НАЦІОНАЛЬНА КОМІСІЯ РЕГУЛЮВАННЯ ЕЛЕКТРОЕНЕРГЕТИКИ УКРАЇНИ
П О С Т А Н О В А
N 1209 від 31.10.2002
Про затвердження рішення Ради
ринку від 17.10.2002 щодо внесення змін до Правил
Оптового ринку електричної енергії України
Згідно з повноваженнями, наданими Законом України "Про
електроенергетику" ( 575/97-ВР ), Указом Президента України від
21 квітня 1998 року N 335 ( 335/98 ) "Питання Національної комісії
регулювання електроенергетики України", відповідно до рішення Ради
ринку від 17.10.2002 (пункт 8.1 протоколу N 16 засідання Ради ОРЕ
від 17.10.2002) Національна комісія регулювання електроенергетики
України П О С Т А Н О В Л Я Є:
I. Затвердити рішення Ради ринку від 17.10.2002, згідно з
якими до Правил Оптового ринку електричної енергії України,
затверджених постановою НКРЕ від 12.11.97 N 1047а ( va047227-97,
n0002227-96 ), внести такі зміни та доповнення:
1. Доповнити пункт 2.1.1 (2) такими даними:
"мінімальна тривалість часу між послідовними пусками різних
блоків (корпусів);
пуск
регламентна тривалість пуску блоку (корпусу) (Т ) з
б
різних теплових станів (гарячого, двох напівпрохолодних та
холодного);
мінімальна кількість блоків по "живучості" електростанції на
весняно-літній та осінньо-зимовий період".
2. Перший абзац Частини III "Дані заявок" викласти в такій
редакції:
"Кожен день, не пізніше 9-30, всі виробники електричної
енергії повинні надавати Розпоряднику системи розрахунків набір
заявлених цін та декларацію щодо робочої потужності на наступну
добу для кожного блока, який не знаходиться в ремонті та може бути
включений в роботу протягом 24 годин. Набір заявлених цін має
відображати рівень цін, за якими виробник електричної енергії
спроможний відпускати електроенергію в Оптовий ринок електричної
енергії. Заявка робочої потужності має відображати потенційну
спроможність кожного блока виробляти електроенергію в кожний
розрахунковий період наступної доби".
3. Замінити по тексту Правил Оптового ринку електричної
енергії України слова "виробники електричної енергії, які не мають
двосторонніх договорів з ДПЕ" на "виробники електричної енергії,
які працюють за ціновими заявками", а також слова "виробники
електричної енергії, що мають двосторонні договора з ДПЕ" на слова
"виробники електричної енергії, які не працюють за ціновими
заявками".
4. В пункті 3.1.1 (1) замінити слова "i для блоків з
р min
двохкорпусними котлами. У всіх випадках Р > Р " на "для
б1 бр
двокорпусних блоків та корпусів двокорпусних блоків. У всіх
рmin
випадках Р < = Р ".
бх бр
5. Пункт 3.1.1 (2) викласти в редакції:
n
"(2) чотири вартості пуску блока з резерву (Ц ), які
б
відображають тепловий стан блока (холодний, два напівпрохолодних,
гарячий), в тому числі для двокорпусних блоків - чотири вартості
n1
пусків першого корпусу котла з турбоагрегатом (Ц ) та вартість
б
n2
пуску (підключення) другого корпусу котла (Ц ) для вказаних
б
вище станів. Вартості пуску відображаються цілими числами, грн".
6. Пункт 3.1.1 (3) викласти в редакції:
xx
"(3) ціну холостого ходу блока (Ц ), в тому числі для
б
двокорпусних блоків подається ціна холостого ходу для
xx1
однокорпусного режиму роботи (Ц ) та ціна холостого ходу
б
xx2
блока для двокорпусного режиму роботи (Ц ), які відображаються
б
цілими числами, грн/год".
7. Пункт 3.1.1 (5) викласти в редакції:
p
"(5) мінімальна тривалість роботи (Т ) між послідовними
б
0
циклами зупинки блока та мінімальна тривалість простою (Т ) між
б
послідовними циклами роботи блока, год".
8. Доповнити пункт 3.1.1 підпунктом (8) наступної редакції:
"(8) ознака обов'язкової роботи (Ов = 1) - обов'язкового
б
включення блоку в роботу після капітального та середнього ремонтів
або реконструкції для випробувань з подальшим переведенням його до
резерву (роботоспроможного стану). В іншому випадку ознака не
декларується (Ов = 0). Блоки, які декларують ознаку обов'язкової
б p max p min
роботи (Ов = 1) працюють по заявленому графіку (Р = Р )
б бр бр
погодженому з диспетчерським центром та ДПЕ".
9. Пункт 3.1 доповнити підпунктом 3.1.3 наступної редакції:
"3.1.3. Всі виробники електричної енергії, які працюють за
ціновими заявками, щоденно повинні надавати загально станційні
дані, що містять кількість маневрених блоків за ознакою
пуску/зупинки, які можливо зупиняти та вводити в дію протягом
розрахункової доби (одним числом). Вказана кількість не повинна
перевищувати кількості заданих маневрених блоків за ознакою
пуску/зупинки згідно з пунктом 3.1.1 та кількості блоків, які
можуть бути зупинені за цією ознакою без порушення мінімально
допустимого складу обладнання по "живучості" станції".
10. В пункті 3.5 замінити слово "постачальників" на
"виробників".
11. Доповнити підпункт 3.5.1 таким реченням:
"Заявлена максимальна робоча потужність блока в години
нічного навантаження не повинна перевищувати заявлену максимальну
робочу потужність блока в години максимального навантаження".
12. Доповнити підпункт 3.5.2 таким реченням:
"Заявлена мінімальна робоча потужність блока в години
максимального навантаження не повинна бути нижчою ніж заявлена
мінімальна робоча потужність блока в години нічного навантаження".
13. Підпункт 3.5.3 (1) викласти в наступній редакції:
"(1) М = 1 для всіх розрахункових періодів доби, якщо блок
бр
чи один з корпусів його котла може бути зупинений та введений в
дію протягом зазначеної доби згідно з наданими в заявці технічними
p 0
параметрами Т, Т ".
б б
14. В пункті 5 замінити слова "диспетчерам НДЦ та РДЦ" на
"диспетчерському центру".
15. Пункт 5.1 викласти в редакції:
"5.1. Вибір складу обладнання та заданий графік
навантаження".
16. В пункті 5.1.1 замінити слова "розділу 4" на "частини IV"
та слова "розділу 3" на "частини III", а також доповнити підпункт
таким текстом:
"Для виробників електричної енергії, які працюють за ціновими
заявками, Розпорядник системи розрахунків повинен здійснити:
(1) вибір складу обладнання на розрахунковий період
максимального покриття навантаження від найдешевшого до
найдорожчого блока за їх питомою вартістю згідно з ціновими
пропозиціями, виходячи з наступних умов:
p max
1) якщо Р < = Р < Р , то
б1 бр б2
xx з з uз p max
Ц + Ц x Р + 0,5 x [(Ц + Ц ) x (Р - Р )]
пит б б1 б1 б1 б12 бр б1
С = ---------------------------------------------------------- ,
б p max
Р
бр
uз з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц
б12 б1 б2
p max
2) якщо Р < = Р < Р , то
б2 бр б3
xx з з з з uз p max
Ц + Ц x Р + 0,5 x [(Ц + Ц ) x (Р - Р ) + (Ц + Ц ) x (Р - Р )]
пит б б1 б1 б1 б2 б2 б1 б2 б23 бр б2
С = ---------------------------------------------------------------------------------------------- ,
б p max
Р
бр
uз з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц
б23 б2 б3
p max
3) якщо Р < = Р < Р , то
б3 бр б4
xx з з з з з з uз p max
Ц + Ц x Р + 0,5 x [(Ц + Ц ) x (Р - Р ) + (Ц + Ц ) x (Р - Р ) + (Ц + Ц ) x (Р - Р )]
пит б б1 б1 б1 б2 б2 б1 б2 б3 б3 б2 б3 б34 бр б3
С = ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------ ,
б p max
Р
бр
uз з з
де Ц - точка інтерполяції між Ц та Ц .
б34 б3 б4
При виборі складу обладнання Розпорядник системи розрахунків
повинен враховувати наступні технологічні особливості:
забезпечення мінімального складу працюючих блоків за вимогами
режиму ОЕС України (мережні обмеження);
забезпечення мінімального складу працюючих блоків по
"живучості" кожної станції (станційні обмеження). У разі
несумісності режиму між заданим (очікуємим) покриттям та
мінімальним складом працюючих блоків по "живучості" станції
Розпорядник системи розрахунків може знижати цей склад до
фактичного, який досягався в ретроспективних режимах, для
забезпечення сталої та надійної роботи енергосистеми в умовах
запобігання збільшення зростання частоти електричного струму;
забезпечення обов'язкової роботи блоків після капітального та
середнього ремонтів або реконструкції для проведення випробувань з
подальшим переведенням їх до резерву. При цьому такі блоки
включаються в роботу за погодженням з диспетчерським центром та
ДПЕ за ознакою обов'язкової роботи Ов = 1 незалежно від величини
б
цінових пропозицій, наданих виробником на них;
забезпечення 72-х годинної роботи моноблоків 300, 800 МВт та
двокорпусних блоків 300 МВт відповідно до пропозицій виробників
щодо маневреності блоків за ознакою пуску/зупинки М = 1;
бр
у разі недостатньої кількості маневрених блоків з ознакою
пуску/зупинки М = 1 для забезпечення режимних вимог Розпорядник
бр
системи розрахунків має можливість за погодженням з виробниками
встановити блокам 100 МВт, 150 МВт, 200 МВт та двокорпусним блокам
p
300 МВт вказану ознаку з відповідними технічними параметрами Т ,
0 б
Т (за параметрами аналогічних блоків станції або за
б
ретроспективними даними цінових заявок станції) для зупинки і
подальшого пуску блока без порушення мінімально можливого складу
обладнання по "живучості" станції. При відсутності погодження з
боку виробників на додаткову зупинку блоків Розпорядник системи
розрахунків може примусово встановлювати блокам 100 МВт, 150 МВт,
200 МВт та двокорпусним блокам 300 МВт ознаку пуску/зупинки М = 1
бр
за принципами викладеними в підпункті (2). Якщо вказані дії не
дозволяють розробити збалансований графік навантаження на
розрахункову добу або добу, наступну за розрахункову, то
Розпорядник системи розрахунків може замінити в графіку
навантаження моноблоки 300 МВт, 800 МВт на блоки 100 МВт, 150 МВт,
200 МВт та двокорпусні блоки 300 МВт за ознакою пуску/зупинки
блоку (або корпусу);
графіки-завдання пуску блоків з різних теплових станів;
мінімальну тривалість часу між послідовними пусками блоків;
(2) вибір складу обладнання на розрахунковий період
мінімального покриття навантаження зі складу, визначеного згідно з
підпунктом (1) з відключенням блоків з ознакою маневреності М = 1
бр
в порядку від найдорожчого до найдешевшого за їх питомою економією
витрат між вартістю роботи на заявленому мінімальному навантаженні
в період End-Start та вартістю пуску блоку за формулою:
для моноблоків
p = Start xx з (uз) p min n
S (Ц + Ц x Р ) - Ц
e p = End б бx бр б
С = ---------------------------------------------
б p min
Р
бр
де:
S - сума.
для двокорпусних блоків у разі можливості зупинки корпусу
котла за ознакою пуску/зупинки:
p = Start xx2 з (uз) p min n2
S (Ц + Ц x Р ) - Ц
e p = End б бx бр б
С = --------------------------------------------- ,
б p min
Р
бр
де:
S - сума.
з (uз)
Ц - прирощена заявлена (або інтерпольована) ціна
бx p min
блоку для заявленого мінімального навантаження Р в
бр
розрахунковий період мінімального покриття;
(3) вибір складу обладнання у всіх інших розрахункових
періодах, з перевіркою на можливість послідовного відключення
блоків в кожному розрахунковому періоді від найдорожчого до
найдешевшого блоку для виробників, визначених згідно з підпунктом
(1), виходячи з порядку їх розташування за результатами підпункту
(2) та маневреності М = 1 за ознакою пуску/зупинки з
бр p 0
відповідними технічними параметрами Т , Т ;
б б
(4) розподіл навантаження в кожному розрахунковому періоді за
монотонно зростаючими прирощеними цінами між вибраними до складу
працюючого обладнання блоками згідно з підпунктами (1), (2), (3),
який забезпечує мінімальні витрати в системі на основі очікуваного
режиму електричної мережі з урахуванням технологічних витрат
активної потужності в ній;
(5) визначення порядку пуску блоків з резерву, виходячи з
мінімальної тривалості пуску блоків від часу надання команди
диспетчером до повного навантаження за технічними
характеристиками, що відповідають тепловому стану блоків.
Часом подачі команди на пуск для блоків, тривалість пуску
яких не перевищує восьми годин, умовно приймається початок періоду
Start-End, для всіх інших блоків - початок доби. Блоки з однаковою
тривалістю формують послідовні групи за збільшенням цієї
тривалості. Однаковою тривалістю пуску різних блоків однієї групи
вважається тривалість, що не більше ніж на 30 хвилин перевищує
найменшу тривалості пуску блока даної групи.
Ознака теплового стану блоку визначається на основі наступних
умов:
"гарячий" (ознака "г") - тривалість простою після зупинки до
15 годин;
"напівпрохолодний" (ознака "н1") - тривалість простою після
зупинки від 15 до 30 годин;
(ознака "н2") - тривалість простою після зупинки від 30 до 60
годин;
"холодний" (ознака "х") - тривалість простою після зупинки
більше 60 годин.
У разі однакової тривалості пуску з резерву різних блоків -
блоки ранжуються від найдешевшого до найдорожчого за сумарними
питомими витратами при виробництві електроенергії, які включають
пускові витрати, витрати від синхронізації до набору повного
навантаження та витрати на повному навантаженні від часу виходу на
нього до кінця періоду Start-End.
Розрахункова формула для визначення питомої вартості витрат:
для моноблоків
max
p
пит (пуск) n p = End xx p = Т з (uз) ГН ГН
С = [Ц + S Ц + S Ц (Э ) x Э +
б б СН бр СН бр бр бр
p = Т p = Т
max
p
p = End з (uз) max max p = Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ]
max бр бр бр СН бр max бр
p p = Т p
p = Т p = Т
де:
S - сума.
для двокорпусних блоків:
1) при пуску блоку з "нуля" до набору максимального
навантаження в двокорпусному режимі:
max
КР p
пит (пуск) n1 n2 p = Т xx1 p = End xx2 p = Т з (uз) ГН
С = [Ц + Ц + S Ц + S Ц + S (Э ) x Э +
б б б СН бр КР бр СН бр бр
p = Т p = Т p = Т
max
p
p = End з (uз) max max p = Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ]
max бр бр бр СН бр max бр
p p = Т p
p = Т p = Т
2) при пуску блоку з "нуля" до набору максимального
навантаження в однокорпусному режимі:
max
p
пит (пуск) n1 p = End xx1 p = Т з (uз) ГН ГН
С = [Ц + S Ц + S Ц (Э ) x Э +
б б СН бр СН бр бр бр
p = Т p = Т
max
p
p = End з (uз) max max p = Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ]
max бр бр бр СН бр max бр
p p = Т p
p = Т p = Т
3) при пуску блоку з однокорпусного режиму до набору
максимального навантаження в двокорпусному режимі:
max
КР p
пит (пуск) n2 p = Т xx1 p = End xx2 Т з (uз) ГН ГН
С = [Ц + S Ц + S Ц + S Ц (Э ) x Э +
б б p = 1 бр КР бр СН бр бр бр
p = Т Т
max
p
p = End з (uз) max max Т ГН p = End max
+ S Ц (Р ) x Р ] / [ S Э + S Р ] ".
max бр бр бр СН бр max бр
p Т p
Т Т
де:
S - сума.
17. Внести такі умовні позначення в доповнення А додатку 2:
n1
Ц - вартість пуску першого корпусу двокорпусного блока, грн;
б
n1
Ц - вартість пуску другого корпусу двокорпусного блока, грн;
б
xx1
Ц - ціна холостого ходу блока в однокорпусному режимі
б
двокорпусного блока, грн/г;
xx2
Ц - ціна холостого ходу блока в двокорпусному режимі
б
двокорпусного блока, грн/г;
пит
С - питома вартість блока, грн/МВт;
б
e
С - питома економія витрат блока, грн/МВт;
б
пит (пуск)
С - питома вартість блока з урахуванням
б
пускових витрат, грн/МВт x год;
СН
Т - час синхронізації блока з електричною мережею у
відповідному розрахунковому періоді, год;
max
p
Т - час досягання блоком повного навантаження у
відповідному розрахунковому періоді, год;
КР
Т - час підключення другого корпуса котла двокорпусного
блока у відповідному розрахунковому періоді, год;
ГН
Э - виробіток блока в кожному розрахунковому періоді в
бр
інтервалі від синхронізації до повного навантаження згідно з
графіком навантаження, МВт x год;
К - обмеження граничної ціни системи (грн/МВт x год),
НКРЕ
встановлене НКРЕ".
18. Пункт 5.2 викласти в такій редакції:
"5.2. Визначення кінцевої маневреності блока за ознакою
пуску/зупинки та розрахункових заявлених цін".
19. Пункт 5.2.1 викласти в такій редакції:
"5.2.1. За даними заявок виробників щодо маневреності блоків
за ознакою пуску/зупинки М = 1 відповідно до частини III та
бр
результатами вибору складу обладнання Розпорядник системи
розрахунків визначає кінцеву маневреність за ознакою пуску/зупинки
кожного
заявленого блоку М = 1 або М = 0".
бр бр
20. В пункті 5.2.2 замінити слова "розділу 3" на "частини
III".
21. Підпункт 5.3.1 (1) викласти в такій редакції:
"(1) для всіх блоків, які є неманевреними М = 0
бр
відповідно до частини III, частини V та для блоків, які працюють з
ознаками вимушеної роботи:
б
Ц = 0;".
бр
22. В підпункті 5.3.1 (2) останнє речення викласти в такій
редакції:
"К - обмеження граничної ціни системи (грн/МВт x год),
НКРЕ
встановлене НКРЕ".
23. Пункт 5.5.2 викласти в такій редакції:
pм
"5.5.2. Ціна робочої потужності (Ц ) визначається для
р
виробників електроенергії, які працюють за ціновими заявками,
окремо для кожної з наступних трьох груп блоків, визначених після
вибору складу обладнання відповідно до частини V:
блоки, які включені до графіку навантаження на наступну добу;
блоки, які знаходяться у резерві на наступну добу, тривалість
пуску яких не перевищує восьми годин від надання команди
диспетчера до набору максимального навантаження та сумарна
потужність яких не перевищує величини необхідного оперативного
резерву. Величина необхідного оперативного резерву затверджується
НКРЕ за поданням диспетчерського центру;
інші блоки, що не ввійшли до складу першої та другої груп".
24. Доповнити пункт 5.5 підпунктом 5.5.3 такої редакції:
"5.5.3. Ціна робочої потужності визначається за формулою:
для періоду Start-End
1) для блоків першої групи
nк
Р
pм pм pм n3 p n
Ц = Ц + Ц + К x ( ---------- )
p(1) (3) (2) nк
max (Р )
p
2) для блоків другої групи
pм pм pм
Ц = Ц + Ц
p(2) (2) (3)
3) для блоків третьої групи
pм pм
Ц = Ц ,
p(3) (3)
в інших розрахункових періодах
pм pм pм
Ц = Ц = Ц = 0 ,
p(1) p(2) p(3)
pм
де Ц - ціна 1 МВт резерву потужності третьої групи,
(3)
що визначається Радою оптового ринку та затверджується НКРЕ
[грн/МВт];
pм
Ц - ціна 1 МВт оперативного резерву другої групи, що
(2)
визначається Радою оптового ринку та затверджується НКРЕ[грн/МВт];
nз
К - регулюючий коефіцієнт [грн/МВт], який встановлюється
Радою оптового ринку та затверджується НКРЕ.
nк
max (Р ) - максимальне значення необхідного покриття в
p
період Start-End;
nк
Р - значення необхідного покриття в р-му
p
розрахунковому періоді особливого періоду StartЦEnd;
n - ступінь залежності погодинної ціни робочої потужності для
першої групи блоків від нерівномірності графіку необхідного
покриття".
25. Пункт 8.5.1 викласти в такій редакції:
"8.5.1. Для кожного розрахункового періоду добового графіка
виробнику електричної енергії визначається плата за робочу
pм
потужність (Д ) у відповідності до його належності до
бр
однієї з трьох груп в заданому графіку навантаження. Ця плата
pф
визначається за фактичною робочою потужністю блока (Р )
бр
відповідно до формул:
1) для блоків першої групи
pм pф 0 pм
Д = Р x Р /100 x Ц ;
бр бр б Р(1)
2) для блоків другої групи
pм pф 0 pм
Д = Р x Р /100 x Ц ;
бр бр б Р(2)
3) для блоків третьої групи
pм pф 0 pм
Д = Р x Р /100 x Ц ;
бр бр б Р(3)
26. Доповнити пункт 8.5 підпунктом 8.5.2 в такій редакції:
"8.5.2. Всім блокам, які додатково включені диспетчером в
роботу з резерву нараховується плата за робочу потужність
відповідно до підпункту 8.5.1.(1) з моменту їх синхронізації".
рег
27. Викласти в підпункті 5.6.2 термін дельта Р в такій
бр
редакції:
рег
"дельта Р - початковий регулюючий діапазон
бр
заявлений виробниками електричної енергії, що працюють за ціновими
заявками, в кожному розрахунковому періоді наступної доби, який
визначається за такими правилами:
1) для блоків, які задовольняють умовам визначення кінцевого
регулюючого діапазону за ознакою пуску/зупинки (М = 1) згідно з
бр
частиною V
рег p max
дельта Р = Р - для моноблоків,
бр бр
p max
Р
рег бр
дельта Р = -------- - для двокорпусних блоків,
бр 2
що декларують ознаку маневреності корпусу.
2) для всіх інших блоків та для блоків, які заявлені
маневреними (М = 1) з ознакою обов'язкової роботи:
бр
рег p max p min
дельта Р = Р - Р .
бр бр бр
У разі використання ознаки маневреності (М = 1) блоку
бр
(корпусу), на яких встановлена ознака обов'язкової роботи, його
регулюючий діапазон визначається за формулами підпункту 1)".
II. Ця постанова набуває чинності з 1 листопада 2002 року,
крім положень пунктів 5, 6, 16(5), 23, 24, 25, 26.
III. Положення пунктів 5, 6, 16(5), 23, 24, 25, 26 набувають
чинності і вступають в дію після введення Розпорядником системи
розрахунків відповідного програмного забезпечення.
Розпоряднику системи розрахунків повідомити НКРЕ і всіх
учасників оптового ринку електричної енергії України про дату
введення положень зазначених пунктів.
Голова Комісії Ю.Продан