Примечание РЦПИ!
Порядок введения в действие настоящего приказа см. п.4.
В соответствии с подпунктом 328) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, ПРИКАЗЫВАЮ:
Сноска. Преамбула - в редакции приказа Министра энергетики РК от 25.11.2024 № 414 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).1.Утвердить прилагаемые Правила определения объема услуги по поддержанию готовности электрической мощности для договоров о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, заключаемых единым закупщиком с действующими энергопроизводящими организациями, в состав которых входят теплоэлектроцентрали.
2. Департаменту электроэнергетики Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:
1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;
2) в течение десяти календарных дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан направление его копии на официальное опубликование в периодические печатные издания и информационно-правовую систему "Әділет";
3) направление копии настоящего приказа в течение десяти календарных дней со дня его получения в Республиканское государственное предприятие на праве хозяйственного ведения "Республиканский центр правовой информации" Министерства юстиции Республики Казахстан;
4) размещение настоящего приказа на официальном интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан и интранет-портале государственных органов;
5) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 2), 3) и 4) настоящего пункта.
3. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.
4. Настоящий приказ вводится в действие с 1 января 2016 года и подлежит официальному опубликованию, за исключением пунктов 5, 6, 7, 8, 9 и 10 Правил, которые вводятся в действие с 1 января 2018 года.
Министр энергетики | |
Республики Казахстан | В. Школьник |
Утверждены приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 3 декабря 2015 года № 688 |
Правила определения объема услуги по поддержанию готовности электрической мощности для договоров о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, заключаемых единым закупщиком с действующими энергопроизводящими организациями, в состав которых входят теплоэлектроцентрали
Сноска. Правила - в редакции приказа Министра энергетики РК от 17.11.2020 № 391 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
Глава 1. Общие положения
1. Настоящие Правила определения объема услуги по поддержанию готовности электрической мощности для договоров о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, заключаемых единым закупщиком с действующими энергопроизводящими организациями, в состав которых входят теплоэлектроцентрали (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 328) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, и определяют порядок определения объема услуги по поддержанию готовности электрической мощности для договоров о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, заключаемых единым закупщиком с действующими энергопроизводящими организациями, в состав которых входят теплоэлектроцентрали.
Сноска. Пункт 1 - в редакции приказа Министра энергетики РК от 25.11.2024 № 414 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).2. В настоящих Правилах используются следующие понятия и определения:
1) минимальная электрическая мощность генерирующей установки (при заданном уровне ее тепловой нагрузки) – минимальное значение электрической мощности генерации генерирующей установки, соответствующая ее заданному уровню тепловой нагрузки согласно графику зависимости данной генерирующей установки;
2) дельта – поправка, учитывающая наличие у энергопроизводящей организации объемов услуги по поддержанию готовности электрической мощности, допустимых для продажи (реализации) единому закупщику, в мегаваттах (далее – МВт);
3) обратная вода – сетевая вода в обратном трубопроводе отопления;
4) график зависимости – установленная (установленные) заводом-изготовителем либо полученная (полученные) в результате тепловых испытаний характеристика (характеристики) генерирующей установки теплоэлектроцентрали, определяющая (определяющие) взаимную зависимость тепловой нагрузки и электрической мощности генерации данной генерирующей установки;
5) прямая вода – сетевая вода в подающем трубопроводе отопления;
6) станция энергопроизводящей организации – теплоэлектроцентраль, входящая в состав действующей энергопроизводящей организации (далее – станция ЭПО).
Глава 2. Порядок определения объема услуги по поддержанию готовности электрической мощности для договоров о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, заключаемых единым закупщиком с действующими энергопроизводящими организациями, в состав которых входят теплоэлектроцентрали
3. Объем услуги по поддержанию готовности электрической мощности для договора о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, заключаемого единым закупщиком с действующей энергопроизводящей организацией, в состав которой входят теплоэлектроцентрали (далее – Объем услуги), определяется после получения заключения совета рынка, рекомендательного характера, по расчету объема услуги по поддержанию готовности электрической мощности для договора о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, заключаемого единым закупщиком с действующей энергопроизводящей организацией, в состав которой входят теплоэлектроцентрали (далее – Расчет), подготовленного согласно настоящим Правилам и направленного совету рынка действующей энергопроизводящей организацией, в состав которой входят теплоэлектроцентрали, до первого октября года, предшествующего расчетному году, по форме согласно приложению к настоящим Правилам.
Заключение совета рынка осуществляется посредством получения письма о соответствии Расчета настоящим Правилам.
Заключение представляется советом рынка в течение восьми рабочих дней со дня внесения ему Расчета действующей энергопроизводящей организацией, в состав которой входят теплоэлектроцентрали.
4. Расчет Объема услуги осуществляется по следующей формуле:
– Объем услуги, в МВт;
– плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) станций ЭПО, в МВт;
– максимальное за соответствующий год значение электрической мощности собственного потребления энергопроизводящей организации, указываемое в договоре о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, в МВт;
– минимальное из следующих двух значений: 1) объем услуги по поддержанию готовности электрической мощности, установленный в договоре о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, заключенном энергопроизводящей организацией с единым закупщиком после (на основании) заключения с уполномоченным органом в области электроэнергетики инвестиционного соглашения на модернизацию, расширение, реконструкцию и (или) обновление, согласно статье 15-4 Закона (за вычетом учтенного в данном объеме значений электрической мощности конденсационных турбин), 2) плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) станций ЭПО, вводимых в эксплуатацию в рамках инвестиционного соглашения на модернизацию, расширение, реконструкцию и (или) обновление, и имеющих отопительные отборы и задействованных в обеспечении теплоснабжением потребителей в период прохождения осенне-зимнего периода;
– модуль , в МВт;
– дельта, в МВт, рассчитываемая по следующей формуле:
– поправка, в МВт;
– аттестованная электрическая мощность энергопроизводящей организации, в МВт;
– сумма электрических мощностей собственных нужд электрических станций энергопроизводящей организации, зафиксированных по результатам соответствующих аттестаций, в МВт;
– плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) станций ЭПО, в МВт;
– максимальная за соответствующий год электрическая мощность экспорта энергопроизводящей организации, указываемая в договоре о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, в МВт;
– максимальная за соответствующий год электрическая мощность поставок субъектам розничного рынка энергопроизводящей организации, указываемая в договоре о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, в МВт;
Если в результате определения (дельты) ее значение окажется положительным (больше нуля), то значение (дельты) приравнивается к нулю.
Если в результате определения Объема услуги его значение окажется отрицательным, то значение Объема услуги приравнивается к нулю.
5. Плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) станций ЭПО определяется по следующей формуле:
– плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) станций ЭПО, в МВт;
сумма по i;
– порядковый номер, изменяющийся от 1 до n;
– общее количество теплоэлектроцентралей, входящих в состав действующей энергопроизводящей организации;
– плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) i-той станции ЭПО, в МВт.
6. Плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) станции ЭПО определяется по формуле:
– плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) станции ЭПО, в МВт;
сумма по j;
– порядковый номер, изменяющийся от 1 до m;
– общее количество действующих генерирующих установок станции ЭПО, имеющих отопительные отборы и задействованных в обеспечении теплоснабжением потребителей в период прохождения осенне-зимнего периода;
– плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности j-той генерирующей установки (при заданном уровне ее тепловой нагрузки) станции ЭПО, в МВт.
7. рассчитывается максимальный за соответствующий год заданный уровень тепловой нагрузки всех действующих генерирующих установок станции ЭПО, имеющих отопительные отборы, задействованных в обеспечении теплоснабжением потребителей в период прохождения осенне-зимнего периода:
Q = Qобор + Qподп + Qопр + QСН + Qпар – QПВК – Qроу где:
Q – максимальный за соответствующий год заданный уровень тепловой нагрузки всех действующих генерирующих установок станции ЭПО, имеющих отопительные отборы и задействованных в обеспечении теплоснабжением потребителей в период прохождения осенне-зимнего периода, в Гкал/ч;
Qобор – максимальное за соответствующий год заданное значение необходимой мощности отпуска тепла станции ЭПО с оборотной водой, в Гкал/ч;
Qподп – максимальное за соответствующий год заданное значение необходимой мощности отпуска тепла станции ЭПО с подпиткой, в Гкал/ч;
Qопр – максимальное за соответствующий год заданное значение необходимости мощности отпуска тепла станции ЭПО для опреснения исходной (морской) воды для нужд ЭПО и региона, в Гкал/ч;
QСН – максимальное за соответствующий год заданное значение необходимой мощности расхода тепла станции ЭПО на собственные нужды, в Гкал/ч;
Qпар – максимальное за соответствующий год заданное значение необходимой мощности расхода тепла станции ЭПО с отпуском пара потребителям, в Гкал/ч;
Qпвк – средняя за самую холодную пятидневку прошедшего осенне-зимнего периода тепловая мощность пиковых водогрейных котлов станции ЭПО, которые были задействованы в обеспечении теплоснабжением потребителей в течение указанной пятидневки, в Гкал/ч;
Qроу – средняя за самые холодные пятидневки пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних) тепловая мощность всех типов редукционно-охладительных установок станции ЭПО, которые были задействованы в обеспечении теплоснабжением потребителей в течение указанных пятидневок, в Гкал/ч;
Сноска. Пункт 7 с изменением, внесенным приказом Министра энергетики РК от 25.11.2024 № 414 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).8. Энергопроизводящая организация, в состав которой входят теплоэлектроцентрали, направляет Расчет и заключение совета рынка единому закупщику до пятнадцатого октября года, в котором данный Расчет внесен на рассмотрение в совет рынка.
Расчет объема услуги по поддержанию готовности электрической мощности для договора о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности
Сноска. Приложение - в редакции приказа Министра энергетики РК от 25.11.2024 № 414 (вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования).
1. Параметры.
Таблица 1* |
№ п/п | Наименование станции ЭПО* | Параметры*** | |||||||||||||
tcp(5) оС | tпрям оС | tобр оС | Gцирк тонн/час |
Gцирк | Qобор Гкал/ч |
t0 | Qподп Гкал/ч | Qпвк Гкал/ч | Qроу Гкал/ч | , Гкал/ч | , Гкал/ч | , Гкал/ч | Q Гкал/ч | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 |
1 | |||||||||||||||
2 | |||||||||||||||
3 |
Примечание:
МВт – мегаватт;
Гкал/ч – гигакалории в час;
* – числовые значения параметров таблицы отражаются с точностью до десятых;
** – теплоэлектроцентраль, входящая в состав действующей энергопроизводящей организации (далее – станция ЭПО);
*** – для параметров использованы следующие обозначения:
1) tcp(5) – средняя температура наружного воздуха за самые холодные пятидневки пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних), в градусах Цельсия ℃;
2) tпрям – температура прямой воды по действующему температурному графику станции ЭПО, соответствующая средней температуре наружного воздуха за самые холодные пятидневки пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних), в градусах Цельсия ℃;
3) tобр – температура обратной воды по действующему температурному графику станции ЭПО, соответствующая средней температуре наружного воздуха за самые холодные пятидневки пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних), в градусах Цельсия ℃;
4) Gцирк – максимальное значение циркуляции воды по действующему температурному графику станции ЭПО, в тонн/час;
5) Gподп – значение подпитки по действующему температурному графику станции ЭПО, в тонн/час;
6) Qобор – максимальное за соответствующий год заданное значение мощности отпуска тепла станции ЭПО с оборотной водой, в Гкал/ч;
7) t0 – температура исходной сырой воды, соответствующая средней температуре наружного воздуха за самые холодные пятидневки пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних), в градусах Цельсия ℃;
8) Qподп – максимальное за соответствующий год заданное значение мощности отпуска тепла станции ЭПО с подпиткой, в Гкал/ч;
9) Qпвк – средняя за самые холодные пятидневки пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних) тепловая мощность пиковых водогрейных котлов станции ЭПО, которые были задействованы в обеспечении теплоснабжением потребителей в течение данных пятидневок, в Гкал/ч;
10) Qроу – средняя за самые холодные пятидневки пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних) тепловая мощность всех типов редукционно-охладительных установок станции ЭПО, которые были задействованы в обеспечении теплоснабжением потребителей в течение указанных пятидневок, в Гкал/ч;
11) Qопр – максимальное за соответствующей год заданное значение необходимости мощности отпуска тепла станции ЭПО для опреснения исходной (морской) воды для нужд ЭПО и региона, в Гкал/ч;
12) Qсн – максимальное за соответствующий год заданное значение необходимой мощности расхода тепла станции ЭПО на собственные нужды, в Гкал/ч;
13) Qпар – максимальное за соответствующий год заданное значение необходимой мощности расхода тепла станции ЭПО с отпуском пара потребителям, в Гкал/ч;
14) Q – максимальный за соответствующий год заданный уровень тепловой нагрузки всех действующих генерирующих установок станции ЭПО, имеющих отопительные отборы и задействованных в обеспечении теплоснабжением потребителей в период прохождения осенне-зимнего периода, в Гкал/ч.
Таблица 2* |
№ п/п | Наименование ГУ станции ЭПО** | Параметры*** | ||||
Qуст.гу, Гкал/ч | , Гкал/ч | Qгу, Гкал/ч | Рмин.гу, МВт | , МВт | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
1 | ||||||
2 | ||||||
3 |
Примечание:
МВт – мегаватт;
Гкал/ч – гигакалории в час;
* – числовые значения параметров таблицы отражаются с точностью до десятых;
** – теплоэлектроцентраль, входящая в состав действующей энергопроизводящей организации (далее – станция ЭПО);
*** – для параметров использованы следующие обозначения:
1) Qуст.гу – установленная тепловая мощность генерирующей установки станции ЭПО, имеющей (отопительный) отопительные отбор (отборы) и задействованной в обеспечении теплоснабжением потребителей в период прохождения осенне-зимнего периода, в Гкал/ч;
2)
3) Qгу – максимальный за соответствующий год заданный уровень тепловой нагрузки генерирующей установки станции ЭПО, имеющей (отопительный) отопительные отбор (отборы) и задействованной в обеспечении теплоснабжением потребителей в период прохождения осенне-зимнего периода, в Гкал/ч;
4) Рмин.гу – плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующей установки (при заданном уровне ее тепловой нагрузки) станции ЭПО, в МВт;
5)
– плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) станции ЭПО, в МВт.Таблица 3* |
№ п/п | Наименование ТЭЦ** | Параметры*** | |||
, МВт | , МВт | , МВт | ОП, МВт | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
1 | |||||
2 | |||||
3 |
Примечание:
МВт – мегаватт;
Гкал/ч – гигакалории в час;
* - числовые значения параметров таблицы отражаются с точностью до десятых;
** – теплоэлектроцентраль, входящая в состав действующей энергопроизводящей организации (далее – станция ЭПО);
*** - для параметров использованы следующие обозначения:
1)
– плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) станции ЭПО, в МВт;2)
– плановое максимальное за соответствующий год значение минимальной электрической мощности генерирующих установок (при заданном уровне их тепловой нагрузки) станций ЭПО, в МВт;3)
– максимальное за соответствующий год значение электрической мощности собственного потребления энергопроизводящей организации, указываемое в договоре о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности энергопроизводящей организации, в МВт;4) ОП – объем услуги по поддержанию готовности электрической мощности для договора о покупке услуги по поддержанию готовности электрической мощности, заключаемого единым закупщиком с действующей энергопроизводящей организацией, в состав которой входят теплоэлектроцентрали, в МВт.
2. Графики зависимости всех генерирующих установок, указанных в настоящем Расчете (прикладываются к Расчету).
При этом, к каждому графику зависимости прикладывается пошаговое описание процесса определения по данному графику зависимости минимальной электрической мощности соответствующей генерирующей установки (при заданном уровне ее тепловой нагрузки) с детальным обоснованием каждого указанного шага.
В случае если генерирующая установка станции ЭПО имеет несколько отборов пара, то в указанном в настоящем пункте пошаговом описании процесса также указывается обоснование используемого в Расчете распределения пара между отборами.
В случае, если для использования графика расчета использовались промежуточные расчеты с использованием значений энтальпий пара из отборов, то в указанном в настоящем пункте пошаговом описании процесса также указываются данные расчеты с детальным описанием примененных формул и использованных исходных данных.
3. Температурные графики на предстоящий осенне-зимний период, согласованные с местным исполнительным органом, всех указанных в настоящем Расчете теплоэлектроцентралей, входящих в состав действующей энергопроизводящей организации (прикладываются к Расчету).
4. Копии паспортных данных всех генерирующих установок, указанных в настоящем Расчете (прикладываются к Расчету).
5. Документы, подтверждающие (прикладываются к Расчету):
1) дни (даты) самых холодных пятидневок каждого из пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних);
2) средние за самые холодные пятидневки каждого из пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних) значения тепловых мощностей указанных в настоящем Расчете пиковых водогрейных котлов и всех типов редукционно-охладительных установок станций ЭПО, которые были задействованы в обеспечении теплоснабжением потребителей в течение данной пятидневки;
3) средние за самые холодные пятидневки каждого из пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних) значения температуры наружного воздуха;
4) средние за самые холодные пятидневки каждого из пяти прошедших осенне-зимних периодов (последних) значения температуры исходной сырой воды.
6. Пошаговое описание вычислений (по формулам, указанных в настоящих Правилах), по результатам которых определены значения параметров, указанных в таблицах 1, 2 и 3 настоящего Расчета (прикладывается к Расчету).