Экономические отношения между ПОЭ обусловлены наличием межсистемных перетоков энергии. Отношения строятся на базе тарифов на эти перетоки. Из шести энергосистем две (Витебская и Брестская) являются избыточными по мощности, четыре (остальные) - дефицитными. В режиме максимальной нагрузки поток электроэнергии идет из избыточных систем в дефицитные. В других режимах, когда энергосистема является самобалансирующейся величина и направление потоков обусловливается экономическими соображениями. Ведением режима, оптимального для всей Белорусской энергосистемы, централизованно осуществляет центральное диспетчерское управление, руководствуясь критерием минимума расхода топлива, При этом центральное диспетчерское управление руководствуется интересами всей энергосистемы. Эти интересы могут не соответствовать интересам отдельных энергосистем. Например, нагрузка станции одной из энергосистем в каком-либо районе энергосистемы может быть невыгодна для этой системы, но выгодна для всей Белорусской энергосистемы. Поэтому важно, чтобы тарифы на межсистемные перетоки электроэнергии, по которым осуществляется покупка и продажа электроэнергии, были построены так, чтобы выгодность перетока энергии из одной энергосистемы в другую из условия оптимального ведения режима соответствовала бы выгодности продажи и покупки перетока для соответственно передающей и принимающей энергосистем.
Немаловажным аспектом взаимоотношений предприятий внутри концерна является процесс распределения нагрузки. Как уже говорилось выше, ОДУ осуществляет диспетчерский контроль и распределяет нагрузки 12 электростанций: Минская ТЭЦ – 3, Минская ТЭЦ – 4, Могилевская ТЭЦ – 2, Бобруйская ТЭЦ – 2, Новополоцкая ТЭЦ, Лукомльская ГРЭС, Мозырьская ТЭЦ, Гомельская ТЭЦ – 2, Светлогорская ТЭЦ, Березовская ГРЭС, Гродненская ТЭЦ.
Процесс распределения нагрузок для этих электростанций осуществляется следующим образом:
1. Диспетчерский контроль электростанций прежде всего основан на потребности в тепловой энергии.
2. Предприятия теплосетей областных ПОЭ представляют прогноз потребности в тепловой энергии. Они передают данную информацию в ОДЦ. ОДЦ рассчитывают планируемое производство тепловой энергии на основании прогноза потребления.
3. ОДУ получает прогнозы температуры воздуха из Гидрометеоцентра.
4. ОДУ составляет прогноз дневной потребности в электроэнергии (по часам). Данный прогноз обсуждается с ОДЦ, и позднее составляется окончательный прогноз.
5. В случае, если общая потребность не может быть удовлетворена в связи с проблемами, связанными с закупками топлива, или по причине неплатежей, ОДУ может принять решение о введении ограничений на потребление, которые должны соблюдаться областными ПОЭ.
6. В первую очередь ОДУ осуществляет диспетчерский контроль ТЭЦ, которые удовлетворяют потребности в тепловой энергии. Данная задача решается на основании температурного прогноза и графиков, подготовленных подразделением тепловой энергии. Имея данную информацию, диспетчер ОДУ может рассчитать оптимальный режим работы для каждой ТЭЦ.
7. Общее количество электроэнергии, производимой всеми ТЭЦ, вычитается из прогнозируемой потребности в электроэнергии.
8. Данная разница должна покрываться двумя ГРЭС и ТЭЦ с конденсаторными турбогенераторами или за счет импортируемой энергии.
9. Оператор ОДУ вручную составляет оптимальный график до 15 часов. В распоряжении ОДУ также имеется компьютерная программа для определения оптимальной нагрузки двух ГРЭС и остальных ТЭЦ. Для электростанции применяется единый показатель эффективности, такой же показатель используется и для всех ТЭЦ. Обе ГРЭС состоят из нескольких энергоблоков. Одинаковый показатель используется для всех энергоблоков каждой электростанции. В связи с тем, что процесс диспетчерского контроля не является сложным, обычно компьютер не применяется.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.