Основной документ Сетевого Кодекса Великобритании – Раздел H

03.09.2007
Источник: ФСТ РФ

Оценка и спроса

1. И КАТЕГОРИИ КОНЕЧНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

Оперативная
Категории конечных потребителей
Модели спроса
Составная переменная погоды
Нормальный сезонный спрос
Cоздание выборки NDM
Разработка моделей спроса и категории конечных потребителей
Консультации по предложениям Transco
Окончательное утверждение категорий конечных потребителей и моделей спроса

2. ОПРЕДЕЛЕНИЕ СПРОСА В ТОЧКЕ ЗАМЕРА ПОСТАВКИ

Спрос в точке замера поставки
Формула спроса в точке замера поставки NDM
Структура ежегодной нагрузки
Коэффициент суточной корректировки
Коэффициент коррекции погоды и коэффициент шкалирования

3. ЕЖЕГОДНЫЕ ОБЪЕМЫ NDM

Введение
Соответствующий период замеров
Соответствующий замеренный объем
Ежегодный объем

4. МОЩНОСТЬ NDM

Введение
Коэффициент пиковой нагрузки EUC
Не применяется
1-из-20 пиковый суточный спрос

5. ПРОГНОЗ СУТОЧНОГО СПРОСА

прогноз погоды
Прогноз спроса МГЗ

ТЕРМИНЫ

Н ОЦЕНКА СПРОСА И ПРОГНОЗ СПРОСА

1 МОДЕЛИ СПРОСА И КАТЕГОРИИ КОНЕЧНЫХ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ

1.1 Введение

1.1.1 Спрос на газ в компонентах точки поставки NDM необходимо оценить (согласно положениям Раздела Н) для того, чтобы определить мощность точки поставки и выходящей мощности НГС (Национальная газораспределительная сеть) согласно положениям Раздела В, установить объем заявок согласно положениям Раздела С и суточный отбор газа в соответствии с положениями Раздела Е и определить ежегодные объемы согласно положениям Раздела G1.6.

1.1.2 Для оценки спроса, каждый компонент точки поставки NDM соответствует категории конечных потребителей, для которой будет установлена модель спроса согласно п.1.

1.1.3 Согласно положениям Раздела W2.6 указание в Разделе Н на спрос:

(a) на уровне точки выхода из Системы или категории конечных потребителей, исключающий сокращение;

(b) на уровне МГЗ (Местная газораспределительная зона), включающий сокращение;

(c) на уровне агрегированных точек NDM МГЗ, исключающий сокращение.

1.1.4 Некоторые положения Раздела Н изменены для применения в отношении компонентов точки поставки NDM с ежегодными объемами выше 2,196,000 кВтч (75,000 термий).

1.1.5 В настоящем Кодекса «Агрегированные точки NDM МГЗ» – все компоненты точки поставки NDM МГЗ и все соответствующие подсоединенные точки выхода из Системы в МГЗ.

1.2 Категории конечных потребителей

1.2.1 «Категория конечных потребителей» – категория компонентов точки поставки NDM МГЗ, которая определяется правилами, установленными в соответствии с п.1.7; и указание на категорию конечных потребителей включает указание на компоненты точки поставки NDM, соответствующие этой категории.

1.2.2 Категории конечных потребителей определяются:

(a) указанием только на переменные, значения которых:

(i) учитываются в реестре точки поставки, и/или

(ii) могут быть получены из показаний измерительных приборов, с частотой (в отношении соответствующих счетчиков замера поставки) указанной в Разделе М3

в отношении компонентов точки поставки NDM, соответствующих определенной категории; и

(b) так, что в любое время каждый компонент точки поставки NDM соответствует только одной такой категории.

1.2.3 «Действующая категория конечных потребителей» – в отношении компонента точки поставки NDM или точки замера поставки NDM в любое время – категория конечных потребителей, которой этот компонент точки поставки NDM (или в который входит эта точка замера поставки) соответствует в данный момент.

1.2.4 «Выборка EUC (категории конечных потребителей)» в отношении категории конечных потребителей – выбранные компоненты точки поставки NDM, (согласно п.1.6.4) соответствующие этой категории.

1.3 Модели спроса

1.3.1 В Раздела Н «Модель спроса» – математическая модель, которая оценивает для МГЗ, категории конечных потребителей или агрегированных точек NDM МГЗ путем ссылки на переменные (включая погоду и день недели) установленные Transco для модели, суточный спрос в точках выхода из Системы, в МГЗ или выборке EUC или агрегированных точках NDM МГЗ.

1.3.2 «Действующая модель спроса» в отношении МГЗ, категории конечных потребителей или агрегированных точек NDM МГЗ – модель спроса на год продажи газа для этой МГЗ, или категории конечных потребителей или агрегированных точек NDM МГЗ согласно п.1.

1.3.3 Несмотря на положения Раздела W3.3.1, модель спроса может оценить спрос (для всех соответствующих точек выхода из Системы) на основе средневзвешенного значения теплотворной способности газа, согласно положениям Раздела W3.3.1(с)(iii).

1.4 Составная переменная погоды

1.4.1 Элементы модели спроса включают:

(a) одну переменную («Составная переменная погоды») полученную из формулы, установленной Transco, чтобы определить совокупное влияние на спрос компонентов погоды (включая текущую температуру, сезонную нормальную температуру и охлаждение ветром с указанием соответствующих им весов) для МГЗ, и

(b) один коэффициент («коэффициент переменной погоды») как элемент спроса (в соответствующей МГЗ или для категории конечных потребителей), изменяющегося в зависимости от погоды, что отражает коэффициент переменной погоды.

1.4.2 Каждые пять лет, начиная с 2000, Transco после консультации с Комитетом по разработке кодекса сети или соответствующим Подкомитетом, пересматривает и если необходимо, изменяет формулу (начинает действовать с начала года продажи газа), по которой определяется коэффициент переменной погоды для МГЗ на основе новых данных о погодных условиях; при этом Transco может (после такой консультации) изменять эту формулу чаще, если Transco считает это целесообразным, исходя из аномалий погоды в более короткий период.

1.4.3 Суточные значения составной переменной погоды для МГЗ, необходимые для разработки моделей спроса устанавливаются (с учетом преобладающей формулы) на основе данных о погоде в соответствующей МГЗ, получаемые Transco в соответствии с п.5.2.

1.5 Нормальный сезонный спрос

1.5.1 В Разделе Н нормальный сезонный спрос («SND») для МГЗ, выборки EUC или агрегированных точек NDM МГЗ в сутки определяют согласно действующей модели спроса на основе нормального сезонного значения составной переменной погоды на сутки для этой МГЗ.

1.5.2 «Нормальное сезонное значение» составной переменной погоды для МГЗ в сутки любого года – сглаженное среднее величин переменной (полученной по формуле преобладающей согласно п.1.4 в том году) на этот день за значительное количество предыдущих лет, до и включая год не более чем за 6 лет до рассматриваемого года, взятых из записей параметров погоды, которые осуществляет Transco.

1.5.3 Если нормальные сезонные значении составной переменной погоды пересматриваются, то Transco сообщает Пользователям пересмотренные значения не позднее чем 30 июня года продажи газа до года, в которые эти значения будут применяться.

1.6 Cсоздание выборки NDM

1.6.1 Для разработки категорий конечных потребителей и моделей спроса Transco получает данные (которые могут согласно п.1.6.7 включать оценку пропущенных данных) о суточных отборах газа в точках замера поставок, которые объединяют в выборку компонентов точек замера DM в МГЗ.

1.6.2 Для целей п.1.6.2:

(a) Transco в праве за свой счет установить и снимать показания с устройства регистрации данных в компонентах точек замера поставок NDM в МГЗ.

(b) Transco определяет (после проведения выборки) точки замера поставки, в которые устанавливается оборудование ежесуточной регистрации данных, и которые объединены в точки поставки с ежегодными объемами не выше 2,196,000 кВтч (75,000 термий);

(c) Выборка создается путем случайного отбора компонентов точек поставок NDM с разным ежегодным объемом и географическим положением.

1.6.3 Для целей п.1.6.2(а):

(a) устройство регистрации данных служит для записи показаний счетчиков в начале каждых суток, но доступ к данным возможен только на территории точки поставки;

(b) Transco не выбирает точку замера поставок NDM для установки устройства регистрации данных без разрешения потребителя, и зарегистрированный Пользователь договаривается с Transco о получении этого разрешения.

1.6.4 Для каждого года поставки газа компонент точки поставки NDM, в котором установлено устройство регистрации данных, или этот компонент выбран согласно п.1.6.2(b), является «Выбранным» компонентом точки поставки NDM.

1.6.5 Совокупное количество выбранных компонентов точки поставки NDM для всех МГЗ составляет примерно 3,900 (из которых примерно 2,700 согласно п.1.6.2(а) и 1,200 согласно п.1.6.2(b)), или другое количество, установленное в соответствии с п.1.6.6.

1.6.6 Периодически Transco консультируется со всеми Пользователями и Регулирующим органом об увеличении или уменьшении этого количества, или изменения по существу или положения выбранных компонентов точки поставки NDM.

1.6.7 Данные, полученные Transco согласно п.1.6.1 подлежат проверке на достоверность (с помощью методик обеспечивающих статистическую надежность действительности каждого набора данных) и, в результате, принимаются как данные спроса в отношении выбранных компонентов точки поставки NDM для целей п.й.7.2.

1.6.8 Для компонентов точки поставки NDM с ежегодными объемами выше 2,196,000 кВтч (75,000 термий) п.1.6.1 и 1.6.7 не применяются, а данные, используемые при построении моделей спроса, это данные, (включая оценки пропущенных данных) полученные для каждого года продажи газа в точках замера поставок, объединенных в компоненты точек поставок из случайной выборки Transco, имеющих разные ежегодные мощности в соответствующих МГЗ; совокупное количество таких компонентов точек поставок для всех МГЗ составляет примерно 1,600, и указание на выборку EUC следует толковать соответственно.

1.7 Разработка моделей спроса и категории конечных потребителей

1.7.1 На каждый год продажи газа, после 31 марта предыдущего года, Transco:

(a) обновлять зарегистрированные данные (хранятся для целей данного параграфа с 1994), заменяя их соответствующими данными согласно п.1.7.2;

(b) выбирать набор данных для достижения баланса целей максимизации размера выборок EUC и периода, к которому относится этот набор данных.

(c) с помощью статистического анализа (последовательно применяется к категориям конечных потребителей) отобранных данных, распределяет или пересматривает для каждой МГЗ:

(i) определение количества категорий конечных потребителей для МГЗ;

(ii) модель спроса для каждой категории пользователей; и

(iii) модель спроса для МГЗ; и

(iv) модель спроса для агрегированных точек поставки МГЗ;

которые (на базе этих данных и анализа) по решению Transco являются наиболее подходящими с учетом целей п.1.7.3.

1.7.2 Соответствующие данные:

(a) данные спроса для каждого выбранного компонента точки поставки, указанного в п.1.6;

(b) данные спроса в агрегированных точках NDM МГЗ (это данные объема суточных заборов газа в МГЗ минус совокупная сумма объемов отобранных во всех компонентах точки поставки NDM и соответствующих подсоединенных точках выхода из Системы в МГЗ и скорректированные вычитанием сокращения МГЗ); и

(c) данные спроса и суточные значения составной переменной погоды для каждой МГЗ на период 12 месяцев, заканчивающийся в мате предыдущего года.

1.7.3 Цели, упомянутые в п.1.7.1(с):

(a) определить категории конечных потребителей для отражения существенного различия ежегодной структуры суточного спроса в разных группах компонентов точки поставки NDM; и

(b) максимизировать результат применения (статистический) модели спроса для каждой категории конечных потребителей к соответствующим измененным данным, указанным в п.17.1(а).

1.7.4 Определение категории конечных потребителей может быть одинаковым для всех или нескольких МГЗ, а выборка EUC может включать компоненты точки поставки более чем одной МГЗ.

1.7.5 Для компонентов точки поставки NDM с ежегодными объемами выше 2,196,000 кВтч (75,000 термий) категории конечных потребителей (определенные по ежегодным объемам) будут те, которые действительны для года продажи газа начиная с 1 октября 1995, и не подлежат ежегодному пересмотру; и в этом отношении п.1.7.1(с)(i) и п.1.7.3(а) не применяются.

1.8 Консультации по предложениям Transco

1.8.1 В июне предшествующего года Transco проводит консультации с Комитетом по разработке кодекса сети или соответствующим Подкомитетом по предложенным категориям конечных потребителей и моделям спроса, разработанным в соответствии с п.1.7, и не позднее 30 июня предшествующего года направляет всем Пользователям:

(a) предложенные определения категорий конечных потребителей и моделей спроса, разработанные в соответствии с п.1.7;

(b) значения производных коэффициентов (согласно п.1.9.3) определенных на базе этих предложений;

(c) любые альтернативные определения категорий конечных пртребителей и моделей спроса, которые Transco (беря на себя исполнение обязанностей согласно п.1.7) посчитала существенно важными (согласно целям, указанным в п.1.7.3, и прочим критериям, которые Transco может считать релевантными) по отношению к предложенным; и

(d) краткое изложение анализа (проведенного Transco) применения категорий конечных потребителей и моделей спроса (действительных в предыдущий год) в предыдущем году исходя из целей, указанных в п.1.7.3,

1.8.2 По просьбе (направленной не ранее 1 мая и не позднее 31 мая предшествующего года) любого Пользователя Transco не позднее 15 июня предшествующего года направляет этому Пользователю (в электронной форме по выбору Transco) данные указанные в п.1.7.2 (объединенные в выборку EUC, если это данные, на которые ссылаются в п.1.6.8) вместе с другими данными, которые были использованы в анализе, указанном в п.1.8.1(d) в форме, которая не содержит информации о зарегистрированных пользователях, территориях точек поставки, поставщиках или потребителях и описание индивидуальных компонентов составной переменной погоды.

1.8.3 Потребители могут направить Transco заявления в отношении предложенных категорий конечных потребителей и моделей спроса до 15 июня предшествующего года.

1.8.4 В период между 16 июля и 14 августа предшествующего года, Transco:

(a) рассматривает заявления направленные Пользователями согласно п.1.8.3;

(b) проводит консультации, если это необходимо, с Пользователем по заявлениям, направленным им или другим Пользователем;

(c) может провести встречу с любым Пользователем или Пользователями для проведения консультаций.

1.8.5 Transco сообщает Пользователям подробности заявлений, направленных в ее адрес согласно п.1.8.3 и консультаций проведенных согласно п.1.8.4 (может сделать это в форме устного доклада на встрече с Пользователями согласно п.1.8.4(с)) и имеет право предоставить для ознакомления Пользователю и Регулирующему органу любое такое заявление или информацию о консультации.

1.8.6 Transco может в любое время созвать собрание Комитета по разработке кодекса сети или соответствующего Подкомитетом для проведения консультаций по какому-либо конкретному вопросу, который может возникнуть при разработке или пересмотре (согласно п.1.7.1) категорий конечных потребителей и моделей спроса.

1.9 Окончательное утверждение категорий конечных потребителей и моделей спроса

1.9.1 Не позднее 15 августа предшествующего года Transco направляет Регулирующему органу и всем Пользователям свои окончательные предложения касательно категорий конечных потребителей и моделей спроса (и соответствующие значения производных коэффициентов) с изменениями, которые Transco посчитала подходящими, внесенными на основании заявлений Пользователей и консультаций согласно п.1.8.

1.9.2 Категории конечных потребителей и модели спроса (и соответствующие значения производных коэффициентов) действующие в год продажи газа, будут те, которые Transco предоставила в соответствии с п.1.9.1, если только по заявлению Transco или какого-либо Пользователя, сделанного в течение пяти рабочих дней после направления окончательного предложения, Регулирующий орган не применит в течение следующих пяти рабочих дней после этой даты Условие 9(3), Неодобрение применения Transco конкретной категории конечных потребителей или модели спроса (и соответствующих величин). В этом случае Transco использует категории конечных потребителей и модели спроса по категориям конечных потребителей, действующие в предшествующий год, для расчета соответствующих значений производных коэффициентов, и эти категории конечных потребителей и производные коэффициенты будут применяться в год продажи газа.

1.9.3 В разделе Н «Производные коэффициенты»:

(a) для каждых суток года продажи газа это структура ежегодной нагрузки и коэффициент суточной корректировки (согласно п.2) для каждой категории конечных потребителей;

(b) коэффициент пиковой нагрузки EUC для каждой категории конечных потребителей и коэффициент шкалирования пиковой нагрузки (согласно п.4).

2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ СПРОСА В ТОЧКЕ ЗАМЕРА ПОСТАВКИ

2.1 Спрос в точке замера поставки

2.1.1 В Разделе Н «Спрос в точке замера поставки NDM» – объем газа предполагаемый для ежесуточного отбора в точке замера поставки NDM.

2.1.2 Согласно п.1.2.3 спрос в точке замера поставки NDM определяют (согласно п.2.2):

(a) до и (если необходимо) в течение суток движения газа по газопроводу, с целью («Определение заявок») установить заявки на отбор для группы точек поставки NDМ согласно положениям Раздела С;

(b) после суток движения газа по газопроводу для («Определение отбора») определения UDQO (суточного объема отбора газа Пользователем) по компонентам точки поставки NDM согласно положениям Раздела Е.

2.1.3 Только для установления предполагаемого измеренного объема для проведения индивидуального согласования NDM согласно положениям Раздела Е6.1.6, спрос в точке замера поставки NDM определяют согласно п.2.2.2.

2.2 Формула спроса в точке замера поставки NDM

2.2.1 Спрос в точке замера поставки NDM (‘SPD’) в сутки (сутки ‘t’) определяют по формуле:

где AQ – ежегодный объем (в кВтч) соответствующей точки замера поставки NDM (согласно п.3.1.5(а) для точки замера общей поставки);

и где сутки t:

ALPt – значение структуры ежегодной нагрузки для действующей категории конечных потребителей;

DAFt – значение коэффициента суточной корректировки для категории конечных потребителей;

WCFt – коэффициент коррекции погоды для соответствующей МГЗ согласно п.2.5.

SFt – коэффициент шкалирования для соответствующей МГЗ согласно п.2.5.

2.2.2 2.2.2 Спрос в точке замера поставки NDM (‘SPD’) в сутки (сутки ‘t’) определяют по формуле:

где AQ – ежегодный объем (в кВтч) соответствующей точки замера поставки NDM (согласно п.3.1.5(а) для точки замера общей поставки);

и где сутки t:

ALPt – значение структуры ежегодной нагрузки для действующей категории конечного потребителя.

2.3 Структура ежегодной нагрузки

2.3.1 «Структура ежегодной нагрузки» для категории конечных потребителей в сутки – коэффициент, представляющий нормальный сезонный спрос категории конечных потребителей в сутки как часть среднего нормального сезонного спроса (на все дни года продажи газа) категории конечных потребителей.

2.3.2 Структура ежегодной нагрузки (‘ALPt’) для категории конечных потребителей в сутки t определяют по формуле:

где:

SNDEt – нормальный сезонный спрос для категории конечных потребителей в сутки t

N – количество дней в году продажи газа.

2.4 Коэффициент суточной корректировки

2.4.1 «Коэффициент суточной корректировки» для категории конечных потребителей в сутки – коэффициент, показывающий чувствительность спроса к изменению погодных условий в этой категории конечных потребителей в эти сутки, соотносимый с чувствительность спроса к изменению погодных условий в МГЗ в этот день.

2.4.2 Коэффициент суточной корректировки (‘DAFt’) для категории конечных потребителей в сутки

где:

WVCEt – значение коэффициента переменной погоды (согласно п1.4) в модели спроса в агрегированных точках NDM МГЗ для соответствующих МГЗ;

SNDNt – значение нормального сезонного спроса в агрегированных точках NDM МГЗ для соответствующих МГЗ

WVCEt – значение коэффициента переменной погоды в модели спроса для категории конечных потребителей;

SNDEt – значение нормального сезонного спроса для для категории конечных потребителей.

2.5 Коэффициент коррекции погоды и коэффициент шкалирования

В п.2.2 «Коэффициент коррекции погоды» (‘WCFt’) и «Коэффициент шкалирования» (‘SFt’) для МГЗ – (соответственно) коэффициенты, определяемые по формулам:

ASDt это:

(a) для определения заявок, прогноз спроса в МГЗ (в соответствующее время определения заявок) рассчитанный согласно п.5.2 минус общая сумма заявок на отбор DM (в соответствующее время определения заявок) во всех компонентах точки поставки DM и соответствующих подсоединенных точках выхода из Системы в МГЗ и скорректированный путем вычитания сокращения МГЗ;

(b) для определения отбора, объем включенный в суточный объем отбора в МГЗ, относящийся к компонентам точки поставки NDM и соответствующим подсоединенным точкам выхода из Системы (определяется как суточный объем отбора в МГЗ минус общая сумма объемов, взятых во всех компонентах точки поставки DM и соответствующих подсоединенных точках выхода из Системы в МГЗ и скорректированный путем вычитания сокращения МГЗ);

SNDNt – значение дано в п.2.4.2;

NDMDt –для всех компонентов точки поставки NDM и любой соответствующей подсоединенной точки выхода из Системы в МГЗ, совокупность объемов, полученных путем расчета спроса в точке поставки на сутки t согласно п.2.2 с коэффициентом шкалирования равным единице или рассчитанный согласно соответствующим положениям Договора о выходе из сети ПТВС.

3 ЕЖЕГОДНЫЕ ОБЪЕМЫ NDM

3.1 Введение

3.1.1 Согласно п.3.1.2 и 3.1.3 ежегодный объем или предварительный ежегодный объем в точке замера поставки NDM на каждый год продажи газа определяют путем нормальной сезонной корректировки замеренного объема за период, заканчивающийся до этого года продажи газа в соответствии с п.3.

3.1.2 При обстоятельствах, перечисленных в п.3.2.4 ежегодный объем или предварительный ежегодный объем в точке замера поставки NDM на год продажи газа составит объем, определенный в предыдущем году.

3.1.3 Для года продажи газа, в котором была определена новая точка замера поставки, предварительный ежегодный объем равен объему, указанному соответствующим Пользователем согласно положениям Раздела G7.3.6.

3.1.4 После проведения ежегодного определения ежегодного объема согласно п.3, ежегодный объем в точке замера поставки NDM сообщается зарегистрированному Пользователю согласно положениям Раздела G1.6.12.

3.1.5 В случае точки замера общей поставки, которая является точкой замера поставки NDM:

(a) ежегодный объем устанавливается для точки замера поставки в целом (независимо от объявления о точке замера общей поставки);

(b) после этого отдельный ежегодный объем устанавливается (согласно положениям Раздела G1.7.11) для каждого зарегистрированного участвующего Пользователя.

3.2 Соответствующий период замеров

3.2.1 В п.3.2 «Соответствующий период замеров» в отношении года продажи газа – период с даты после начала снятия замеров (согласно п.3.2.3) до последнего замера (согласно п.3.2.2).

3.2.2 Последний замер – самое последнее действительный замер (согласно положениям Раздела М3) до 10 августа предыдущего года.

3.2.3 Начальный замер:

(a) самое последнее действительное показание до намеченной даты открытия, или, если не было такого замера менее чем за три года до намеченной даты открытия;

(b) согласно п.3.2.4 первое действительное показание после намеченной даты открытия.

3.2.4 Если не было такого замера менее чем за три года до намеченной даты открытия или более 6 месяцев до последнего замера, то применяется п.3.1.2.

3.2.5 В п.3.2 «намеченная дата открытия» – дата, которая:

(a) если счетчик точки поставки NDM – счетчик, дающий ежемесячные замеры, то 50 недель, или

(b) если счетчик точки поставки NDM – счетчик, дающий ежегодные замеры, то 42 недели

до последнего замера.

3.3 Соответствующий замеренный объем

«Соответствующий замеренный объем» – замеренный объем или (если имеется один или более промежуточных действительных замеров за соответствующий период замеров) сумма замеренных объемов за соответствующий период замеров (согласно положениям Раздела М1.4.4(b)).

3.4 Ежегодный объем

3.4.1 Ежегодный объем (‘AQ’) для точки замера поставки NDM на год продажи газа определяется по формуле:

где:

RMQ – соответствующий замеренный объем;

M – количество дней в соответствующем периоде замеров;

И если каждый день (‘t’) в соответствующем периоде замеров:

ALPt – значение структуры ежегодной нагрузки для действующей категории конечных потребителей для года на который выпадает день t («соответствующий год»);

DAFt – значение коэффициента суточной корректировки для действующей категории конечных потребителей на соответствующий год;

EWCFt – значение оценочного коэффициента коррекции погоды на соответствующий год (согласно п.3.4.2).

3.4.2 «Оценочный коэффициент коррекции погоды» на сутки в отношении МГЗ – коэффициент, получаемый путем расчета коэффициента коррекции погоды (согласно п.2.5) на день, заменяющий на период ‘ASDt’ значение спроса агрегированных точек NDM МГЗ, полученный из действующей модели спроса на соответствующий год (на базе значения составной переменной погоды).

4 МОЩНОСТЬ NDM

4.1 Введение

Мощность точки поставки (‘SPC’) и выходящая мощность НГС (‘NEC’), зарегистрированная на Пользователя в отношении компонента точки поставки NDM на любой день года продажи газа определяется по следующей формуле:

где:

AQ – ежегодный объем компонента точки поставки NDM на год продажи газа;

PLF – коэффициент пиковой нагрузки EUC согласно п.4.2.

4.2 Коэффициент пиковой нагрузки EUC

«Коэффициент пиковой нагрузки EUC» – коэффициент нагрузки для действующей категории конечного потребителя определяется следующим образом:

где:

AAQ – сумма ежегодных объемов в отношении компонентов точки поставки NDM в выборке EUC

PDD – 1-из-20 пиковый суточный спрос для действующей категории конечных потребителей, определенный согласно п.4.4.

4.3 Не применяется.

4.4 1-из-20 пиковый суточный спрос

4.4.1 Transco определяет 1-из-20 пиковый суточный спрос путем моделирования, используя соответствующие модели спроса и наоборот, согласно методологии, описанной в Разделе W2.6.6.

4.4.2 Для компонентов точки поставки NDM с ежегодными объемами выше 2,196,000 кВтч (75,000 термий) 1-из-20 пиковый суточный спрос определяют как совокупный спрос в точке замера поставки NDM (для всех точек замера поставки объединенных в компонент точки поставки NDM) согласно п.2 на основании того, что:

(a) для определения значений ‘ALPt’, ‘DAFt’ и ‘SNDNt’, день ‘t’ – день самого высокого нормального сезонного спроса при действующей модели спроса в соответствующих агрегированных точках NDM МГЗ;

(b) для определения значения ‘WCFt’ согласно п.2.5, величина ‘ASDt’ – 1-из-20 пиковый суточный спрос для соответствующих агрегированных точек NDM МГЗ; и

(c) величина ‘SFt’ равна 1.

5 ПРОГНОЗ СУТОЧНОГО СПРОСА

5.1 Прогноз погоды

5.1.1 Transco получает (от Метеорологических служб) в определенное время каждого дня:

(a) прогноз температур и скорости ветра с нескольких метеорологических станций через определенные интервалы в течение оставшегося времени дня и следующего дня; и

(b) информацию о температуре и скорости ветра с нескольких метеорологических станций через определенные интервалы в течение этого и предшествующего дня.

5.1.2 Transco получает метеорологические данные согласно п.5.1.1. в следующее примерное время: 11:30, 15:15 и 23:30 предшествующего дня и 07:30, 11:30 и 15:15 суток движения газа по газопроводу.

5.2 Прогноз спроса МГЗ

5.2.1 Transco (в течение предшествующего дня и суток движения газа по газопроводу согласно п.5.2.3) прогнозирует и сообщает Пользователям состояние спроса по каждой МГЗ и Системе на сутки движения газа по газопроводу, используя краткосрочные модели спроса, на базе последних метеорологических данных полученных согласно п.5.1 (в отношении спроса по МГЗ с метеорологических станций расположенных в или рядом с соответствующей МГЗ).

5.2.2 «Краткосрочная модель спроса» – математическая модель, установленная Transco на основе статистики спроса и других данных, которые оценивают (в заданное время), спрос для МГЗ или Системы на любой день, через обращение к данным, включая:

(a) прогнозы температуры и скорости ветра на сутки движения газа по газопроводу или оставшееся время;

(b) зарегистрированную температуру и скорость ветра в предшествующий день (если необходимо) и в день движения газа по газопроводу до времени направления прогноза; и

(c) фактический спрос (оцененный на основании движения газа в точках отбора НГС/МГЗ, скорректированный на оценку изменений запасов МГЗ) на предшествующий день и (если необходимо) в день движения газа по газопроводу до времени направления прогноза.

5.2.3 Transco направляет информацию о спросе согласно п.5.2.1 после получения метеорологических данных согласно п.5.1.1 не позднее следующих сроков: 14:00 и 02:00 предшествующего дня и 12:00, 15:00, 18:00 и 21:30 суток движения газа по газопроводу.

5.2.4 Кроме того, Transco может по своему усмотрению сообщить информацию о спросе (для одной или более МГЗ или Системы) в другое время, по причине, которую она сочтет подходящей включая, но не ограничиваясь тем, что Transco решит, что преобладающий прогноз спроса в МГЗ может быть существенно неточным; если это так, то сообщит пользователям причины такого решения.

5.2.5 Если предоставление компании Transco прогноза погоды и прочей информации согласно п.5.1 задерживается, то Transco может отложить время сообщения о состоянии спроса согласно п.5.2.3 на соответствующий период.

5.2.6 В данном Кодексе:

(a) «Прогноз спроса в МГЗ» – совокупный спрос на сутки движения газа в газопроводе в МГЗ,

(b) «Прогноз совокупного спроса Системы» – совокупный спрос на сутки движения газа в газопроводе в Системе, прогноз в соответствии с п.5;

(c) «Время прогноза спроса» – любое время, в которое (согласно п.5.2.3 или 5.2.4) Transco сообщает прогноз спроса в МГЗ согласно п.5.2.1.

5.2.7 При прогнозе спроса согласно п.5 Transco действует добросовестно и демонстрирует применение опыта и навыков, но Transco не несет ответственности перед Пользователем за что-либо сделанное или пропущенное Transco согласно п.5.

Термины Параграф

Структура ежегодной нагрузки………………………………………………………………2.3.1
Действующая модель спроса………………………………………………………………….1.3.2
Действующая категория конечных потребителей………………………………………..1.2.3
Составная переменная погоды……………………………………………………………1.4.1(а)
Коэффициент суточной корректировки…………………………………………………….2.4.1
Время прогноза спроса…………………………………………………………….……….5.2.6(с)
Модель спроса……………………………………………………………………………….…1.3.1
Производные коэффициенты………………………………………………………………..1.9.3
Категория конечных потребителей………………………………………………………….1.2.1
Оценочный коэффициент коррекции погоды……………………………………………..3.4.2
Коэффициент пиковой нагрузки EUC………………………………………….……………..4.2
Выборка EUC…………………………………………………………………………………..1.2.4
Прогноз спроса в МГЗ……………………………………………………….…………….5.2.6(а)
Прогноз совокупного спроса Системы…………………………………………….……5.2.6(b)
Агрегированные точки NDM МГЗ………………………………………………………….1.1.5
Спрос в точке замера поставки NDM………………………………………………………2.1.1
Определение заявок………………………………………………………………………..2.1.2(а)
Определение отбора………………………………………………………………………..2.1.2(b)
Соответствующий период замеров…………………………………………….……………3.2.1
Соответствующий замеренный объем………………………………………………………..3.3
соответствующий год………………………………………………………..…………….…..3.4.1
Выбранный……………………………………………………………………………………..1.6.4
Коэффициент шкалирования…………………………………………………………………..2.5
Нормальное сезонное значение………………………………………………………………1.5.2
Краткосрочная модель спроса…………………………………………………………….…5.2.2
SND……………………………………………………………………………………………….1.5.1
намеченная дата открытия…………………………………………………………..………3.2.5
Коэффициент коррекции погоды………………………………………………….…………..2.5
коэффициент переменной погоды………………………………………..………………1.4.1(b)

Оригинал

Ссылки по теме:

Сетевой кодекс Великобритании на сайте ФСТ РФ

Краткое описание Сетевого Кодекса Великобритании
Раздел A – Классификация Системы
Раздел B – Использование Системы и ее мощности
Раздел C – Номинации / Nominations
Раздел D – Операционная балансировка и торговые соглашения
Раздел E – Дневные объемы, разбаланс и его урегулирование
Раздел F – Клиринг Системы, плата за балансировку и нейтральность
Раздел G – Точки поставки
Раздел H – Оценка и прогноз спроса
Раздел I – Требования к регистрации в сети
Раздел J – Требования, регулирующие отбор газа
Раздел K – Операционная маржа
Раздел L – Техническое обслуживание и оперативное планирование
Раздел M – Измерение в точках поставки (только англ.)
Раздел N – Потери / Shrinkage (только англ.)
Раздел O – Планирование в Системе
Раздел P – Хранилище Высшего Менеджера
Раздел Q – Аварийные ситуации
Раздел R – Хранение
Раздел S – Актирование и расчеты
Раздел T – Разрешение споров
Раздел U – Информационная система UK Link
Раздел V – Общие положения
Раздел W – Интерпретация
Раздел X – Кредитное управление при балансировке электроэнергии
Раздел Y – Правила внесения изменений
Раздел Z – Хранилища СПГ Транско

Теги: , , , , , |Рубрики: Документы, Зарубежный опыт | Комментарии отключены

Комментарии закрыты