідно з умовами, передбаченими б пунктом 5.7.1.

( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.6 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

( Дію пункту 3.1.7 зупинено згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )

3.1.7. Розпорядник системи розрахунків проводить оцінку обґрунтованості наданих Виробниками цінових заявок:

пит(к) пит якщо С > С х (1 + дельта С), б б

то блоку встановлюється ознака необґрунтованого заниження рівня цінових заявок

нзц Н = 1, де дельта С - допустиме відхилення б

рівня цінових заявок, що затверджується Радою ринку за поданням Розпорядника системи розрахунків та погоджується НКРЕ;

в іншому випадку Н^нзцб = 0.

( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.7 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

3.1.8. У всіх випадках ознака необгрунтованого заниження рівня цінових заявок Н^нзцб.

( Підрозділ 3.1 доповнено пунктом 3.1.8 згідно з Постановою НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )

3.2. Заявки Виробників, які не працюють за ціновими заявками

3.2.1. Щодня не пізніше 09-30 Виробники повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків заявку робочої потужності щодо кожного блока, неблочні електростанції - щодо станції в цілому. В цій заявці необхідно вказати для кожного розрахункового періоду наступної доби максимальну (Р^рmахб(с)р, МВт) та мінімальну робочу потужність (P^pmin 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 (Р^рmахбр) не повинна перевищувати максимальну потужність блока (Р^мб ), а також має дорівнювати нулю або перевищувати мінімальну робочу потужність (Р^рmіnбр). 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 (Р^рmіnбр ) кожного блока не повинна перевищувати максимальну заявлену робочу потужність блока (Р^рmахбр ), але може бути нижчою за технічний мінімум навантаження блока (Р^нmіnб), якщо це значення відображає фактичні можливості блока. Заявлена мінімальна робоча потужність може бути нижчою за мінімальне навантаження блоку при роботі станції мінімально допустимим складом обладнання, що визначене у Додатку Г. Заявлена мінімальна робоча потужність блока в години максимального навантаження не повинна бути нижчою ніж заявлена мінімальна робоча потужність блока в години нічного навантаження. ( Пункт 3.3.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

3.3.3. Виробники мають право кінцево визначати, чи буде блок заявлений як роботоспроможний. Виробники повинні забезпечити, щоб всі подібні заявки відповідали фактичному стану обладнання та запасам палива на електростанції.

3.4. 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 иэ експорту електричної енергії (Р^иэір , 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 (Р^эп_пр , МВт) на кожний розрахунковий період пр наступної доби, який включає:

а) обсяг купівлі електроенергії на Оптовому ринку;

б) обсяг поставок електроенергії Постачальниками за нерегульованим тарифом споживачам, що знаходяться на території Місцевого Постачальника;

в) обсяг виробництва електроенергії генеруючими джерелами, що не здійснюють продаж електроенергії в Оптовий ринок та знаходяться на території Місцевого постачальника.

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 (Р^птр , 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 (Р^эппр , 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 (Р^иэ_ір , МВт) для кожного розрахункового періоду наступної доби. Для визначення необхідного покриття вони повинні бути сальдованими (експорт мінус імпорт).

4.3. Прогноз необхідного покриття пк 4.3.1. Прогноз необхідного покриття (Р , МВт) для кожного р розрахункового періоду наступної доби обчислюється Розпорядником системи розрахунків відповідно до наступного правила:

пк пт иэ Р = Р + Р р р ір

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 (Р^гбр , 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 упорядкування блоків на розрахунковий період максимального покриття від найдешевшого блока до найдорожчого блока за розрахунковою заявленою ціною, розрахованою згідно з ціновими заявками при умові роботи блока в період Start-End на максимальній

пит заявленій робочій потужності (С ) за такою формулою: б СГ ххр Т х Ц пит миз б б С = Ц + ------------------ х 100 , б бр р=END max о S Э х Р р=START бр б

де : S - знак суми max Э - заявлений максимальний обсяг виробітку блока в бр розрахунковий період, який визначається за такою формулою:

pmax pmax Р + Р max б(р-1) бр РП Э = ----------------- х Т ; бр миз Ц - розрахункова прирощена ціна блока, яка визначається бр для розрахункового періоду максимального покриття відповідно до таких правил: max миз з якщо Р >= Э , то Ц = Ц ; б1 бр бр б1 max миз якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції б1 бр б2 бр з з між Ц і Ц ; б1 б2 max якщо Р <= Э < Р , то: б2 бр б3 миз для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції бр з з між Ц і Ц ; б2 б3 max для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р < Э <= 150, б2 бр

миз з max миз з то Ц = Ц ; якщо 150 < Э <= Р , то Ц = Ц ; бр б2 бр б3 бр б3 max для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р < Э <= 370, б2 бр миз з max миз з то Ц = Ц ; якщо 370 < Э <= Р , то Ц = Ц ; бр б2 бр б3 бр б3 max миз якщо Р <= Э < Р , то Ц - точка лінійної інтерполяції б3 бр б4 бр з з між Ц і Ц ; б3 б4 max миз з якщо Э <= Р , то Ц = Ц ; бр б4 бр б4

ххр Ц - розрахункова ціна холостого хода блока, яка бр визначається відповідно до таких правил: max ххр якщо Э = 0, то Ц = 0; бр бр max ххр хх якщо Э > 0, то для моноблоків Ц = Ц ; бр бр б max для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо 0 < Э <= 150, бр ххр хх1 max ххр хх2 то Ц = Ц ; якщо Э > 150, то Ц = Ц ; бр б бр бр б max для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо 0 < Э <= 370, бр ххр хх1 max ххр хх2 то Ц = Ц ; якщо Э > 370, то Ц = Ц . бр б бр бр б

( Пункт 5.7.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004; в редакції Постанови НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )

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 мінімально допустимого складу обладнання станції та урахування роботи блоків станцій відповідно до електричних схем на роздільні системи шинопроводів різного класу напруги за поданням Виробниками відповідних термінових заявок до Диспетчерського центру. У разі виникнення несумісного режиму для забезпечення сталої та надійної роботи енергосистеми в умовах запобігання зростання частоти електричного струму Розпорядник системи розрахунків повинен визначити максимальну

нес max (Р ) величину несумісної потужності за добу ( р р ) та здійснити

послідовне виключення блоків (корпусів) із складу вибраного обладнання, зменшуючи максимальну величину несумісної потужності на величину мінімальної заявленої потужності виключеного блоку (корпусу) до усунення несумісного режиму. Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розподіл у першу чергу блоків, що заявлені з ознакою ОР_б = 1 та вибрані до складу обладнання на розрахунковий період максимального покриття, за групами однотипних блоків: 300 МВт - перша, 200 та 150 МВт - друга, 100 МВт - третя. Група однотипних блоків, з якої обирається блок для виключення із складу вибраного обладнання, визначається за такими правилами:

нес max (Р ) якщо р р > 150, то блок обирається з першої групи однотипних блоків; нес max (Р ) якщо 70< р р <= 150, то блок обирається з другої групи однотипних блоків; нес max (Р ) якщо 0< р р <=70, то блок обирається з третьої групи однотипних блоків.

У разі відсутності блока для виключення із складу вибраного обладнання в третій групі, такий блок обирається з другої групи однотипних блоків, а у разі відсутності в другій групі - з першої. У кожній групі блоки упорядковуються по зменшенню заявленої мінімальної потужності на розрахунковий період, у якому виникає максимальна величина несумісної потужності, та розбиваються на підгрупи. Найбільша заявлена мінімальна потужність блоків у підгрупі може відрізнятись від найменшої заявленої мінімальної потужності не більше ніж на 5 МВт. У кожній підгрупі блоки упорядковуються по зменшенню величини розрахункової заявленої ціни, розрахованої на період максимального покриття при умові роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності, що визначається відповідно до положень пункту 5.7.1. Виключення блоків із складу вибраного обладнання починається з підгрупи з найбільшою заявленою мінімальною потужністю та з блоку з найбільшою розрахунковою заявленою ціною, розрахованою на період максимального покриття при умові роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності, у цій підгрупі. У разі, якщо блоком для виключення із складу вибраного обладнання є двокорпусний блок, Розпорядник системи розрахунків має право здійснити виключення або блоку в цілому, або по одному із корпусів на цьому блоці та іншому двокорпусному блоці даної станції, що знаходяться в одній групі однотипних блоків.

Якщо жоден з блоків не заявлений за ознакою ОР = 1 або блоків б з цією ознакою не вистачає, Розпорядник системи розрахунків повинен виключити із складу вибраного обладнання блоки, що заявлені за ознакою ОР = 0 та вибрані до складу обладнання на б розрахунковий період максимального покриття, у порядку, який використовується для виключення блоків, що заявлені з ознакою ОР = 1. б

На кожній станції Розпорядник системи розрахунків має право розглядати можливість відключення тільки одного блока нижче мінімально допустимого складу. ( Підпункт "б" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004; в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

в) необхідність забезпечення 48-ми годинної обов'язкової роботи блоків для проведення випробувань після капітального та середнього ремонтів або реконструкції цих блоків з подальшим переведенням їх до резерву. Такі блоки включаються в роботу за погодженням з диспетчерським центром та Розпорядником системи розрахунків за ознакою обов'язкової роботи (ОВ_бр = 1) незалежно від величини цінових пропозицій, наданих Виробником; ( Підпункт "в" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 258 від 19.03.2004, N 440 від 15.06.2005 )

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 = 1. У разі недостатньої кількості маневрених бр блоків з ознакою пуску/зупинки М = 1 для забезпечення режимних бр 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 р о технічними параметрами Т , Т (за параметрами аналогічних б б

блоків станції або за ретроспективними даними цінових заявок станції) для зупинки і подальшого пуску блока без порушення мінімально допустимого 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); ( Підпункт "г" пункту 5.7.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

д) необхідність забезпечення обов'язкової роботи блоків відповідно термінових та/або аварійних заявок. Такі блоки включаються в роботу за погодженням Диспетчерського центру та Розпорядника системи розрахунків за ознакою вимушеної роботи (ВЗ_бр = 1) незалежно від величини цінових пропозицій, наданих Виробником; ( Пункт 5.7.2 доповнено підпунктом "д" згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )

е) графіки-завдання пуску блоків з різних теплових станів;

ж) мінімальну тривалість часу між послідовними пусками блоків;

з) не включення у роботу блоків, на яких встановлена ознака ОТ_б = 1.

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; з(из) Ц - прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна блоку бх pmin для заявленого мінімального навантаження Р в розрахунковий бр 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 Т^рб , Т^об .

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 упорядковуються від найдешевшого до найдорожчого за їх розрахунковою заявленою ціною, розрахованою на розрахунковий період максимального покриття при умові роботи блока в період Start-End на максимальній заявленій робочій потужності згідно з умовами, передбаченими пунктом 5.7.1. ( Абзац восьмий пункту 5.7.7 в редакції Постанови НКРЕ N 440 від 15.06.2005 ) ( Пункт 5.7.7 в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )

5.8. Щодня не пізніше 16-00 Розпорядник системи розрахунків повинен надати всім Виробникам заданий обсяг виробітку електричної енергії ( Э ^Гбр , МВт.год) на кожний розрахунковий період наступної доби, який використовується для проведення розрахунків цін та платежів. Заданий обсяг виробітку електричної енергії визначається на підставі розробленого графіку навантаження (Р^гб , МВт):

1) для блоків, що мають знаходитися в роботі за вимогами електромережі CENTREL (ВС = 1), згідно з формулою: бр Г Г РП Э = Р х Т ; бр бр 2) для інших блоків згідно з формулою: Г Г Р + Р Г б(р-1) бр РП Э = --------------- х Т , бр 2 г де Р - величина навантаження енергоблоку на відповідну бр

годину доби згідно з заданим графіком навантаження.

Г При цьому за Р приймається величина навантаження б(0)

енергоблоку на 24-00 минулої доби. ( Пункт 5.8 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 60 від 31.01.2005 )

5.9. Визначення маневреності блока та розрахункових заявлених цін

5.9.1. На підставі заявок Виробників відповідно до розділу 3 та результатами вибору складу обладнання Розпорядник системи розрахунків для кожного розрахункового періоду наступної доби визначає чи є блок маневрений (М_бр = 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 Т^р_б , Т^о_б ;

- був розвантажений або потенційно міг бути розвантаженим більше ніж на 50% від максимальної заявленої робочої потужності

pmax блоку (Р ) в період End <= р <= Start, якщо: бр

pmax pmin pmax (Р - Р ) / (Р ) >= 0,5 ". бр бр бр

( Підпункт "а" пункту 5.9.1 доповнено абзацом згідно з Постановою НКРЕ N 258 від 19.03.2004 )

б) М = 1 для розрахункових періодів, що знаходяться в бр 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 М = 0. бр 5.9.2. На підставі заявок, поданих Виробниками відповідно до рз розділу 3, розрахункова заявлена ціна (Ц , грн/МВт х год) кожного бр блока буде визначатися відповідно до таких правил: г рз а) якщо Э = 0, то Ц = 0; бр бр б) у всіх інших випадках: рз из пт Ц = Ц + З , бр бр бр из де Ц визначається відповідно до таких правил: бр г из з якщо Р >= Э , то Ц = Ц ; б1 бр бр б1 г якщо Р <= Э < Р , б1 бр б2 из з з то Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц и Ц ; бр б1 б2 г якщо Р <= Э < Р , б2 бр б3 из то для моноблоків Ц - точка лінійної інтерполяції між бр з з Ц і Ц ; б2 б3 г для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р < Э <= 150, б2 бр из з то Ц = Ц ; бр б2 г из з якщо 150 < Э <= Р , то Ц = Ц ; бр б3 бр б3 г для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р < Э <= 370, б2 бр из з то Ц = Ц ; бр б2 г из з якщо 370 < Э <= Р , то Ц = Ц ; бр б3 бр б3

г якщо Р <= Э < Р , б3 бр б4 из з з то Ц - точка лінійної інтерполяції між Ц и Ц ; бр б3 б4 г якщо Э >= Р , бр і4 из з то Ц = Ц . бр б4 г ххр Якщо Э = 0, то Ц = 0; бр бр г ххр хх якщо Э > 0, то для моноблоків Ц = Ц ; бр бр б ххр хх1 для двокорпусних блоків 300 МВт Ц = Ц , бр б г ххр хх2 г якщо 0 < Э <= 150 та Ц = Ц , якщо Э > 150; бр бр б бр ххр хх1 для двокорпусних блоків 800 МВт Ц = Ц , бр б

г ххр хх2 г якщо 0 < Э <= 370 та Ц = Ц , якщо Э > 370, бр бр б бр ххр де Ц - розрахункова ціна холостого хода. бр пт Якщо Start <= р <= End, то витрати на холостий хід (З , 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

Де S - сума. пт В іншому випадку З = 0. бр

( Підпункт "б" пункту 5.9.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 258 від 19.03.2004, N 1058 від 29.10.2004, N 440 від 15.06.2005 )

5.10. Обчислення ціни блока

5.10.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити ціну кожного блока (Ц ^ббр , 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:

рз б якщо Ц > К , то Ц = 0; бр НКРЕ бр рз б рз якщо Ц <= К , то Ц = Ц , бр НКРЕ бр бр де К - обмеження граничної ціни системи (грн/МВт х год), НКРЕ встановлене НКРЕ.

5.11. Визначення граничної ціни системи

5.11.1. Для кожного розрахункового періоду наступної доби Розпорядник системи розрахунків повинен визначити граничну ціну

пс системи (Ц , грн/МВт х год) відповідно до правила: р б пс ГЦС а) якщо max (Ц ) = 0, то Ц = К ; б бр р НКРЕ ГЦС де К - обмеження граничної ціни системи при НКРЕ

відсутності ціноутворюючих блоків, встановлене НКРЕ, грн/МВт.год;

б) в інших випадках

пс б Ц = max (Ц ). р б бр

( Пункт 5.11.2 підрозділу 5.11 виключено на підставі Постанови НКРЕ N 440 від 15.06.2005 )

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 5.7:

а) блоки, які включені до графіку навантаження на наступну сг р=Т г г добу S Э > 0, формують першу групу з ознакою N = 1 для всіх р=1 бр pmax бр розрахункових періодів доби, в яких Р > 0; бр б) блоки, які знаходяться у резерві на наступну добу сг р=Т г S Э = 0, тривалість пуску яких не перевищує восьми годин від р=1 бр надання команди диспетчера до набору максимального навантаження та сумарна потужність яких не перевищує величини необхідного г оперативного резерву, формують другу групу N = 2 для всіх pmax бр розрахункових періодів доби, в яких Р > 0. Величина необхідного бр оперативного резерву затверджується НКРЕ за поданням Диспетчерського центру; в) блоки з числа заявлених, які не ввійшли до складу першої і другої групи та мають ознаку ОТ = 0, формують третю групу г б pmax N = 3 для всіх розрахункових періодів доби, в яких Р > 0; бр бр г) блоки, які не ввійшли до складу першої, другої і третьої групи та мають ознаку ОТ = 1, формують четверту групу г б pmax N = 4 для всіх розрахункових періодів доби, в яких Р > 0. бр бр pmax В усіх інших годинах розрахункової доби, в яких Р = 0, г бр група робочої потужності не встановлюється N = 0. бр

( Пункт 5.12.1 в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )

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 другої групи

рм рм рм Ц = Ц + Ц ; р(2) (2) (3)

для блоків третьої групи

рм рм Ц = Ц ; р(3) (3)

для блоків четвертої групи

рм рм Ц = 0,05 х Ц ; р(4) (3)

б) для інших розрахункових періодів:

рм рм рм рм Ц = Ц = Ц = Ц = 0, р(1) р(2) р(3) р(4) рм де Ц - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи блоків, (3)

що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;

рм Ц - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи блоків, (2)

що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт;

пз К - регулюючий коефіцієнт, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн/МВт; пк max(Р ) - максимальне значення необхідного покриття в період р Start-End; пк Р - значення необхідного покриття в р-му розрахунковому р періоді протягом періоду Start-End;

n - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для першої групи блоків від нерівномірності графіку необхідного покриття, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків. ( Пункт 5.12.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1049 від 17.10.2003 )

5.13. Визначення ціни за маневреність

5.13.1. Ціна за маневреність для включених в роботу енергоблоків на кожний розрахунковий період наступної доби визначається Розпорядником системи розрахунків окремо для "острова

мн Бурштинської ТЕС" (Ц ) та іншої частини ОЕС України бр(Бу) мн (Ц ). бр(ОЕС)

5.13.2. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в

мн "острові Бурштинської ТЕС" (Ц ), визначається Розпорядником бр(Бу)

системи розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби відповідно до правил:

а) якщо рег S дельта Р бр(Бу) мн мн [-----------------------] <= С , то Ц = К ; пк пк (Бу) бр(Бу) max(Бу) max (Р ) - Р р(Бу) р(Бу)

б) якщо рег S дельта Р бр(Бу) мн мн [-----------------------] >= D , то Ц = К ; пк пк (Бу) бр(Бу) мін(Бу) max (Р ) - Р р(Бу) р(Бу) пк пк мн мн в) якщо max (Р ) - Р = 0, то Ц = К ; р(Бу) р(Бу) бр(Бу) мін(Бу) г) інакше рег S дельта Р мн бр(Бу) К х (D - --------------------) + max(Бу) (Бу) пк пк max(Р ) - Р мн р(Бу) р(Бу) Ц = -------------------------------------------- бр(Бу) D - С (Бу) (Бу)

рег S дельта Р мн бр(Бу) + К х ( -------------------- - С ) мін(Бу) пк пк (Бу) max(Р ) - Р р(Бу) р(Бу) ---------------------------------------------, де: S - знак суми; пк пк max(Р ) - Р - нерівномірність графіка необхідного р(Бу) р(Бу)

покриття "острова Бурштинської ТЕС", що визначається як різниця між максимальною величиною покриття на годину максимального навантаження та величиною покриття поточного розрахункового

пк періоду в "острові Бурштинської ТЕС" (Р ); р(Бу)

мн мн К та К - коефіцієнти маневреності, які max(Бу) мін(Бу)

визначають максимальну та мінімальну ціну за маневреність для "острова Бурштинської ТЕС", що затверджуються НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків;

С та D - коефіцієнти обмеження, що характеризують (Бу) (Бу)

співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності графіку покриття "острова Бурштинської ТЕС";

рег дельта Р - заявлений діапазон регулювання блоку в бр(Бу)

"острові Бурштинської ТЕС", який визначається за наступними правилами:

для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка (М = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1, регулюючий діапазон бр визначається за формулою:

рег pmax дельта Р = Р - блоків, що декларують ознаку бр(Бу) бр

маневреності, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;

для всіх інших блоків та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (М = 1) і з ознакою обов'язкової роботи, бр

регулюючий діапазон визначається за формулою:

рег pmax pmin дельта Р = Р - Р . бр(Бу) бр бр

5.13.3. Ціна за маневреність для блоків, які працюють в іншій

мн частині ОЕС України (Ц ), визначається Розпорядником системи бр(ОЕС) розрахунків на кожний розрахунковий період наступної доби відповідно до правил: а) якщо рег S дельта Р бр(ОЕС) мн мн [-----------------------] <= С , то Ц = К ; пк пк (ОЕС) бр(ОЕС) max(ОЕС) max (Р ) - Р р(ОЕС) р(ОЕС) б) якщо рег S дельта Р бр(ОЕС) мн мн [-----------------------] >= D , то Ц = К ; пк пк (ОЕС) бр(ОЕС) мін(ОЕС) max (Р ) - Р р(ОЕС) р(ОЕС) пк пк мн мн в) якщо max (Р ) - Р = 0, то Ц = К ; р(ОЕС) р(ОЕС) бр(ОЕС) мін(ОЕС) г) інакше рег S дельта Р мн бр(ОЕС) К х (D - ----------------------) + max(ОЕС) (ОЕС) пк пк max(Р ) - Р мн р(ОЕС) р(ОЕС) Ц = -------------------------------------------- бр(ОЕС) D - С (ОЕС) (ОЕС)

рег S дельта Р мн бр(ОЕС) + К х ( -------------------- - С ) мін(ОЕС) пк пк (ОЕС) max(Р ) - Р р(ОЕС) р(ОЕС) ---------------------------------------------, де: S - знак суми; пк пк max(Р ) - Р - нерівномірність графіка необхідного р(ОЕС) р(ОЕС)

покриття іншої частини ОЕС України, що визначається як різниця між максимальною величиною покриття на годину максимального навантаження та величиною покриття поточного розрахункового

пк періоду іншої частини ОЕС України Р ; р(ОЕС)

мн мн К та К - коефіцієнти маневреності, які max(ОЕС) мін(ОЕС)

визначають максимальну та мінімальну ціну за маневреність для іншої частини ОЕС України, що затверджуються НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків;

С та D - коефіцієнти обмеження, що характеризують (ОЕС) (ОЕС)

співвідношення початково заявленого діапазону регулювання виробниками, які працюють за ціновими заявками до нерівномірності графіку покриття іншої частини ОЕС України;

бр(ОЕС) рег дельта Р - заявлений діапазон регулювання блоку в іншій бр(ОЕС)

частині ОЕС України, який визначається за наступними правилами: - для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка (М _бр = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1, заявлений діапазон регулювання визначається за формулою:

рег pmax дельта Р = Р - для однокорпусних та двокорпусних бр(ОЕС) бр

блоків, що декларують ознаку маневреності блока, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність;

рег pmax дельта Р = Р - Р - для двокорпусних блоків, що бр(ОЕС) бр б2

декларують ознаку маневреності корпусу, у тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність; - для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі,

заявлений діапазон регулювання визначається за формулою:

рег дельта Р = Р - Р ; бр(ОЕС) б2 б1 - для всіх інших блоків, у тому числі для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в однокорпусному режимі, та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (М = 1) і з ознакою бр

обов'язкової роботи, заявлений діапазон регулювання визначається за формулою:

рег pmax pmin дельта Р = Р - Р . бр(ОЕС) бр бр

( Пункт 5.13.3 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004 ) ( Підрозділ 5.13 в редакції Постанови НКРЕ N 258 від 19.03.2004 )

6. Диспетчерське управління, збір та перевірка даних

6.1. Централізоване диспетчерське (оперативно-технологічне) управління

6.1.1. Диспетчерський центр повинен здійснювати централізоване (оперативно-технологічне) диспетчерське управління об'єднаною енергосистемою України у відповідності з діючими нормативно-правовими і технічними документами та цими Правилами. При цьому пріоритетним є забезпечення стійкості паралельної роботи електростанцій та окремих регіонів у складі об'єднаної енергосистеми України, безперервного електропостачання споживачам електроенергії відповідної якості та надійності роботи електростанцій.

6.1.2. Виробники, Оператори зовнішніх перетоків, Оператор магістральних та міждержавних електромереж та Постачальники зобов'язані виконувати заданий графік навантаження або команди диспетчера відповідно до оперативно-диспетчерських інструкцій.

6.1.3. Диспетчер має право, при необхідності за режимом роботи ОЕС України, змінювати заданий графік навантаження Виробників, Операторів зовнішніх перетоків та Постачальників.

6.1.4. При зміні навантаження блоків Виробників, працюючих за ціновими заявками, диспетчер повинен керуватись графіками гарячого резерву, в якому блоки розташовані в порядку збільшення вартості виробництва електроенергії.

6.1.5. При необхідності пуску блоків Виробників, працюючих за ціновими заявками, диспетчер повинен керуватись порядком пуску блоків з резерву, а при зупинці блоків - порядком блоків на відключення до резерву.

6.1.6. Щодня не пізніше 11-00 Диспетчерський центр повинен надавати Розпоряднику системи розрахунків витяг з диспетчерського журналу, в якому фіксуються:

а) всі команди диспетчера, які надаються енергоблокам протягом доби та відповідно до додатку Б до цих Правил перераховані в заданий обсяг виробітку електричної енергії (Э^дбр );

в б) ознака вимушеної роботи енергоблоку (Н ) (якщо зміна бр в навантаження блоку здійснюється за заявкою виробника, то Н = 1, в бр якщо за вимогою системи, то Н = 0); бр

в) поточні зміни заявлених потужностей.

6.1.7. Дані витягу з диспетчерського журналу надаються Розпоряднику системи розрахунків в електронному та друкованому вигляді.

6.2. Порядок збору та обробки даних вимірювань

6.2.1. Головний оператор Системи комерційного обліку Оптового ринку повинен зібрати дані вимірювань, перевірити їх достовірність, узагальнити дані вимірювань для Виробників, Постачальників, Операторів зовнішніх перетоків та Оператора магістральних та міждержавних електромереж.

6.2.2. Для включення в Систему розрахунків всі дані вимірювань повинні бути розподілені за розрахунковими періодами та скориговані з урахуванням розташування лічильника відносно кордону Оптового ринку та надані Розпоряднику системи розрахунків відповідно до Договору та узгодженого порядку.

6.2.3. Фізичний кордон Оптового ринку визначається точками поставки електричної енергії - межою балансової належності електричних мереж між Виробниками, Постачальниками, Оператором магістральних та міждержавних електромереж тощо.

6.2.4. Для кожного розрахункового періоду Розпорядник системи розрахунків повинен одержати значення наступних параметрів:

ф Э - фактичний виробіток блока; бр фо Э - фактичний відпуск електростанції; ср пт Э - фактичний обсяг купівлі електричної енергії пр ис Постачальником на Оптовому ринку (S Э ); рп п Э - фактичне розрахункове покриття; тр вн Э - фактичний зовнішний переток електричної енергії. ір

6.2.5. Кількість експортованої та імпортованої електричної енергії повинна визначатися на підставі даних вимірювань, які можуть вимагати коригування з урахуванням зняття вимірів поза межами Оптового ринку.

6.2.6. Зовнішні перетоки (Э^внір ) 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 в магістральних та міждержавних електромережах (Э^пср , 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 (ДП_бр ) та ознаку зупинки (ДЗ_бр ).

При цьому вважається ДП_бр = 1:

а) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э^д_бр-1 = 0, а Эдбр > 0;

б) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:

д д для блоків 300 МВт, якщо Э <= 150, а Э > 150; бр-1 бр д д для блоків 800 МВт, якщо Э <= 370, а Э > 370. бр-1 бр В іншому випадку ДП = 0. бр Вважається ДЗ = 1 та ДЗ = 1: бр бр-1 д д а) для всіх блоків при зупинці, якщо Э > 0, а Э = 0; бр-1 бр

б) для двокорпусних блоків при відключенні другого корпусу:

д д для блоків 300 МВт, якщо Э > 150, а Э <= 150; бр-1 бр д д для блоків 800 МВт, якщо Э > 370, а Э <= 370. бр-1 бр В іншому випадку ДЗ = 0. бр

( Пункт 7.1.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1058 від 29.10.2004 )

7.1.2. Вважається, що блок допустив порушення, якщо

ДП , ДП , ..., ДП пуск , ДЗ , бр = 0 бр-1 = 0 бр-Т = 0 бр = 0 б д ф д ОВ та Э < Э < Э бр = 0 бр Ч(1 + дельта) бр бр Ч(1 - дельта),

де дельта - допустиме відхилення виробництва блоком, що визначається за такими правилами:

р max pn Р х Т ф бр а) якщо Э <= ------------, то бр 2

для пиловугільних блоків:

300 МВт дельта = 0,1;

200, 150, 100 МВт дельта = 0,12;

для газомазутних блоків:

300, 250 МВт дельта = 0,06;

100 МВт дельта = 0,1;

б) у всіх інших випадках: для пиловугільних блоків:

800 МВт дельта = 0,04;

300 МВт та блоків 800 МВт в однокорпусному режимі дельта = 0,05;

200, 150, 100 МВт дельта = 0,06;

300 МВт в однокорпусному режимі = 0,1;

50 МВт дельта = 0,2;

для газомазутних блоків:

800 МВт дельта = 0,025;

300, 250 МВт дельта = 0,03;

100 МВт дельта = 0,05.

Якщо блоки приймають участь у первинному регулюванні частоти та/або підключені до системи АРЧП, то допустиме відхилення виробітку для них встановлюється окремо за рішенням Ради ринку, затвердженим НКРЕ. ( Пункт 7.1.2 в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004, із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 1193 від 10.12.2004, N 414 від 01.06.2005 )

7.1.3. Для розрахункового періоду, в якому відбулося порушення енергоблоком диспетчерського графіка, програмне забезпечення Розпорядника системи розрахунків встановлює блоку ознаку його порушення Нбр = 1. Для всіх інших розрахункових періодів Нбр = 0.

7.2. Фактичні пуски блоків

7.2.1. На підставі фактичного виробітку програмне забезпечення визначає розрахункові періоди, в яких були здійснені фактичні пуски блоків (корпусів) за вимогою системи, встановлюючи ознаку пуску (ВП ).

бр Вважати ВП =1: бр ф а) для всіх блоків при пуску з "нуля", якщо Э = 0, а ф р-1 Э > 0; р

б) для двокорпусних блоків при підключенні другого корпусу:

ф ф для блоків 300 МВт, якщо Э <= 150, а Э > 150; р-1 р ф ф для блоків 800 МВт, якщо Э <= 370, а Э > 370. р-1 р Вважати ВП = 0 в усіх інших випадках. бр

( Підпункт "б" пункту 7.2.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 1058 від 29.10.2004 )

7.3. Визначення фактичної робочої потужності та діапазону регулювання кожного блоку

7.3.1. Фактична робоча потужність (Р^рфбр) кожного блоку для платежів визначається відповідно до правил:

а) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0: бр рф pmax Р = (остання одержана Р ) бр бр б) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1: бр рф ф pmax Р = min (Э ; остання одержана Р ). бр бр бр

7.3.2. Фактична група робочої потужності кожного блоку для платежів визначається за фактичним режимом роботи блоку відповідно до правил:

сг р=Т ф а) блокам, які фактично включені в роботу S Э > 0, р=1 бр ф встановлюється ознака першої групи N = 1 для всіх розрахункових бр pmax періодів доби, в яких (остання одержана Р ) > 0; бр сг р=Т ф б) блокам, які знаходились у резерві S Э = 0 та у яких р=1 бр г ф N = 2, встановлюється ознака другої групи N = 2 по всіх бр бр pmax розрахункових періодах доби, в яких (остання одержана Р ) > 0; бр

в) блокам, які не ввійшли до складу першої і другої фактичної групи робочої потужності, в тому числі блокам включеним до

сг р=Т г заданого графіку навантаження S Э > 0, встановлюється ознака р=1 бр ф третьої групи N = 3 для всіх розрахункових періодах доби, в бр pmax яких (остання одержана Р ) > 0 та ОТ = 0; бр б г) блокам, які знаходились поза резервом за відсутністю г палива ОТ = 1 та у яких N = 4, встановлюється ознака четвертої б бр ф групи N = 4 для всіх розрахункових періодів доби, в яких бр pmax (остання одержана Р ) >0. бр В усіх інших розрахункових періодах доби, в яких (остання pmax одержана Р ) = 0, група робочої потужності не встановлюється бр ф N = 0. бр фрег 7.3.3. Фактичний діапазон регулювання (дельта Р ) кожного бр блоку для платежів визначається за наступними правилами: 1) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 0: бр а) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження за заданим графіком навантаження: - для блоків із кінцевою маневреністю за ознакою пуск/зупинка (М = 1), визначеної згідно з пунктом 5.9.1: бр фрег pmax дельта Р = min (початково заявлена Р ; остаточно бр бр

pmax заявлена Р ) - для моноблоків та двокорпусних блоків, що бр декларують ознаку маневреності блоку, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність; фрег pmax дельта Р = min((початково заявлена Р - Р ); (остаточно бр бр б2 pmax заявлена Р - Р )) - для двокорпусних блоків, що декларують бр б2

ознаку маневреності корпусу, в тому числі для розрахункових періодів доби, в яких використовувалась маневреність; - для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі, фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

фрег pmax дельта Р = min [(Р - Р ); (остаточно заявлена Р ) - бр б2 б1 бр

pmin (остаточно заявлена Р )]; бр - для всіх інших блоків та блоків, у тому числі для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в однокорпусному режимі, та блоків, які заявлені маневреними за ознакою пуск/зупинка (М = 1) і з ознакою обов'язкової роботи, фактичний діапазон бр регулювання визначається за формулою: фрег pmax дельта Р = min ((початково заявлена Р ) - (початково бр бр

pmin pmax заявлена Р ); (остаточно заявлена Р ) - (остаточно заявлена бр бр pmin Р )); бр

б) для блоків, які здійснювали регулювання навантаження додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера: - для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера на вимогу системи здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби - зупинка - робота в розрахунковій добі", незалежно від заявленої маневреності цих блоків за ознакою пуск/зупинка,

фрег фактичний діапазон регулювання (дельта Р ) визначається за бр

правилами, викладеними в третьому та четвертому абзацах підпункту "1а" пункту 7.3.3; - для блоків, які додатково до заданого графіка навантаження за командами диспетчера на вимогу системи розвантажувались нижче pmin початково заявленої (Р_бр ) та здійснювали регулювання за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби - розвантаження - робота в розрахунковій добі", фактичний діапазон регулювання визначається за формулою:

фрег pmax дельта Р = min [(початково заявлена Р ); (остаточно бр бр pmax pmin ф заявлена Р )] - min [(початково заявлена Р ); Э ] - для бр бр бр

однокорпусних блоків, двокорпусних блоків, що заявлені і включені в роботу в двокорпусному режимі, та двокорпусних блоків, що заявлені і включені в роботу в однокорпусному режимі;

фрег pmax дельта Р = min [Р ; (початково заявлена Р )] - бр б2 бр

ф min [Р ; Э ] - для двокорпусних блоків, заявлених в роботу в б1 бр

двокорпусному режимі, однак включених в роботу в однокорпусному режимі;

2) для всіх розрахункових періодів, в яких Н = 1: бр фрег дельта Р = 0; бр

3) для всіх розрахункових періодів доби, в яких за графіком навантаження передбачено включення/відключення блоків (корпусів), крім блоків (корпусів), які приймали участь в регулюванні за циклом "робота впродовж вечірнього максимуму навантаження минулої доби - зупинка - робота в розрахунковій добі", в розрахункові періоди доби пуску відповідно до його теплового стану дельта Р^фрегбр = 0.

( Підрозділ 7.3 в редакції Постанови НКРЕ N 699 від 02.07.2004 )

7.4. Фактична ціна блоку

7.4.1. Фактичні ціни блоків (Ц^звбр , грн/МВт х год), що використовуються для розрахунків платежів, визначаються Розпорядником системи розрахунків за такою формулою:

зв изв фпт Ц = Ц + З бр бр бр де: ф изв а) якщо Э = 0, то Ц = 0; бр бр ф изв з якщо Р >= Э , то Ц = Ц ; б1 бр бр б1 ф якщо Р <= Э < Р , б1 б1 б2 изв з з то Ц = точка лінійної інтерполяції між Ц і Ц ; бр б1 б2 ф якщо Р <= Э < Р , б2 бр б3 изв то для моноблоків Ц = точка лінійної інтерполяції між бр

з з Ц і Ц ; б2 б3 ф для двокорпусних блоків 300 МВт: якщо Р < Э <= 150, б2 бр изв з то Ц = Ц ; бр б2 ф изв з якщо 150 < Э <= Р , то Ц = Ц ; бр б3 бр б3 ф для двокорпусних блоків 800 МВт: якщо Р < Э <= 370, б2 бр изв з то Ц = Ц ; бр б2

ф изв з якщо 370 < Э <= Р , то Ц = Ц ; бр б3 бр б3 ф якщо Р <= Э < Р , б3 бр б4 изв то Ц = точка лінійної інтерполяції між Ц і Ц ; бр б3 б4 ф изв з якщо Э >= Рб4, то Ц = Ц ; бр бр б4 ф ххр Якщо Э = 0, то Ц = 0; бр бр ф ххр хх якщо Э > 0, то для моноблоків Ц = Ц ; бр бр б

ххр хх1 для двокорпусних блоків 300 МВт Ц = Ц , бр б ф ххр хх2 ф якщо 0 < Э <= 150 та Ц = Ц , якщо Э > 150; бр бр б бр ххр хх1 для двокорпусних блоків 800 МВт Ц = Ц , бр б ф ххр хх2 ф якщо 0 < Э <= 370 та Ц = Ц , якщо Э > 370. бр бр б бр

( Підпункт "а" пункту 7.4.1 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 258 від 19.03.2004, N 1058 від 29.10.2004, N 440 від 15.06.2005 )

б) якщо Start <= р <= End, то фактичні витрати блоку на фпт холостий хід (З ) дорівнюють: бр 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. фпт В іншому випадку З = 0. бр

8. Платежі оптового ринку

8.1. Платіж за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію

8.1.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіку для кожного блока Виробника визначається розрахунковий платіж за

Э відпущену електроенергію (Д ) за такими правилами: бр зв пс якщо ОВ = 0 та 0 < Ц < Ц , або ВР = 1, або ВС = 1, бр бр р бр бр Э зв ф о то Д = Ц х Э х Р / 100; бр бр бр б Э пс ф о в іншому випадку Д = Ц х Э х Р / 100. бр р бр б

8.1.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку для кожної станції Виробника визначається середньозважена ціна за

э відпущену електроенергію (Ц ) за такою формулою: бр Э S Д Э б належить с бр Ц = ----------------------- ср ф о S Э х Р / 100. б належить с бр б де S - знак суми

8.1.3. Для кожного розрахункового періоду добового графіка для кожної станції Виробника визначається платіж за відпущену

э електроенергію (Д ) за такими правилами: ср фо Э Э фо Э якщо Э >= 0, то Д = Ц х Э х К , ср ср ср ср в Э пс фо Э в іншому випадку Д = Ц х Э х К , ср р ср в

Э де К - коригуючий коефіцієнт до платежів виробників, які в

працюють за ціновими заявками, що дорівнює 1. Для теплоелектроцентралей, які працюють за ціновими заявками, у разі необхідності, за поданням органу, що здійснює управління теплоелектроцентралями, НКРЕ може затверджувати інші коригуючі коефіцієнти (К^Э < 1).

( Пункт 8.1.3 в редакції Постанови НКРЕ N 612 від 04.08.2005 ) ( Підрозділ 8.1 в редакції Постанов НКРЕ N 1081 від 08.11.2004, N 440 від 15.06.2005 )

8.2. Платіж за відхилення фактичного виробітку від заданого графіка для створення резерву і виконання вимог системи

8.2.1. Всі блоки, що не підключені до системи АРЧП, д диспетчерський графік навантаження (Э ) яких відрізняється від бр г виробітку блока згідно з заданим графіком (Э ), повинні в бр отримувати плату за вимушений виробіток (Д ), яка обчислюється бр за формулами, наведеними в пунктах 8.2.2 та 8.2.3.

8.2.2. Для блоків, які були розвантажені для забезпечення резерву або за вимогою системи:

в а) Н = 0; бр Д Г Ф Г б) 0 < 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 бр зв рз г) Ц < Ц бр бр

плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із зміною режиму системи, визначається за такою формулою:

в РЗ ЗВ в- Э Д = (Ц - Ц ) х Э х К , бр бр бр бр в в- де Э - обсяг недовиробництва електроенергії, який бр пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою формулою: в- Г ф о Э = (Э - Э ) х Р / 100. бр бр бр бр

( Пункт 8.2.2 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 440 від 15.06.2005, N 612 від 04.08.2005 )

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, бр зв пс г) Ц > Ц бр бр

плата за вироблену електроенергію блоку, яка пов'язана із зміною режиму системи, визначається за такою формулою:

в ЗВ ПС в+ Э Д = (Ц - Ц ) х Э х К , бр бр бр бр в в+ де Э - обсяг перевиробництва електроенергії, який бр

пов'язаний із зміною режиму системи, що визначається за такою формулою:

в+ Ф Г о Э = (Э - Э ) х Р / 100. бр бр бр бр

( Пункт 8.2.3 із змінами, внесеними згідно з Постановами НКРЕ N 440 від 15.06.2005, N 612 від 04.08.2005 )

8.3. Зменшення платежу блоку за порушення режиму роботи

8.3.1. На всі розрахункові періоди, для яких Н = 1, для бр блоку здійснюється зменшення платежу за порушення режиму роботи ш (Д ,), яке визначається за формулою: бр 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 Э ф д о Д = [(Ц х К х К ) х (Э - Э )] х Р / 100; бр р в бр бр б б ф д в) якщо Н = 1 і Э < Э , то р бр бр ш ПС ш Э д ф о Д = [(Ц х К х К ) х (Э - Э )] х Р / 100, бр р в бр бр б ш де К = 1.

( Пункт 8.3.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 612 від 04.08.2005 )

8.4. Платіж за робочу потужність

8.4.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка

нзц Виробнику, блоку якого встановлено ознаку Н = 0, нараховується б рм платіж за робочу потужність (Д ) у відповідності до його бр

належності до однієї з чотирьох фактичних груп робочої потужності, визначених згідно з правилами, передбаченими пунктом 7.3.2. Цей платіж визначається за фактичною робочою потужністю блока (Р^рфбр ) відповідно до формул:

1) для блоків першої групи рм рф о рм Э Д = Р х Р / 100 х Ц х К ; бр бр б р(1) в

2) для блоків другої групи

рм рф о рм Э Д = Р х Р / 100 х Ц х К ; бр бр б р(2) в

3) для блоків третьої групи

рм рф о рм Э Д = Р х Р / 100 х Ц х К ; бр бр б р(3) в

4) для блоків четвертої групи

рм рф о рм Э Д = Р х Р / 100 х Ц х К ; бр бр б р(4) в

( Пункт 8.4.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 612 від 04.08.2005 )

8.4.2. Для блоків, яким встановлена ознака необґрунтованого заниження рівня цінових заявок Н^нзпб =1, платіж за робочу потужність з розрахункову добу не нараховується Д ^рм _бр =0

( Підрозділ 8.4 в редакції Постанов НКРЕ N 699 від 02.07.2004, N 1081 від 08.11.2004 )

8.5. Платіж за маневреність

8.5.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка платіж за маневреність для блоків, які працюють в "острові

мн Бурштинської ТЕС", (Д ) визначається за формулою: бр(Бу) мн мн фрег о Д = Ц х дельта Р х Р / 100. бр(Бу) бр(Бу) бр б

8.5.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіка платіж за маневреність для блоків, які працюють в інший частині ОЕС України, (Д ^мн ) визначається за формулою:

бр(ОЕС)             мн         мн                фрег    о          Э            Д        = Ц        х ДЕЛЬТА Р     х Р  / 100 х К .             бр(ОЕС)    бр(ОЕС)           бр      б          в

( Пункт 8.5.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 612 від 04.08.2005 )

8.5.3. В формулах пунктів 8.9.1 та 8.11.1 під платежем за мн маневреність (Д ) використовується платіж за маневреність для бр мн блоків, які працюють в "острові Бурштинської ТЕС" (Д ), та бр(Бу) платіж за маневреність для блоків, які працюють в інший частині мн ОЕС України (Д ). бр(ОЕС)

( Підрозділ 8.5 в редакції Постанови НКРЕ N 258 від 19.03.2004; із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

8.6. Платіж за пуск блоку (корпусу)

8.6.1. Для кожного розрахункового періоду фактичного добового графіка Виробнику визначається платіж за пуск блоку (Д^пбр ) за формулою:

п р=Т п Э Д = S ВП х Ц х К . бр р=1 бр б в

де S - знак суми; який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами доби на інтервалі Start <= р <= End.

п В усіх інших розрахункових періодах добового графіку Д = 0. бр

( Пункт 8.6.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 612 від 04.08.2005 )

8.7. Платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції

8.7.1. Кожному блоку, який фактично був зупинений або працював в однокорпусному режимі у випадку необхідності роботи станції нижче мінімально допустимого складу обладнання у разі виникнення несумісного режиму, нараховується платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції (Д ^розвбр ), який визначається за наступними правилами:

а) у випадку відключення двокорпусних блоків в цілому та для моноблоків: ф розв розв pmin о Э якщо Э =0, то Д = Ц х Р х Р /100 х К ; бр бр бр б в розв в іншому випадку Д =0; бр

б) у випадку відключення корпусу:

ф для двокорпусних блоків 300 МВт, якщо 0< Э <=150, або бр

ф для двокорпусних блоків 800 МВт, якщо 0< Э <=370, бр розв розв pmin о Э то Д = Ц х (Р - Р ) х Р /100 х К ; бр бр б1 б в розв в іншому випадку Д = 0, бр розв

де Ц - ціна 1 МВт розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції, яка затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків, грн./МВт. ( Правила доповнено підрозділом 8.7 згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

8.8. Додаткові платежі Виробнику

8.8.1. Якщо Рада ринку визнає, що Виробнику необхідно сплатити додаткові платежі, Розпорядник повинен нарахувати та рівномірно розподілити між розрахунковими періодами доби такі додаткові платежі: а) на реконструкцію та модернізацію енергетичного обладнання Виробника (Д^реквр );

б) на виконання законодавчих актів та урядових рішень, погашення безнадійного боргу (Д^збвр );

в) на вирішення будь-якого спірного питання, у зв'язку із уточненням вимірів або іншим узгодженим коригуванням ( Д^свр ).

( Підрозділ в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005 )

8.9. Платежі, що сплачують Виробникам, які працюють за ціновими заявками

8.9.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіку сумарний платіж кожному блоку (Д^рбр ), крім платежу за відпущену в Оптовий ринок електричну енергію, визначається відповідно до такої формули:

р в рм с ш п мн розв Д = Д + Д + Д - Д + Д + Д + Д . бр бр бр бр бр бр бр бр

( Пункт 8.9.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

8.9.2. Для кожного розрахункового періоду добового графіку сумарний платіж станції визначається за формулою:

сс з р Д = Д + S Д ср ср (б належить с) бр

Де S - сума. 8.8.3. Сумарний платіж за розрахункову добу, що сплачується Виробнику, який працює за ціновими заявками (Д^цзв), визначається за формулою:

СГ              цз   р = Т               сс    рек    зб             Д   =  S        (S       Д   + Д    + Д   ,              в    р = 1  с належ в    ср    вр     вр

де S - знак суми.

( Пункт в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005 )

8.10. Середньозважена ціна продажу електроенергії в Оптовий ринок Виробника, який працює за ціновими за ціновими заявками

8.10.1. Розпорядник системи розрахунків повинен визначити за розрахункову добу середньозважену ціну продажу електроенергії в Оптовий ринок Виробника, який працює за ціновими заявками (Ц ^ЦЗв), згідно з формулою:

ЦЗ Д ЦЗ в Ц = ------------------------- в СГ р=Т фо S S Э с належ в р=1 ср

де S - знак суми. ( Підрозділ в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005 )

8.11. Оптова ціна закупки

8.11.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків визначає оптову ціну закупки (Ц ^окр ) відповідно до такої формули:

рм э мн розв S Д + S Д + S Д + S Д ок б бр с ср б бр б бр Ц = ------------------------------ , р фо S Э с ср мн де: S Д - платіж за маневреність, нарахований згідно з б бр

пунктом 8.5.1 цих Правил, рівномірно розподілений між періодами максимального навантаження енергосистеми (ПМНЕ), які встановлюються Диспетчерським центром та затверджуються НКРЕ;

S_б Д ^розвбр - платіж за розвантаження нижче мінімально допустимого складу обладнання станції, який рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами добового графіку на інтервалі від Start до End. S - знак суми.

( Пункт 8.11.1 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )

8.12. Платежі, що сплачують Виробникам, які не працюють за ціновими заявками, та операторам зовнішніх перетоків

8.12.1. 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.

8.13. Платежі Постачальників за централізоване диспетчерське управління та використання магістральних та міждержавних електромереж

8.13.1. Платіж за проведення централізованого диспетчерського (оперативно-технологічного) управління та використання магістральних та міждержавних електромереж за розрахункову добу розраховуються Розпорядником системи розрахунків на підставі обсягів електричної енергії, переданої магістральними та міждержавними електромережами, та відповідного тарифу, затвердженого НКРЕ. Ця величина потім при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляється Розпорядником системи розрахунків між ПМНЕ в цій розрахунковій добі для визначення витрат на централізоване диспетчерське управління та використання вв магістральних та міждержавних електромереж (Д_р ).

8.14. Коригування платежів Постачальників

8.14.1. Коригування платежів Постачальників (Д^зпр ) у кожному 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;

Т^сг - тривалість добового графіка.

8.15. Платежі ДПЕ

8.15.1. Щомісячні платежі за послуги ДПЕ затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між ПМНЕ для визначення витрат за послуги ДПЕ (Д^эрр).

8.16. Додаткові платежі Постачальників

8.16.1. Якщо Рада ринку визнає, що Постачальник має здійснити оплату у зв'язку з вирішенням спірного питання, уточненням вимірів або іншим необхідним коригуванням, Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити нарахування додаткового платежу Постачальнику (Д ^спп ), який буде сплачений у термін, визначений Радою ринку.

8.17. Дотаційні сертифікати та компенсаційні платежі

8.17.1. Щомісячні обсяги дотацій для компенсації втрат від здійснення постачання електричної енергії за регульованим тарифом затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Д^пвр ).

8.17.2. Щомісячні обсяги компенсаційних платежів затверджуються НКРЕ і при розрахунку оптової ринкової ціни

рівномірно розподіляються Розпорядником системи розрахунків між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End (Д ^кпр ).

( Підрозділ 8.17 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005 )

8.18. Платежі на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії

8.18.1. Розпорядник системи розрахунків в кожному розрахунковому періоді фактичного добового графіка повинен здійснити нарахування платежу Постачальників на фінансування розвитку нетрадиційних джерел електроенергії (Д ^втр , грн) 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.

( Вважати Д^втр на 2004 рік таким, що дорівнює нулю згідно з Постановою НКРЕ N 1485 від 31.12.2003 )

Постановою НКРЕ N 1279 від 30.12.2004 ) ( Пункт із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1485 від 31.12.2003 )

8.19. Збір у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію

8.19.1. Розмір збору у вигляді цільової надбавки до діючого тарифу на електричну та теплову енергію (Д^інр ) встановлюється НКРЕ виходячи із сум збору, затверджених законом України про державний бюджет на відповідний рік. ( Абзац перший пункту 8.18.1 в редакції Постанови НКРЕ N 1279 від 30.12.2004 ) При розрахунку оптової ринкової ціни цей розмір збору рівномірно розподіляється між розрахунковими періодами на інтервалі від Start до End. ( Підрозділ в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 1485 від 31.12.2003, із змінами, внесеними згідно з Постановою НКРЕ N 19 від 14.01.2004 )

8.20. Оптова ринкова ціна та платежі Постачальників

8.20.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити розрахунок оптової ринкової ціни (Ц^орр ) згідно з формулою:

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 р формулою:

в п с ш рек зб вв эр зп пв S (Д + Д + Д - Д ) + S (Д + Д ) + Д + Д + Д + Д + н б бр бр бр бр в вр вр р р р р Ц + ---------------------------------------------------------- р рпр Э р вт ін кп Д + Д + Д р р р _____________ де S - знак суми.

К - коефіцієнт надбавок, що встановлюється Радою ринку та затверджується НКРЕ;

К^пср - коефіцієнт втрат у магістральних та міждержавних електромережах, який розраховується за формулою:

пс Э пс р К = -------------- р фо вн S Э + S Э бр ір

Де S - сума.

( Пункт із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005; пункт 8.20.1 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005 )

8.20.2. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника платіж за розрахунковий період за такою формулою:

Дэп пр = Эптпр х Цорр ,

де:

Э^птпр - фактичний обсяг купівлі електричної енергії у

розрахунковому періоді Постачальником на Оптовому ринку. ( Пункт 8.20.2 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005 )

8.20.3. Розпорядник системи розрахунків визначає для Постачальника платіж за розрахункову добу за такою формулою:

эп нп - ДЕЛЬТА Д - Д = Д + | 1 + -------- |, п п - нп - S Д п п

де: ДЕЛЬТА Д - небаланс платежів в Оптовому ринку, який виникає за рахунок округлення результатів розрахунків цін та платежів, визначається за формулою:

СГ СГ СГ цз р=Т аес р=Т двк-аес р=Т эр ДЕЛЬТА Д = S Д + S Д + S Д + S Д + в в р=1 р р=1 ср р=1 р СГ СГ СГ р=Т ВВ р=Т ВР р=Т ін нп + S Д + S Д + S Д - S Д , р=1 р р=1 р р=1 р п п нп Д - платіж Постачальника за розрахункову добу без врахування п небалансу платежів в Оптовому ринку, визначається за формулою:

СГ нп р=Т эп сп пв кп к Д = S Д + Д - Д - Д + Д , п р=1 пр п п п п де: пв Д - обсяг дотацій для компенсації втрат від здійснення п

постачання електричної енергії за регульованим тарифом для Місцевого постачальника за розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів дотацій, затверджених НКРЕ;

кп Д - обсяг компенсаційного платежу для Постачальника за п розрахункову добу, розрахований виходячи з щомісячних обсягів компенсаційних платежів, затверджених НКРЕ; к Д - сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у п зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу.

( Підрозділ доповнено пунктом згідно з Постановою НКРЕ N 699 від 02.07.2004, із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 372 від 24.05.2005; пункт 8.20.3 в редакції Постанови Національної комісії регулювання електроенергетики N 743 від 30.08.2005 )

8.20.4. Сумарний обсяг коригування платежу Постачальника у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України за розрахункову добу (Д^кп ) визначається за формулою:

к к(I) к(II) Д = Д + Д , п п п

к(I) к(II) де Д , Д - обсяг коригування платежу Постачальника п п

у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України, за розрахункову добу визначається за формулами:

к(I) (I) пт пв(I) для першого класу споживачів Д = S (Т х Э х К ); п т тм пт пт к(II) (II) пт пв(II) для другого класу споживачів Д = S (Т х Э х К ), п т тм пт пт де: пт Э - фактичний обсяг купівлі електричної енергії за пт

розрахункову добу Постачальником на Оптовому ринку, що здійснює свою діяльність на території відповідного постачальника електроенергії за регульованим тарифом;

пв(I) пв(II) К , К - питома вага прогнозованого місячного обсягу пт пт

купівлі Постачальником з Оптового ринку, віднесеного до відповідного класу споживачів на території ліцензіата з постачання електроенергії за регульованим тарифом, що надається Розпоряднику

пв(I) пв(II) системи розрахунків Місцевим постачальником. К + К = 1; пт пт (I) (II) Т , Т - вирівнювальна націнка (знижка) віднесена до тм тм

відповідного класу споживачів на територій ліцензіата з постачання електроенергії за регульованим тарифом, що затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника системи розрахунків. ( Підрозділ доповнено пунктом 8.20.4 згідно з Постановою НКРЕ N 743 від 30.08.2005 )

8.20.5. Вирівнювальна націнка (знижка) віднесена до відповідного класу споживачів на територій ліцензіата з постачання електроенергії за регульованим тарифом (Т ^(I)тм , Т^(IІ)тм )

визначається Розпорядником системи розрахунків за формулою: к(I) Д (I) тм для першого класу споживачів Т = ----- ; тм п(I) Э тм к(II) Д (II) тм для другого класу споживачів Т = ------ , тм п(II) Э тм п(I) п(II) де Э , Э - прогнозований місячний обсяг купівлі тм тм

електроенергії в Оптовому ринку постачальниками, які здійснюють постачання електроенергії на території здійснення ліцензованої діяльності постачальника за регульованим тарифом, віднесений до відповідного класу споживачів;

к(I) к(II) Д , Д - місячні обсяги коригування платежів тм тм

Постачальників, які здійснюють постачання електроенергії на території здійснення ліцензованої діяльності постачальника за регульованим тарифом для відповідного класу споживачів, у зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних тарифів на електроенергію для кожного із класів споживачів, крім населення, на території України. Зазначені місячні обсяги коригування платежів Постачальників затверджуються НКРЕ. ( Підрозділ доповнено пунктом 8.20.5 згідно з Постановою НКРЕ N 743 від 30.08.2005 )

8.21. Уточнення платежів Членам ринку за звітними місячними даними

8.21.1. Розпорядник системи розрахунків визначає середньозважені ціни за добу та місяць для кожного Виробника та Постачальника.

8.21.2. За даними пункту 6.2.7 та середньозважених цін Розпорядник системи розрахунків уточнює платежі всім Членам ринку та Сторонам Договору.

8.21.3. 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;

в - виробник;

м - розрахунковий місяць;

с - електростанція;

п - Постачальник;

р - розрахунковий період;

т - територія здійснення ліцензованої діяльності постачальника за регульованим тарифом;

і - зовнішній переток;

х - точки зростання;

гр - група блоків;

аес - атомна електростанція.

----------------------------------------------------------------------------- | Умовні | Одиниця виміру | Визначення | |позначення | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | дельта С | |допустиме відхилення рівня цінових заявок, | | | |що затверджується Радою ринку за поданням | | | |Розпорядника системи розрахунків та | | | |погоджується НКРЕ | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | С та D | |коефіцієнти обмеження, що характеризують | | (Бу) (Бу)| |співвідношення початково заявленого | | | |діапазону регулювання виробниками, які | | | |працюють за ціновими заявками, до | | | |нерівномірності графіку покриття "острова | | | |Бурштинської ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| |С та D | |коефіцієнти обмеження, що характеризують | |(ОЕС (ОЕС)| |співвідношення початково заявленого | | | |діапазону регулювання виробниками, які | | | |працюють за ціновими заявками, до | | | |нерівномірності графіку покриття іншої | | | |частини ОЕС України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пит(к) | |контрольна питома вартість блоку, грн./МВт | | С | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | Start-End | - |особливий розрахунковий період, який | | | |починається о 6:00 та закінчується о 23:00. | | | |Встановлюється Радою ринку за поданням | | | |Розпорядника системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | n | - |ступінь залежності погодинної ціни робочої | | | |потужності для першої групи блоків від | | | |нерівномірності графіку необхідного | | | |покриття, що затверджується НКРЕ за поданням| | | |Розпорядника системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | г | від 0 до 4 |група робочої потужності блоку в заданому | | N | |графіку навантаження | | бр | | |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | ф | від 0 до 4 |фактична група робочої потужності блоку | | N | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | дельта |відносні одиниці|допустиме відхилення виробництва блоком | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ВЗ | 0 чи 1 |ознака вимушеної роботи блоку відповідно до | | бр | |термінових та/або аварійних заявок | | | |Виробників | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ВП | 0 чи 1 |ознака фактичного пуску блоку | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ВР | 0 чи 1 |ознака роботи блока за вимогами режиму | | бр | |електромережі ОЕС України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ВС | 0 чи 1 |ознака роботи блока за вимогами режиму | | бр | |електромережі CENTREL | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | аес | грн. |платежі атомним електростанціям | | Д | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | 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 | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | Д | |платіж за маневреність для блоків, які | | бр(Бу) | грн. |працюють в "острові Бурштинської ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | Д | |платіж за маневреність для блоків, які | | бр(ОЕС) | грн. |працюють в інший частині ОЕС України |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | п | грн. |платіж блоку за пуск | | Д | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пв | грн. |обсяги дотацій для компенсації втрат від | | Д | |здійснення постачання електричної енергії за| | р | |регульованим тарифом | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | з | грн. |корегування платежів Постачальників | | Д | | | | пр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | зб | грн. |додатковий платіж Виробнику на виконання | | Д | |законодавчих актів та урядових рішень, | | вр | |погашення безнадійного боргу | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | зп' | грн. |корегування платежів Постачальників | | Д | |відповідно до платежів атомним | | р | |електростанціям | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | зп'' | грн. |корегування платежів Постачальників | | Д | |відповідно до платежів Виробникам, які не | | р | |працюють за ціновими заявками, та операторам| | | |зовнішніх перетоків, крім платежів атомним | | | |електростанціям | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ін | грн. |збір у вигляді цільової надбавки до діючого| | Д | |тарифу на електричну та теплову енергію | | р | | | | | | |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | к | грн. |сумарний обсяг коригування платежу | | Д | |Постачальника у зв'язку із застосуванням | | п | |єдиних роздрібних тарифів на електроенергію | | | |для кожного із класів споживачів, крім | | | |населення,на території України за | | | |розрахункову добу | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | к(I) к(II) | грн. |обсяг коригування платежу Постачальника у | |Д , Д | |зв'язку із застосуванням єдиних роздрібних | | п п | |тарифів на електроенергію для кожного із | | | |класів споживачів, крім населення, на | | | |території України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | к(I) к(II) | грн. |місячні обсяги коригування платежів | |Д , Д | |Постачальників, які здійснюють постачання | | тм тм | |електроенергії на території здійснення | | | |ліцензованої діяльності постачальника за | | | |регульованим тарифом для відповідного класу | | | |споживачів, у зв'язку із застосуванням | | | |єдиних роздрібних тарифів на електроенергію | | | |для кожного із класів споживачів, крім | | | |населення, на території України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | кп | грн. |обсяг компенсаційного платежу для | | Д | |Постачальника за розрахункову добу, | | п | |розрахований розрахункову добу, розрахований| | | |виходячи з щомісячних обсягів компенсаційних| | | | платежів, затверджених НКРЕ | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | кп | грн. |обсяги компенсаційних платежів для | | Д | |постачальників | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | нп | грн. |платіж Постачальника за розрахункову добу | | Д | |без врахування небалансу платежів в Оптовому| | п | |ринку | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пв | грн. |обсяг дотацій для компенсації втрат від | | Д | |здійснення постачання електричної енергії за| | п | |регульованим тарифом для Місцевого | | | |постачальника за розрахункову добу, | | | |розрахований виходячи з щоумісячних обсягів | | | |дотацій, затверджених НКРЕ |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | пв(I) пв(II)|відносні одиниці|питома вага прогнозованого місячного обсягу | |К ,К | |купівлі Постачальником з Оптового ринку, | | пт пт | |віднесеного до відповідного класу споживачів| | | |на території ліцензіата з постачання | | | |електроенергії за регульованим тарифом, що | | | |надаються Розпоряднику системи розрахунків | | | |Місцевим постачальником | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | (I) (II) |грн./МВт.год |вирівнювальна націнка (знижка), віднесена до| |Т , Т | |відповідного класу споживачів на території | | тм тм | |ліцензіата з постачання електроенергії за | | | |регульованим тарифом, що затверджується НКРЕ| | | |за поданням Розпорядника системи розрахунків| |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пт | МВт.год |фактичний обсяг купівлі електричної енергії | | Э | |за розрахункову добу Постачальником на | | п | |Оптовому ринку, що здійснює свою діяльність | | п | |на території відповідного постачальника | | п | |електроенергії за регульованим тарифом | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | п(I) п(II)| МВт.год |прогнозований місячний обсяг купівлі | |Э , Э | |електроенергії в Оптовому ринку | | тм тм | |постачальниками, які здійснюють постачання | | | |електроенергії на території здійснення | | | |ліцензованої діяльності постачальника за | | | |регульованим тарифом, віднесений до | | | |відповідного класу споживачів |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | реж | грн. |платіж за роботу блока за вимогами режиму | | Д | |електромережі ОЕС України та CENTREL | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | реж | грн. |платіж електростанції за роботу блока за | | Д | |вимогами режиму електромережі ОЕС України та| | ср | |CENTREL | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рек | грн. |додатковий платіж Виробнику на реконструкцію| | Д | |та модернізацію енергетичного обладнання | | вр | |Виробника | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм | грн. |платіж блоку за робочу потужність | | Д | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | с | грн. |додатковий платіж Виробнику в разі | | Д | |виникнення спірних питань | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | сп | грн. |додатковий платіж Постачальника в разі | | Д | |виникнення спірних питань | | п | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | цз | грн. |сумарний платіж за розрахункову добу, що | | Д | |сплачується Виробнику, який працює за | | в | |ціновими заявками | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ш | грн. |зменшення платежу блоку за порушення режиму | | Д | |роботи | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | э | грн. |платіж електростанції за відпущену в Оптовий| | Д | |ринок електроенергію | | ср | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | э | |розрахунковий платіж блоку за відпущену | | Д | грн. |електроенергію | | бр | | |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | эп | грн. |платіж, нарахований Постачальнику за | | Д | |розрахункову добу | | п | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | эп | грн. |платіж, нарахований Постачальнику за | | Д | |розрахунковий період | | пр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | эр | грн. |платіж за послуги ДПЕ | | Д | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ДЗ | 0 чи 1 |ознака заданої диспетчером зупинки блока | | бр | | | | | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ДП | 0 чи 1 |ознака заданого диспетчером пуску блока | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | розв | грн. |платіж блоку за розвантаження станції нижче | | Д | |мінімально допустимого складу обладнання | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | | |небаланс платежів в Оптовому ринку, який | |дельта Д | грн. |виникає за рахунок округлення результатів | | | |розрахунків цін та платежів |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | пт | грн./МВт.год |витрати на холостий хід блоку | | З | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | фпт | грн./МВт.год |фактичні витрати на холостий хід блоку | | З | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | гцс | грн./МВт.год |обмеження граничної ціни системи при | | К | |відсутності ціноутворюючих блоків, | | нкре | |встановлене НКРЕ | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | К | |коефіцієнт маневреності, який визначає | | max(Бу)| |максимальну ціну за маневреність для | | | |"острова Бурштинської ТЕС", що | | | |затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника| | | |системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | К | |коефіцієнт маневреності, який визначає | | мін(Бу)| |мінімальну ціну за маневреність для | | | |"острова Бурштинської ТЕС", що | | | |затверджується НКРЕ за поданням Розпорядника| | | |системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | К | |коефіцієнт маневреності, який визначає | | max(ОЕС)| |максимальну ціну за маневреність для іншої| | | |частини ОЕС України, що затверджується НКРЕ | | | |за поданням Розпорядника системи розрахунків| |-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | К | |коефіцієнт маневреності, який визначає | | мін(ОЕС)| |мінімальну ціну за маневреність для іншої | | | |частини ОЕС України, що затверджується НКРЕ | | | |за поданням Розпорядника системи розрахунків| |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пз | грн./МВт |регулюючий коефіцієнт, що затверджується | | К | |НКРЕ за поданням Розпорядника системи | | | |розрахунків |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | 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 | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | Э | |коригуючий коефіцієнт до платежів | | К | |виробників, які працюють за ціновими | | в | |заявками | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | М | 0 чи 1 |ознака маневреності блоку | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | Н | 0 чи 1 |ознака невиконання блоком диспетчерського | | бр | |графіка | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | в | 0 чи 1 |ознака вимушеної роботи блоку (0 - за | | Н | |вимогою системи, 1 - за заявкою Виробника) | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | нзц | |ознака необґрунтованого заниження рівня | | Н | |цінових заявок, 0 чи 1 | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | | 0 чи 1 |ознака обов'язкової роботи після | | ОВ | |капітального та середнього ремонту або | | бр | |реконструкції | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ОТ | 0 чи 1 |ознака знаходження блока поза резервом за | | б | |відсутністю палива | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ОР | 0 чи 1 |ознака згоди на відключення блоку (корпусу) | | б | |у випадку розвантаження станції нижче | | | |мінімально допустимого складуобладнання у | | | |разі виникнення несумісного режиму протягом | | | |усіх розрахункових періодів доби | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ПМНЕ | - |періоди максимального навантаження | | | |енергосистеми, які встановлюються | | | |Диспетчерським центром та затверджуються | | | |НКРЕ |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | Р | МВт |опорна потужність | | бх | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | вн | МВт |пропускна здатність зовнішнього перетоку | | Р | | | | і | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | г | МВт |заданий графік навантаження блока | | Р | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | м | МВт |максимальна потужність блока | | Р | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | 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 | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пк | | | | Р | МВт |величина покриття поточного розрахункового | | р(Бу) | |періоду в "острові Бурштинської ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пк | | | | Р | МВт |величина покриття поточного розрахункового | | бр(ОЕС) | |періоду іншої частини ОЕС України |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | рег | | | |дельта Р | МВт |заявлений діапазон регулювання блоків, які | | бр(Бу)| |працюють в "острові Бурштинської ТЕС", | | | |який визначається за наступними правилами | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рег | | | |дельта Р | МВт |заявлений діапазон регулювання блоків, які | | бр(ОЕС) |працюють в іншій частині ОЕС України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | 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 | | |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | нес | МВт |величина несумісної потужності, що | | Р | |визначається як різниця між сумарною | | р | |потужністю, яка складається із потужності | | | |виробників, що не працюють за ціновими | | | |заявками, потужності виробників, що працюють| | | |за ціновими заявками на мінімально | | | |допустимому складі обладнання станції, за | | | |вимогами режиму ОЕС України і відповідно до | | | |термінових та/або аварійних заявок | | | |Виробника, сумарного резерву на | | | |розвантаження за вимогами диспетчерського | | | |центру з одного боку та заданим покриттям з | | | |другого | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пит | грн./МВт.год |розрахункова заявлена ціна, визначена на | | С | |розрахунковий період максимального покриття | | б | |при умові роботи блока в період Start-End на| | | |максимальній заявленій робочій потужності | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | е | грн./МВт |питома економія витрат блока | | С | | | | б | | |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | СГ | год |тривалість добового графіку | | Т | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | 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 | | | | Ц | грн/МВт.год |ціна за маневреність для блоків, які | | бр(Бу) | |працюють в "острові Бурштинської ТЕС" | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | миз | |розрахункова прирощена ціна блока, яка | | Ц | грн./МВт.год |визначається для розрахункового періоду | | бр | |максимального покриття |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | мн | | | | Ц | грн/МВт.год |ціна за маневреність для блоків, які | | бр(ОЕС) | |працюють в інший частині ОЕС України | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | н | грн./МВт.год |націнка до оптової ринкової ціни | | Ц | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ок | грн./МВт.год |оптова ціна закупки | | Ц | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ор | грн./МВт.год |оптова ринкова ціни | | Ц | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | п | грн |вартість пуску блоку | | Ц | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пс | грн./МВт.год |гранична ціна системи | | Ц | | | | р | | |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | рз | грн./МВт.год |розрахункова ціна блоку | | Ц | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм | грн./МВт |ціна робочої потужності для блоків і-тої | | Ц | |групи | | р(і) | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм | грн./МВт |ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи| | Ц | |блоків, що затверджується НКРЕ за поданням | | (2) | |Розпорядника системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рм | грн./МВт |ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи | | Ц | |блоків, що затверджується НКРЕ за поданням | | (3) | |Розпорядника системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ххр | грн./год |розрахункова ціна холостого ходу блока | | Ц | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | хх | грн./год |ціна холостого ходу блока | | Ц | | | | б | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ЦЗ | грн. |середньозважена ціна продажу електроенергії | | Ц | |в Оптовий ринок Виробника, який працює за | | в | |ціновими заявками, за розрахункову добу | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | э | |середньозважена ціна за відпущену | | Ц | грн./МВт.год |електроенергію станцією Виробника, що працює| | ср | |за ціновими заявками | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | розв | грн./МВт |ціна 1 МВт розвантаження нижче мінімально | | Ц | |допустимого складу обладнання станції, яка | | | |затверджується НКРЕ за поданням | | | |Розпорядника системи розрахунків | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | max | | | | Э | МВт.год |заявлений максимальний обсяг виробітку блока| | бр | |в розрахунковий період |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | в+ | МВт.год |обсяг перевиробництва електроенергії, який | | Э | |пов'язаний із зміною режиму системи | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | в- | МВт.год |обсяг недовиробництва електроенергії, який | | Э | |пов'язаний із зміною режиму системи | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | г | МВт.год |заданий графік виробництва електроенергії | | Э | |блоком | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ГН | МВт.год |виробіток блока в кожному розрахунковому | | Э | |періоді в інтервалі від синхронізації до | | бр | |повного навантаження згідно з графіком | | | |навантаження | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | вн | МВт.год |зовнішній переток електричної енергії | | Э | |(імпорт та експорт) | | ір | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | пс | МВт.год |втрати електроенергії у магістральних та | | Э | |міждержавних електромережах | | р | | |

|-------------+----------------+--------------------------------------------| | пт | МВт.год |фактичний обсяг купівлі електричної енергії | | Э | |у розрахунковому періоді Постачальником на | | пр | |Оптовому ринку | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | рпт | МВт.год |фактичне розрахункове покриття | | Э | | | | р | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | д | МВт.год |виробіток електричної енергії, який заданий | | Э | |диспетчером | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | ф | МВт.год |фактичний виробіток блока | | Э | | | | бр | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | фо | МВт.год |фактичний відпуск електричної енергії | | Э | |станції | | ср | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | фо | МВт.год |фактичний відпуск електроенергії атомними | | Э | |електростанціями | | аеср | | | |-------------+----------------+--------------------------------------------| | фо | МВт.год |сума фактичного відпуску електроенергії | | Э | |Виробниками, які не працюють за ціновими | | ср-аес | |заявками, крім атомних електростанцій, та | | | |фактичного сумарного обсягу імпортованої та | | | |експортованої електроенергії. | -----------------------------------------------------------------------------

( Додаток А із змінами, внесеними згідно з Постановами Національної комісії регулювання електроенергетики N 1049 ( v1049227-03 ) від 17.10.2003, N 1485 від 31.12.2003, N 19 від 14.01.2004, N 258 від 19.03.2004, N 699 від 02.07.2004, N 1081 від 08.11.2004, N 372 від 24.05.2005, N 440 від 15.06.2005, N 612 від 04.08.2005, N 681 від 17.08.2005, N 743 від 30.08.2005 )

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^поч _ком ;

б) найменування ТЕС та номер блоку; в) час (година : хвилина), з якого починається виконання команди диспетчера t ^почком ;

г) час (година : хвилина), на який повинна бути виконана команда диспетчера t ^кінцком ;

д) величина потужності, на яку повинен бути завантажений енергоблок на час виконання команди Р^дком ;

е) ознака наданої команди П ^д _ком (на вимогу системи - 0, за заявкою генеруючої компанії - 1).

Вважається, що зміна навантаження енергоблоку в інтервалі між t^почком та t ^кінкомц здійснюється по лінійному закону. Після набору навантаження енергоблоку до величини Р^дком її значення залишається 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 t ^почком(к) та t^кінцком(к-1) рівними значенню поточному цілому часу, а Р^дком рівним величині планового навантаження за цей час.

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 до часу початку виконання К-ї команди t ^почком(k) >= t^кінцком(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).

Додаток В
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

Порядок розрахунку цінових заявок

1. Розрахунок середньозваженої ціни умовного палива

1.1. Середньозважена ціна умовного палива на виробництво електричної енергії (Ц ^упеб , грн./т.у.п.) розраховується за формулою:

нп е Ц х 7000 r упе бк бк Ц = S (----------- х ----------), б к нп 100 Q бк де:

к - вид натурального палива (вугілля, газ, мазут), підрядковий індекс;

нп Ц - ціна натурального палива з урахуванням витрат на бк транспортування (без ПДВ), грн./т, грн./тис. куб.м; нп Q - тепломісткість натурального палива, ккал/кг; бк

r ^ебк - відсоток використання натурального палива на виробництво електроенергії, %;

S - знак суми.

1.2. Середньозважена ціна умовного палива на пуск блоку Ц ^уппб , грн./т.у.п) розраховується за формулою:

нп              е                  Ц   х 7000      r       упп         бк              бк      Ц    = S  (----------- х ----------),       б     к     нп             100                  Q                   бк

де r^ебк - відсоток використання натурального палива на пуск блоку, %;

де r _бк - відсоток використання натурального палива на пуск блоку, %;

S - знак суми.

2. Розрахунок вартості пуску блоку

2.1. Для моноблоків розраховуються чотири вартості пусків блоку із відповідних теплових станів блоку - гарячого, двох напівпрохолодних та холодного (Ц^пб , грн.) за формулою:

п напівпрохолодних та холодного (Ц , грн.) за формулою: б п упп п Ц = Ц х В , б б б п де В - витрати умовного палива на пуск моноблоку б з відповідного теплового стану, т.у.п.

2.2. Для двокорпусних блоків розраховуються: а) чотири вартості пусків першого корпусу котла

п1 з турбоагрегатом із відповідних теплових станів (Ц , грн.) б за формулою: п1 упп п1 Ц = Ц х В , б б б

де В^п1 б - витрати умовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом з відповідного теплового стану, т.у.п.;

б) вартість пуску (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом (Ц^п2б , грн.) за формулою:

п2    упп    п2      Ц   = Ц    х В       б     б      б

де В^п2б - витрати умовного палива на пуск (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом, т.у.п.

2.3. Витрати умовного палива на пуск моноблоку (В^пп), витрати умовного палива на пуск першого корпусу котла з турбоагрегатом (В^п1б) та витрати умовного палива на пуск (підключення) другого корпусу котла з турбоагрегатом (Вп2 б ) визначаються Виробниками згідно із затвердженими центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, енергетичними характеристиками обладнання блоків, які експлуатуються виробниками.

3. Розрахунок прирощених цін на відпущену електроенергію 3.1. Виробник здійснює вибір не менше двох та не більше чотирьох опорних точок потужностей блоку (корпусу) ( Р _бх , МВт) за умови, що в усіх розрахункових періодах доби Р < = Р^рmіnбр, де Р^рmіnбр - мінімальна заявлена робоча потужність
блока.

3.2. Витрати умовного палива за годину роботи блоку (корпусу) на відповідних опорних точках потужності (В _бх , кг/год) розраховуються за формулою:

п В = Р х b , бх бх бх

де b^пбх - прогнозовані питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію, г/кВт.год.

3.3. Прогнозовані питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію (b^пбх ) визначаються за такими правилами:

сум п вн сум а) якщо дельта > 0, то b = b + дельта b , бх бх бх бх сум п вн б) якщо дельта b <= 0, то b = b , бх бх бх

де:

b^внбх - вихідні нормативні питомі витрати умовного палива на відпущену електроенергію, що визначаються за кривою графіка вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного типу блоку (корпусу), затвердженою центральним органом виконавчої влади, що здійснює управління в електроенергетиці, г/кВт.год;

дельта b ^сумбх - сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію, г/кВт.год. витрат умовного палива на відпущену електроенергію, г/кВт.год.

3.4. Сумарна поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію (дельта b^сум бх ) визначається за формулою:

сум дельта b = S Дb , бх j бхj де S - знак суми де дельта b - бхj

j-та поправка до вихідних нормативних питомих витрат умовного палива на відпущену електроенергію щодо прогнозованих на наступну розрахункову добу умов роботи блока (корпуса), що відрізняються від умов, згідно з якими побудована крива графіку вихідних нормативних питомих витрат умовного палива відповідного типу блоку (корпусу), г/кВт.год. 3.5. Прирости витрат умовного палива на зміну потужності моноблоку (дельта В , кг/МВт.год) розраховуються за формулою:

бх а) для першої опорної точки потужності (Р ): б1 хх В - В б1 б дельта В = ----------- б1 Р б1

де В^ххб - витрати умовнго палива за годину роботи моноблоку на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.1.2 цього порядку, грн/год;

б) для інших опорних точок потужностей блоку ( Р_бх ):

В - В бх бх-1 дельта В = --------------. бх Р - Р бх бх-1

3.6. Прирости витрат умовного палива на зміну потужності двокорпусного блоку ( дельта В ) розраховуються за формулою:

бх а) для першої опорної точки потужності (Р ): б1 хх1 В - В б1 б дельта В = -----------; б1 Р б1 б) для другої опорної точки потужності (Р ): б2 В - В б2 б1 ДВ = ---------- ; б2 Р - Р б2 б1

( Підпункт "б" пункту 3.6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1193 від 10.12.2004 )

в) для третьої опорної точки потужності (Р ): б3 хх2 В - В б3 б дельта В = ----------- ; б3 Р б3 г) для четвертої опорної точки потужності (Р ): б4 В - В б4 б3 ДВ = ------------ ; б4 Р - Р б4 б3

де В^хх1б та В^хх2б- витрати умовного палива за годину роботи двокорпусного блоку в однокорпусному та двокорпусному режимі на холостому ході, що визначається згідно з пунктом 4.2.2 цього порядку, грн/год. ( Підпункт "г" пункту 3.6 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1193 від 10.12.2004 )

3.7. Якщо в результаті розрахунку не виконується умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива на зміну потужності, Виробник вибирає інші опорні точки потужності блоку (корпусу), для яких здійснює перерахунок приростів витрат умовного палива на зміну потужності. Для двокорпусних блоків умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива між другою та третьою опорними точками потужності може не виконуватись у випадку, коли перша і друга опорні точки потужності відповідають роботі двокорпусного блоку в однокорпусному режимі, а третя і четверта опорні точки потужності - роботі блоку в двокорпусному режимі. Цей розрив має відповідати нормативним характеристикам конкретного тепломеханічного обладнання.

3.8. Для вибраних опорних точок потужності, для яких виконується умова монотонного зростання приростів витрат умовного палива на зміну потужності, розраховуються прирощені ціни блоку (корпусу) (Ц ^збх , грн./МВт.год) за формулою:

з упе Ц = Ц х ДВ /1000. бх б бх

4. Розрахунок ціни холостого ходу блоку

4.1. Розрахунок ціни холостого ходу для моноблоків

4.1.1. Ціна холостого ходу для моноблоків (Ц^ххб , грн./год) розраховується за формулою:

хх упе хх Ц = Ц х В /100. б б б

4.1.2. Витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на холостому ході (В^ххб ) визначаються за такими правилами:

а) якщо в розрахункові періоди, що знаходяться в інтервалі End < = р < = Start, виконуються умови

pmax pmin (Р - Р бр бр нmіn min ---------------- > = 0,5 та Р > Р > 0, pmax б б Р бр min min (В - В хх min б(+дельта) б min хх то В = В - ------------------ х Р х К , б б дельта Р б б

де:

Р^нmіnб - технічний мінімум навантаження моноблоку, МВт;

Р^рmахбр - максимальна заявлена робоча потужність блока, МВт;

Р^mіnб - мінімальна робоча потужність, яка в усіх випадках більше нуля та визначаєтьсяяк мінімальна із мінімальних заявлених робочих потужностей блоку (Р^рmіnб ) в розрахункових періодах, що знаходяться в інтервалі End < = р < = Start, за формулою:

min pmin Р = min (Р ); б бр min Р - опорна точка потужності, наступна після б(+дельта) мінімальної робочої потужності моноблока визначається за формулою: min min Р = Р + дельта Р ; б(+дельта) б б

дельта Р_б - приріст потужності, МВт;

В^mіnб - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку на мінімальній робочій потужності (Р^mіnб ), кг/год;

В^mіnб(+ дельта) - витрата умовного палива за годину роботи моноблоку на опорній точці потужності, наступній після мінімальної робочої потужності (Р^mіnб(+дельта) ), кг/год;

К^хх - коригуючий коефіцієнт холостого ходу, К^хх = 0,9;

( Підпункт "а" пункту 4.1.2 із змінами, внесеними згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1193 від 10.12.2004 ) б) в інших випадках:

нmіn нmіn (В - В ) хх нmіn б(+дельта) б нmіn хх В = В - ---------------------- х Р х К , б б дельта Р б б де: нmіn Р - опорна точка потужності, наступна після б(+дельта) мінімуму моноблоку, визначається за формулою: нmіn нmіn Р = Р + дельта Р ; б(+дельта) б б нmіn В - витрати умовного палива за годину роботи моноблоку б нmіn на технічному мінімумі навантаження (Р ), кг/год; б нmіn В - витрати умовного палива за годину роботи б(+дельта) моноблоку на опорній точці потужності, наступній після технічного нmіn мінімуму навантаження (Р ), кг/год. б(+дельта)

4.2. Розрахунок ціни холостого ходу для двокорпусних блоків

4.2.1. Ціна холостого ходу для двокорпусних блоків розраховується за формулою:

а) для однокорпусного режиму роботи блоку:

хх1 упе хх1 Ц = Ц х В /1000, б б б

де В^хх1_б - витрати умовного палива за годину роботи блоку на холостому ході в однокорпусному режимі, кг/год;

б) для двокорпусного режиму роботи блоку:

хх2 упе хх2 Ц = Ц х В /1000, б б б

де В^хх2_б - витрати умовного палива за годину роботи блоку на холостому ході в двокорпусному режимі, кг/год.

4.2.2. Витрати умовного палива за годину роботи двокорпусного блоку на холостому ході розраховуються за формулою: а) для однокорпусного режиму роботи блоку:

нmіn1 нmіn1 ( В - В ) хх1 нmіn1 б(+дельта) б нmіn1 хх В = В - ------------------------- х Р х К , б б дельта Р б б

де:

Р^нmіn1б - технічний мінімум навантаження першого корпусу, МВт;

Р^нmіnб(+дельта) - опорна точка потужності, наступна після технічного мінімуму навантаження першого корпусу, визначається за формулою:

нmіn нmіn Р = Р + дельта Р ; б(+дельта) б б

В^нmіnб - витрати умовного палива за годину роботи блоку на технічному мінімумі навантаження першого корпусу (Р^нmіn1б ), кг/год;

В^нmіnб(+дельта) - витрати умовного палива за годину роботи блоку на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму навантаження першого корпусу (Р^нmіn1б(+дельта) ), кг/год;

б) для двокорпусного режиму роботи блоку:

нmіn2 нmіn2 (В - В хх2 нmіn2 б(+дельта) б нmіn2 хх В = В - ----------------------- х Р х К , б б дельта Р б б

де: нmіn2 Р - технічний мінімум навантаження двокорпусного блоку, б МВт; нmіn2 Р - опорна точка потужності, наступна після б(+дельта)

технічного мінімуму навантаження двокорпусного блоку, визначається за формулою:

нmіn2 нmіn Р = Р + дельта Р ; б(+дельта) б б нmіn2 В - витрати умовного палива за годину роботи блоку б нmіn2 на технічному мінімумі навантаження двокорпусного блоку (Р ), б кг/год; нmіn2 В - витрати умовного палива за годину роботи блоку б(+дельта) на опорній точці потужності, наступній після технічного мінімуму нmіn2 навантаження двокорпусного блоку (Р ), кг/год. б(+дельта)

4.3. Визначення приросту потужності

4.3.1. Приріст потужності (дельта Р ) визначається за такими б правилами: У дельта Р = 5 МВт - для моноблоків Р < = 210 МВт б б У та однокорпусного режиму двокорпусних блоків 210 < Р < = 325 МВт; б дельта Р = 10 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму б У блоків 210 < Р < = 325 МВт; б дельта Р = 15 МВт - для однокорпусного режиму двокорпусного б У блоку 325 < Р < = 800 МВт; б дельта Р = 20 МВт - для моноблоків та двокорпусного режиму б У двокорпусних блоків 325 < Р < = 800 МВт, б У де Р - встановлена потужність блоку, МВт. б

4.4. Встановлення технічного мінімуму навантаження блоку (корпусу)

нmіn 4.4.1. Технічний мінімум навантаження моноблоку (Р ), б нmіn двокорпусного блоку ( Р ) та першого корпусу двокорпусного б нmіn1 блоку (Р ) та встановлюється згідно з узгодженим рішенням б

технічних керівників виробника на підставі даних заводів-виробників устаткування, умов і режимів роботи, зазначених в інструкції з експлуатації, та доведений до відома диспетчерського центру. ( Правила доповнено Додатком В згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 1081 від 08.11.2004 )

Додаток Г
до Правил Оптового ринку
електричної енергії України

Мінімально допустимий склад обладнання
електростанцій, що входять до складу виробників,
які працюють за ціновими заявками

----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- | N | Назва виробника | Варіанти | Мінімально допустима кількість блоків з мінімальним навантаженням, що мають знаходитись в роботі для | |з/п| та станції, яка | включення | забезпечення надійної роботи станції, в залежності від середньодобової температури зовнішнього повітря | | | входить до його | обладнання |------------------------------------------------------------------------------------------------------------| | | складу | |t.>=10 град С |10 град С > |5 град С > |0 град С > |-5град С > t.>=|-10град С > t>= | t < -15 град С | | | | | |t.>=5 град С |t >=0 град С |t.>= -5град С| -10град С | -15град С | | | | |----------------+--------------+--------------+-------------+-------------+---------------+----------------+-----------------| | | | N |N блоків|кіль- |мініма-|кіль- |мініма-|кіль-|мініма-|кіль-|мініма-|кіль-|мінімаль-|кіль- |мінімаль-|кількіс|мінімаль-| | | |варіант| |кість |лььне |кість | льне |кість| льне |кість| льне |кість| не |кість | не | ть | не | | | | у | |блоків|наван- |блоків|наван- |бло- |наван- |бло- |наван- |бло- |наванта- |блоків|наванта- |блоків |наванта- | | | | | | |таження| |таження|ків |таження|ків |таження|ків | ження | | ження | | ження | | | | | | |блоку, | |блоку, | |блоку, | |блоку, | | блоку, | | блоку, | | блоку, | | | | | | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт | | МВт | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |2 |Слов'янська ТЕС |варіант| 7 | 0,5 | 300 | 0,5 | 300 | 0,5 | 300 | 0,5 | 330 | 1 | 580 | 1 | 580 | 1 | 580 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |3 |Старобешівська |варіант| 4-13 | 2 | 140 | 2 | 140 | 2 | 150 | 3 | 140 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 160 | | |ТЕС | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |4 |Запорізька ТЕС |варіант| 1-4 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 230 | 3 | 250 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |5 | | | 5-7 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |6 | |варіант| 1-4 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 200 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 280 | | | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |7 | | | 5-7 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 540 | 1 | 600 | 1 | 650 | 1 | 720 | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |8 |Криворізька ТЕС |варіант| 1-10 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 235 | 3 | 225 | 3 | 230 | 3 | 250 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | |

|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |9 |Придніпровська |варіант| 7-10 | 1 | 105 | 2 | 105 | 2 | 110 | 2 | 120 | 3 | 105 | 3 | 130 | 3 | 135 | | |ТЕС | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |10 | | | 11-14 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 230 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 275 | |---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |11 | |варіант| 7-10 | 2 | 105 | 2 | 105 | 2 | 110 | 2 | 120 | 3 | 105 | 3 | 130 | 3 | 135 | | | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |12 | | | 11-14 | - | - | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 230 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 275 | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |13 |Бурштинська ТЕС |варіант| 1-12 | 2 | 130 | 2 | 160 | 3 | 130 | 3 | 130 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 170 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |14 |Добротвірська ТЕС|варіант| 4-6 | 2 | 80+50 | 2 | 80+70 | 1 | 70 | 1 | 80 | 2 | 80+50 | 2 | 80+70 | 2 | 80+80 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |15 | | | 7,8 | - | - | - | - | 1 | 110 | 1 | 110 | 1 | 110 | 1 | 120 | 1 | 130 | |---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |16 | |варіант| 4-6 | 1 | 50 | 1 | 50 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | | | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |17 | | | 7,8 | 1 | 105 | 1 | 105 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |18 |Ладижинська ТЕС |варіант| 1-6 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 225 | 3 | 250 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |19 |Вуглегірська ТЕС |варіант| 1-4 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 230 | 3 | 250 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |20 | | | 5-7 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |21 | |варіант| 1-4 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 190 | 1 | 200 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 280 | | | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |22 | | | 5-7 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 500 | 1 | 540 | 1 | 600 | 1 | 650 | 1 | 720 |

|---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |23 |Зміївська ТЕС |варіант| 1-6 | 1 | 140 | 1 | 140 | 2 | 140 | 2 | 140 | 2 | 150 | 2 | 150 | 2 | 160 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |24 | | | 7-10 | 1 | 210 | 1 | 210 | 1 | 210 | 1 | 210 | 1 | 230 | 1 | 250 | 1 | 270 | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |25 |Трипільська ТЕС |варіант| 1-4 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |26 | | | 5,6 | 2 | 190 | 2 | 245 | 2 | 275 | - | - | - | - | - | - | - | - | |---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |27 | |варіант| 1-4 | 1 | 225 | 1 | 225 | 1 | 230 | 1 | 245 | 1 | 275 | 2 | 240 | 2 | 250 | | | | 2 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |28 | | | 5,6 | 1 | 140 | 1 | 150 | 1 | 150 | 1 | 250 | 1 | 250 | 1 | 220 | 1 | 240 | |---| |-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |29 | |варіант| 1-4 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 225 | 2 | 235 | 2 | 250 | 3 | 225 | 3 | 245 | | | | 3 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |30 | | | 5,6 | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | - | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |31 |Зуївська ТЕС |варіант| 1-4 | 2 | 190 | 2 | 190 | 2 | 210 | 2 | 250 | 3 | 200 | 3 | 225 | 3 | 250 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |32 |Курахівська ТЕС |варіант| 3-9 | 2 | 140 | 2 | 140 | 2 | 140 | 3 | 140 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 165 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |33 |Луганська ТЕС |варіант| 9-11, | 2 | 140 | 2 | 140 | 2 | 150 | 3 | 140 | 4 | 140 | 4 | 150 | 4 | 165 | | | | 1 | 13-15 | | | | | | | | | | | | | | | |---+-----------------+-------+--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |34 |Харківська ТЕЦ-5 |варіант| 1,2 | 2 | 50 | 2 | 70 | 1 | 50 | 1 | 70 | 1 | 90 | 1 | 90 | 1 | 100 | | | | 1 | | | | | | | | | | | | | | | | |---| | |--------+------+-------+------+-------+-----+-------+-----+-------+-----+---------+------+---------+-------+---------| |35 | | | 3 | - | - | - | - | 1 | 140 | 1 | 150 | 1 | 170 | 1 | 210 | 1 | 230 | -----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

( Правила доповнено Додатком Г згідно з Постановою Національної комісії регулювання електроенергетики N 681 від 17.08.2005 )