Выбор оптимальных режимов работы ТЭЦ со сложным составом оборудования

В настоящее время в России значительная доля электрической и тепловой энергии вырабатывается теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Большая часть оборудования этих электростанций эксплуатируется уже много лет и является морально и физически устаревшим, при этом на многих станциях не обеспечиваются требуемые экономические, экологические и особенно надежностные показатели эксплуатации оборудования.

Таким образом, оборудование существующих российских ТЭЦ представляет собой большой парк устаревшего оборудования различного типа блочной и не блочной компоновки с пиковыми водогрейными котлами. При этом стоит отметить, что характеристики однотипного оборудования также могут различаться под воздействием различных факторов эксплуатации конкретного агрегата на ТЭЦ [3,5,8,15,16]. Поэтому состав оборудования, эксплуатируемых в настоящее время ТЭЦ, отличается сосуществованием агрегатов с совершенно различными энергетическими характеристиками. В связи с этим, с точки зрения обеспечения эффективной работы отдельной электростанции, а также энергогенерирующей компании, задача оптимального управления режимов работы ТЭЦ со сложным составом оборудования является одной из важнейших задач эффективного управления ТЭЦ.

Оптимизация режимов работы оборудования вызвана неравномерностью графиков электрических и тепловых нагрузок энергосистем. Изменение структуры электропотребления, а также реорганизация части производства на предприятиях (переход на однои двухсменный режим работы) и условий технологического процесса привели к значительному увеличению неравномерности графиков нагрузок по энергосистеме в целом [5]. Кроме того, ежегодное наращивание энергетических мощностей в 60−90-е годы XX века на базе преимущественного ввода высокоэкономичного, но маломаневренного оборудования на ТЭС и АЭС и почти полное отсутствие специальных пиковых электростанций привели к необходимости привлечения почти всех видов ТЭС к регулированию нагрузок, особенно в энергосистемах с малой долей ГЭС.

Необходимость определения рационального режима работы электростанции и энергосистем всегда остается важным вопросом в энергетике. Со временем решение этой оптимизационной задачи совершенствуется. В последнее время оптимизация режимов работы электростанции стремится не только к снижению себестоимости вырабатываемой электроэнергии, но и к обеспечению максимальной надежности и сокращению выбросов вредных продуктов сгорания топлива в окружающую среду [24].

Задача оптимизация режимов работы электростанций и оборудованиятрадиционно одна из сложных научных и практических задач, обусловленная неопределенностью исходной информации, многовариантностью, трудностью учета реального технического состояния оборудования, а также другими факторами. Тем не менее, в настоящее время разработаны и используются в практике эксплуатации различные модели и программные комплексы на их основе для внутристанционной оптимизации режимов работы оборудования [3,5,8,14]. Однако разработанные до настоящего времени методики оптимизации ориентированы на решение задачи оптимизации работы ТЭЦ без учета изменений иерархической структуры управления генерирующими компаниями, в состав которых входят ТЭЦ, а также особенностей оптового рынка электроэнергии (НОРЭМ).

С 1 сентября 2006 года в Российской федерации введены новые правила функционирования НОРЭМ, который основан на коммерческих, свободных и конкурентных отношениях по купле-продаже электроэнергии между продавцами и покупателями электроэнергии. Объемы электроэнергии, не покрытые регулируемыми договорами, продаются по свободным ценам. Таких способов торговли электроэнергией в новой модели оптового рынка два — это свободные двусторонние договоры и рынок «на сутки вперед» .

Эффективность управления ТГК (территориальной генерирующей компанией) в условиях НОРЭМ по схеме «на сутки вперед» предъявляет новые требования к оптимизации работы ТЭЦ при их функционировании в условиях конкурентного отбора ценовых заявок поставщиков и покупателей за сутки до реальной поставки электроэнергии с определением цен и объемов поставки на каждый час суток. Заявки по поставкам электроэнергии (мощности) определяются на основе системных ограничений и характеристик станций.

В условиях работы НОРЭМ «на сутки вперед» основная роль управляющей компании ТГК (РГК) — обеспечить максимальную эффективность основного оборудования ТЭЦ, входящих в состав компании, с целью получения максимальной прибыли с одновременным обеспечением надежности работы оборудования. Поэтому в качестве критерия эффективности работы ТЭЦ используется минимум топливных затрат, составляющих основную долю себестоимости производства энергии.

Всё- это приводит к усложнению процесса управления рынком электроэнергии и мощности, выбора оптимального состава генерирующего оборудования, а также оптимального распределения тепловой и электрической нагрузки между генерирующим оборудованием электростанций.

При этом, как правило, при решении данной задачи используются нормативные энергетические характеристики отдельных энергоблоков в виде зависимости расхода тепла или топлива от электрической мощности, полученные при номинальных начальных и конечных параметрах пара. Вместе с тем известно, что реальные энергетические характеристики, особенно при работе оборудования на частичных нагрузках, могут значительно отличаться от нормативных, в основном, в сторону ухудшения их отдельных показателей [8Д5].

Также стоит отметить, что большинство используемых в настоящее время методик оптимизации распределения нагрузок разработаны для однотипного состава оборудования ТЭЦ (обычно для блочного оборудования) и достаточно мало исследован вопрос совместной оптимизации распределения нагрузок между группами оборудования ТЭЦ, а также пиковыми водогрейными котлами.

Из вышесказанного следует, что в настоящее время, комплексное решение проблемы выбора работающего оборудования, а также оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок с учетом текущего состояния агрегатов ТЭЦ со сложным составом оборудования, является одной из главных задач АСУ ТЭЦ с точки зрения эффективной эксплуатации станций в рамках энергогенеригующих компаний и НОРЭМ.

Таким образом, целью настоящей диссертационной работы является разработка методических положений и практическая реализация алгоритма по совместному оптимальному распределению тепловой и электрической нагрузки на ТЭЦ со сложным составом оборудования при оптимальном управлении режимами работы ТЭЦ с учетом условий и особенностей НОРЭМ.

Диссертационная работа состоит из четырех глав.

В первой главе приведены основные изменения иерархической структуры энергогенерирующих компаний, предъявляющие новые требования к оптимизации работы ТЭЦ в условиях функционирования НОРЭМ, детально изложен обзор существующих методик и работ по оптимизации распределения нагрузок между оборудованием ТЭЦ. На основании проведенного обзора сформулирована цель и задачи диссертационной работы.

Во второй главе изложены основные принципы функционирования оптового рынка электроэнергии, а также текущее состояние проблемы выбора оптимальных режимов работы ТЭЦ в условиях рыночных отношений. Сформулированы основные условия и ограничения, накладываемые на задачу оптимального управления режимами работы ТЭЦ с приведением основных этапов оптимизации. Показаны недостатки применяемой в настоящее время методики, предложено поэтапное решение оптимизационной задачи как на стадии подачи заявки на рынок на сутки вперед (РСВ), так и при оперативном управлении.

В третьей главе изложены основные методические положения по одновременному оптимальному распределению тепловой и электрической нагрузок на ТЭЦ со сложным составом оборудования на базе эквивалентирования оборудования ТЭЦ с учетом внешних связей ТЭЦ по выдаче тепловой и электрической нагрузок при заданных составе генерирующего оборудования и графиках тепловой и электрической нагрузок по ГТП и тепловым ветвям. Предложены алгоритмы решения данной задачи как при прогнозировании режимов работы оборудования для подготовки предложений ТЭЦ с целью выхода на РСВ, так и при оперативном управлении.

В четвертой главе и приложениях приведены результаты применения разработанных алгоритмов оптимизации применительно к оборудования условной ТЭЦ, состоящей из двух энергоблоков Т-250 и 4-х турбоагрегатов Т-100 с котлами ТГМ-96 по энергетическим характеристикам соответствующего оборудования ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго», а также оборудования ТЭЦ-25 ОАО «Мосэнерго» (2 турбоагрегата ПТ-60 с котлами и 5 блоков Т-250).

Материалы, основные разделы и положения диссертации докладывались и обсуждались на XII и XIII Международной научно-технической конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» в марте 2006 и 2007 года, на конференции «Ресурсо-энергосбережение и эколого-энергетическая безопасность промышленных городов» в 2006 году.

4.5. Выводы по главе. Оценка эффективности применения разработанной методики.

На основе нормативных данных ОАО «фирма ОРГРЭС» были получены энергетические характеристики части блочного и неблочного оборудования ТЭЦ-23 и ТЭЦ-25 ОАО «Мосэнерго» как в табличном виде, так и виде регрессионных уравнений.

На примере нормативных характеристик и табличных данных о влиянии наиболее значимых режимных параметров блока Т-250 на вид расходной характеристики, были получены выражения для поправок к расходным характеристикам для учета текущего состояния блока при решении задачи распределения нагрузок с использованием актуальных характеристик оборудования.

Опираясь на изложенную в 3-й главе методику построения эквивалентных характеристик, были получены выражения для групп оборудования ТЭЦ на примере ТЭЦ-23 и ТЭЦ-25 ОАО «Мосэнерго», которые использованы в расчетах по распределению нагрузок.

В главе показана эффективность использования разработанной методики оптимизации режимов работы ТЭЦ со сложным составом оборудования на ТЭЦ, содержащей энергоблоки и оборудование с общим паропроводом на примере условной ТЭЦ (по характеристикам части оборудования ТЭЦ-23) и ТЭЦ-25 (с учетом работы оборудования на ГТП и тепловые ветви).

Проведенные оптимизационные расчеты показали эффективность решения поставленной задачи во всем диапазоне изменения тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ с учетом ограничений, а также — балансовых соотношений. Эффект от оптимизации для ТЭЦ-25 с учетом особенностей НОРЭМ составил 1,1% по суммарному расходу топлива при сравнении с фактическим распределением для суточного графика февраля 2008 года, а также при сравнении результатов с расчетами, проведенными с помощью комплекса IOSO NM (0,2% экономии топлива).

Для уменьшения вычислительных затрат при использовании метода динамического программирования, был использован метод множителей Лагранжа на этапе распределения нагрузок между группами оборудования ТЭЦ. Приведенные результаты показали, что при этом существенно сократилось время расчетов, при сохранении высокой точности полученных результатов. Следовательно, сочетание метода динамического программирования на этапе построения эквивалентных характеристик с методом множителей Лагранжа при распределении нагрузок между группами оборудования позволяет достичь высокой точности получаемого решения с приемлемым временем проведения расчетов.

Также были проведены исследования по оптимизации порядка подключения агрегатов ТЭЦ при использовании метода динамического программирования. Достигнутый эффект оптимизации составил 0,2−1,0% по суммарному расходу топлива ТЭЦ. Поэтому можно сделать вывод о том, использование разработанных методических положений по выбору очередности загрузки агрегатов является важной составляющей общей методики при решении задачи оптимизации распределения нагрузок на практике на конкретных ТЭЦ.

В главе также рассмотрены аспекты программной реализации разработанных методических положений в условиях функционирования существующих ТЭЦ. Разработана блочная структура программного продукта, а также приведены основные положения взаимодействия пользователей с программным продуктом.

Заключение

.

1. На основе анализа правил функционирования НОРЭМ на современном этапе выделены основные требования и условия решения задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок на ТЭЦ.

2. Разработаны методические положения по одновременному оптимальному распределению тепловой и электрической нагрузок на ТЭЦ со сложным составом оборудования на базе эквивалентирования оборудования ТЭЦ с учетом внешних связей ТЭЦ по выдаче тепловой и электрической нагрузок при заданных составе генерирующего оборудования и графиках тепловой и электрической нагрузок по ГТП и тепловым ветвям.

3. Предложены алгоритмы решения данной задачи как при прогнозировании режимов работы оборудования для подготовки предложений ТЭЦ с целью выхода на РСВ, так и при оперативном управлении с учетом БР.

4. Для одновременного распределения тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ показана целесообразность решения задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок в два шага: на первом шаге осуществляется распределение нагрузок между эквивалентными группами оборудования, на втором шаге — между оборудованием внутри каждой эквивалентной группы. Для каждого этапа определены целесообразность и условия применимости метода оптимизации.

5. Определены условия допустимости применения метода Лагранжа при одновременном распределении тепловой и электрической нагрузок между эквивалентными группами или внутри каждой группы оборудования, а также предложен алгоритм аналитического решения задачи при небольшом числе агрегатов ТЭЦ.

6. При использовании метода динамического программирования для оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок между большим числом (более трех) агрегатов (энергоблоков, котлов, турбин) разработан метод оптимальной очередности подключения агрегатов, позволяющий получить дополнительную экономию топлива по сравнению с традиционным использованием метода (случайным подключением агрегатов) в размере 0,2−1,0%.

7. Методические положения и алгоритмы реализованы:

— для группы оборудования условной ТЭЦ, состоящей из двух энергоблоков Т-250 и 4-х турбоагрегатов Т-100 с котлами ТГМ-96 по энергетическим характеристикам соответствующего оборудования ТЭЦ-23 ОАО «Мосэнерго» — проведенные расчеты, на базе метода динамического программирования и метода множителей Лагранжа для зимних условий работы ТЭЦ, показали работоспособность предлагаемых алгоритмов и возможность получения экономии топлива до 0,95% по сравнению со случайными допустимыми решениямиучет реального состояния оборудования, для отражения которого предлагается учитывать две группы параметров: долгосрочные (в работе, в качестве такого параметра рассмотрена величина недогрева в сетевых подогревателях) и текущие, изменение которых носит случайный (кратковременный) характер (температура и давление свежего пара, давление в конденсаторе и др.) и приводит к заметному изменению энергетических характеристик оборудования и, как следствие, значительно влияет на результат оптимального распределения;

— для зимних режимов работы оборудования ТЭЦ-25 ОАО «Мосэнерго» (двухступенчатый подогрев сетевой воды на блоках Т-250, режимы «Т» и «ПТ» для турбин ПТ-60) — расчеты проведены на базе реальных диспетчерских суточных графиках с помощью аналитического алгоритма, полученного на основе решения задачи методом множителей Лагранжав результате, снижение часовых затрат топлива по ТЭЦ в целом составило 1,1% за сутки (по сравнению с фактическим распределением на ТЭЦ).

8. Разработана схема программной интеграции разработанных методических положений в условиях функционирования существующих ТЭЦ. Разработана блочная структура программного продукта, а также приведены основные положения взаимодействия пользователей с программным продуктом.

Таким образом, разработанная методика, лежащая в основе алгоритма оптимизации, позволяет эффективно решать поставленную задачу оптимального управления режимами работы ТЭЦ со сложным составом оборудования с учетом условий работы НОРЭМ.