Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ современного состояния энергетики России, обзор технической литературы по проблеме оптимального управления режимами работы ТЭЦ. Постановка задачи исследований 12
1.1. Основные проблемы энергетики России на современном этапе 12
1.2. Анализ методов оптимизации для задачи распределения тепловой и электрической нагрузок на электростанциях 17
1.3. Обзор работ по оптимизации управления режимами работы ТЭЦ 31
1.4. Выводы по главе. Постановка задачи исследований 36
Глава 2. Основные требования к решению задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок на ТЭЦ со сложным составом оборудования с учетом работы ТЭЦ на НОРЭМ 39
2.1. Основные принципы функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ) 39
2.2. Особенности оптимизации управления ТЭЦ в системе ОАО "Мосэнерго" 46
2.3. Этапы решения задачи оптимизации режимов работы ТЭЦ в рамках функционирования НОРЭМ 50
2.4. Постановка задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ в условиях НОРЭМ, целевые функции и ограничения 59
2.5. Выводы по главе 67
Глава 3. Разработка алгоритма оптимального совместного распределения тепловой и электрической энергии на ТЭЦ со сложным составом оборудования 68
3.1. Постановка задачи оптимизации распределения тепловой и электрической нагрузок на этапе оперативного управления ТЭЦ 68
3.2. Условия и ограничения, накладываемые при решении задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок при оперативном управлении ТЭЦ 69
3.3. Математические методы оптимизации, используемые в алгоритме оптимизации совместного распределения электрической и тепловой нагрузок ТЭЦ со сложным составом оборудования 74
3.3.1. Особенности применения метода Лагранжа при совместном распределении тепловой и электрической нагрузки между теплофикационными агрегатами ТЭЦ 81
3.3.2. Особенности применения метода динамического программирования при совместном распределении тепловой и электрической нагрузки между теплофикационными агрегатами ТЭЦ 86
3.4. Алгоритм оптимизации совместного распределения тепловой и электрической нагрузок на этапе оперативного управления ТЭЦ со сложным составом оборудования 88
3.4.1. Методика построения эквивалентных характеристик групп оборудования ТЭЦ (с применением динамического программирования) 92
3.4.2. Методические положения по учету реального состояния оборудования энергоблока при построении энергетических характеристик 100
3.4.3. Алгоритм оптимального распределения с применением метода множителей Лагранжа 112
3.5. Выводы по главе 115
Глава 4. Практическая реализация алгоритмов оптимизации применительно к оборудованию ТЭЦ ОАО "Мосэнерго" 117
4.1. Реализация алгоритма оптимального распределения электрической и тепловой нагрузок на примере характеристик части оборудования ТЭЦ-23 117
4.1.1. Построение характеристик энергоблоков Т-250/300 и турбоагрегатов Т-100/120 117
4.1.2. Построение эквивалентных характеристик неблочной (Т-100/120) и блочной (Т-250/300) части ТЭЦ 131
4.1.3. Применение алгоритма оптимального распределения для характеристик части оборудования ТЭЦ-23 135
4.2. Анализ эффективности выбора последовательности нагружения энергоблоков при реализации алгоритма динамического программирования распределения нагрузок 139
4.3. Реализация алгоритма оптимального распределения электрической и тепловой нагрузок на примере оборудования ТЭЦ-25 141
4.3.1. Построение энергетических характеристик оборудования ТЭЦ-25, а также эквивалентных характеристик групп оборудования 147
4.3.2. Применение алгоритма оптимального распределения применительно к условиям ТЭЦ-25 152
4.3.3. Сравнение результатов оптимального распределения с результатами расчетов, полученных с помощью программного комплекса IOSO NM для ТЭЦ-25 159
4.4. Особенности программной реализации разработанных методических положений оптимизации распределения нагрузок 164
4.5. Выводы по главе 172
Заключение 175
Список литературы 178
- Основные проблемы энергетики России на современном этапе
- Основные принципы функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ)
- Условия и ограничения, накладываемые при решении задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок при оперативном управлении ТЭЦ
- Построение эквивалентных характеристик неблочной (Т-100/120) и блочной (Т-250/300) части ТЭЦ
Введение к работе
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 одно- и 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 оборудования -традиционно 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.
Основные проблемы энергетики России на современном этапе
Сегодня в России комбинированное производство электроэнергии и тепла осуществляется в основном на крупных ТЭЦ общего пользования и на промышленных ТЭЦ, работающих в составе промышленных предприятий с частичным отпуском тепла в городские тепловые сети. По данным Госкомстата суммарная установленная мощность всех электростанций России составляет 213,3 ГВт. В результате физического износа располагаемая мощность электростанций общего пользования (установленная мощность минус мощности, не способные к несению нагрузки) составляет сегодня 163,5 ГВт, а используемая мощность - только 140,0 ГВт. [16]
Средние удельные расходы условного топлива по всем тепловым электростанциям России в 1999 г. составляли 341,7 г.у.т./кВт.ч и 144,8 кг.у.т./Гкал. По отдельным электростанциям эти показатели изменяются в значительных пределах: на электроэнергию от 305,5 г/кВт.ч по энергоблоку 1 200 МВт Костромской ГРЭС и 310,4 г.у.т./кВт.ч по энергоблокам 800 МВт Сургутской ГРЭС-2 до 1034,6 г.у.т./кВт.ч по Беринговской ГРЭС на теплоэнергию: от 123,6 кг.у.т./Гкал по ГЭС-1 Мосэнерго до 288 кг.у.т./Гкал по Омсукчанской РЭС (ОЭС Востока). Комбинированное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ обеспечивает в настоящее время ежегодную экономию условного топлива в размере не менее 20 млн. тонн. Однако эффективность теплофикации могла быть существенно выше в случае увеличения отпуска теплоэнергии и при сокращении выработки электроэнергии по конденсационному циклу оборудованием ТЭЦ. Необоснованное удорожание тепла, отпускаемого от ТЭЦ, и другие факторы, в т. ч. и НДС, привело к тому, что в настоящее время сложилась устойчивая тенденция сооружения промышленными предприятиями собственных котельных и отказа от тепловой энергии ТЭЦ. За 1990-1999 г.г. при общем снижении отпуска тепла от ТЭЦ на 252 млн. Гкал (34%) отпуск тепла от собственных источников теплоснабжения предприятий (как правило, от котельных) возрос на 52 млн. Гкал. Выработка электроэнергии на ТЭЦ по конденсационному циклу с 1990 г. удерживается на достаточно высоком уровне — 40 %. В 1999 г. 59 крупных ТЭЦ увеличили выработку электроэнергии по конденсационному циклу. По итогам 11 месяцев 2000 г. таких ТЭЦ отмечено 46. Около 3 млн. кВт мощности турбин с противодавлением простаивают и переведены в ограничения из-за отсутствия тепловых нагрузок. При вводе оборудования в резерв электростанции несут дополнительные материальные затраты. Для повышения конкурентоспособности ТЭЦ на рынке тепловой энергии с 1996 в отрасли был введен метод разделения затрат топлива, в соответствии с которым эффект от теплофикации относился на оба вида энергии. Принятые в 1996 г. меры в части совершенствования распределения затрат топлива на ТЭЦ оказались недостаточными вследствие ряда причин (увеличение тарифов на теплоэнергию для предприятий в целях обеспечения льготных тарифов коммунально-бытовым потребителям, значительные потери энергии, в тепловых сетях и т.п.) и ожидаемых результатов достигнуто не было. Влияние перечисленных причин оказалось сопоставимым с полученным снижением удельных расходов топлива на отпускаемую от ТЭЦ тепловую энергию. В результате продолжилось сокращение потребления тепловой энергии промышленными предприятиями. За 3 года (с 1996 по 1999 г.) отпуск тепловой энергии из производственных отборов турбоагрегатов уменьшился на 28 млн. Гкал (14%). Тепловые электростанции по-прежнему будут являться основным генерирующим источником в стране, поэтому технический уровень основного оборудования ТЭС (котлы, турбины, паропроводы) будет в значительной степени определять эффективность энергоснабжения потребителей. Надежное, полнообъемное энергообеспечение потребителей, эффективность энергопроизводства предопределяется состоянием основных производственных фондов. Учитывая, что основной ввод энергетических мощностей был осуществлен в 1960-70 г.г., в последние годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей [5]. Степень физического износа оборудования характеризуется составом оборудования ТЭС по возрастным группам на 1 января 2000 г.: от 5 до 20 лет — 35 %; от 20 до 30 лет-35 %; от 30 до 50 лет-30 %. Таким образом, главная проблема российской энергетики — это высокая степень износа основных фондов. Срок эксплуатации основного оборудования ТЭС является важнейшим фактором, характеризующим техническое состояние основного оборудования, а значит и степень актуальности техперевооружения ТЭС. Имеющийся задел научно-исследовательских, конструкторских, проектных работ, выполненных с участием заводов-изготовителей, позволяет ставить вопрос о техперевооружения ТЭС на базе новых технологических процессов и современного энергетического оборудования, более совершенного в конструктивном исполнении. Большое количество тепловых электростанций (311), многообразие типоразмеров основного оборудования (по единичным мощностям, параметрам пара, энергетическому назначению, виду топлива): 2418 энергетических котлов, 1411 паровых турбин, 725 водогрейных котлов - определили необходимость анализа состояния и путей совершенствования производства тепловой энергии по следующим критериям: 1) Основным фактором, определяющим необходимость техперевооружения ТЭС, следует считать ресурсные условия, которые характеризуют состояние физического износа, степень промышленной безопасности и надежности оборудования, а также дают представление о моральном износе и уровне технических показателей оборудования. 2) Критерием, определяющим необходимость техперевооружения основного оборудования ТЭС, принят срок отработки паркового ресурса паровой турбины. 3) Техперевооружение основного оборудования ТЭС рассматривается с позиции повышения технического уровня в целом энергоблока энергоустановки по двум направлениям: замена действующего выбывающего энергоблока (энергоустановки) на основе внедрения передовой техники и технологий, что рассматривается как стратегическое обновление всего парка энергооборудования; замена действующего энергоблока (энергоустановки) на модернизированное паросиловое оборудование, более совершенное в конструктивном исполнении. 4) Практически, в реальных условиях на ТЭС имеют место и другие мероприятия по основному оборудованию, относящиеся к частичному повышению эффективности энергоблоков, которые позволяют при минимальных затратах добиться существенных улучшений технико экономических показателей (КПД на 1,2 %, увеличение тепловой нагрузки до 15 %).
Основные принципы функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ)
Основная цель реформирования электроэнергетики России — повышение эффективности предприятий отрасли, создание условий для ее развития на основе стимулирования инвестиций, обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей [22].
В связи с этим в электроэнергетике России происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании.
В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественномонопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций, и вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности (см. рис. 2.1).
Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании в перспективе станут преимущественно частными и будут конкурировать друг с другом. В естественномонопольных сферах, напротив, происходит усиление государственного контроля.
Таким образом, создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.
Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими.
С 1 сентября 2006 года в Российской федерации введены новые правила функционирования НОРЭМ. Суть этих правил кратко заключается в следующем.
НОРЭМ (см. рис. 2.2) основан на коммерческих, свободных и конкурентных отношениях по купле-продаже электроэнергии между продавцами и покупателями электроэнергии. Необходимость принимать в качестве ограничений на рынке специфику распределения электроэнергии в энергетической системе, а также достаточно сильная взаимосвязь между различными территориями России, необходимость и эффективность централизованного ведения режимов обуславливают формирование единого, централизованного оптового рынка электроэнергии на Европейской территории России, Урале и в Сибири (за исключением изолированных энергосистем, находящихся на этих территориях). Через этот рынок торгуются все объемы электроэнергии, произведенные на указанных территориях. На оптовом рынке поставщиками электроэнергии являются генерирующие компании и импортеры электроэнергии. В роли покупателей выступают: потребители, покупающие электроэнергию для удовлетворения собственных производственных нужд; сбытовые компании (включая гарантирующих поставщиков), приобретающие электроэнергию с целью дальнейшей перепродажи конечным потребителям и действующие от своего имени; экспортеры (операторы экспорта) электроэнергии - организации, осуществляющие деятельность по покупке электрической энергии с отечественного оптового рынка в целях экспорта в зарубежные энергосистемы. Согласно Правилам, вместо регулируемого сектора и сектора свободной торговли на оптовом рынке внедрена система регулируемых договоров между продавцами и покупателями электроэнергии. Договоры называются регулируемыми, поскольку цены на электроэнергию в рамках этих договоров регулируются Федеральной службой по тарифам (ФСТ). В 2006 году регулируемые договоры заключались до окончания года. Начиная с 2007 года, продавцам и покупателям оптового рынка предоставлено право заключать долгосрочные регулируемые договоры (от 1 года). Переход участников на долгосрочные двусторонние отношения в условиях либерализации рынка обеспечивает прогнозируемость стоимости электрической энергии (мощности) в среднесрочной и долгосрочной перспективе, что является залогом инвестиционной привлекательности электроэнергетики.
Кроме указанных трех секторов оптового рынка, в случае необходимости дополнительного стимулирования инвестиционного процесса в генерирующем; секторе отрасли, а также, сглаживания ценовых колебаний может вводиться рынок мощности (или плата за мощность), обеспечивающий дополнительные-стабильные среднесрочные доходы производителям электроэнергии.
В 2006 году регулируемые договоры заключались на полные объемы; производства и потребления , электроэнергии; в соответствии с прогнозным балансом ФЄТ России на 2006 год. Начиная с 2007 года объемы электрической энергии (мощности), продаваемые на оптовом рынке по регулируемым; ценам, планомерно уменьшаются в соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации Ш 205 от 7 апреля 2007 года І «О внесении; изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу определения объемов продажи электрической энергии по свободным (нерегулируемым) І-ценам».
Условия и ограничения, накладываемые при решении задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок при оперативном управлении ТЭЦ
Обобщая постановку задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузки между генерирующим оборудованием ТЭЦ на этапе оперативного управления и требования, предъявляемые со стороны СО к режимам их работы, определим условия, при которых решается данная задача и сложности, возникающие при ее практической реализации.
Таким образом, исходными условиями для каждого часа суток являются: - состав генерирующего оборудования; - тепловая нагрузка и температура прямой и обратной сетевой воды по каждой тепловой ветви ТЭЦ; - электрическая нагрузка и требуемые разгрузочные и нагрузочные резервы по каждой ГТП; - ограничения по лимиту сжигания каждого вида топлива; - другие технологические и балансовые ограничения (минимальные и максимальные электрические и тепловые нагрузки по каждой генерирующей единице, ограниченная по суммарному расходу охлаждающей воды и др.); - энергетические характеристики генерирующего оборудования (за предыдущие сутки); - другие необходимые нормативные данные и режимные карты. Как было показано выше, прямое общее решение поставленной задачи одновременного (совместного) распределения тепловой и электрической нагрузок на ТЭЦ со сложным составом оборудования в условиях работы оптового рынка затруднительно по следующим причинам: - большое количество взаимосвязанных параметров, оптимальное значение которых необходимо определить (тепловые и электрические нагрузки каждой генерирующей единицы) - число переменных для ТЭЦ со сложным составом оборудования доходит до 30 и более; - значительное количество ограничений технологического, системного характера и балансовых уравнений, при этом и те, и другие зависят от режимов работы и параметров теплофикационных турбин и сетевых установок (число ограничений и балансовых уравнений составляет СО); - неоднозначность в ряде случаев необходимости привлечения ПВК к покрытию тепловой нагрузки; - сложность получения всережимной энергетической характеристики теплофикационного оборудования (зависимость расхода топлива на теплофикационном блоке такого типа включала бы свыше 10 основных и более 15 вспомогательных (текущих) параметров). - необходимость обеспечения точного выполнения заданных графиков отпуска тепловой энергии по каждой ветке и электрической энергии по каждой ГТП; - соблюдение принятых заранее условий выхода ТЭЦ на оптовый рынок электроэнергии (состав генерирующего оборудования, минимальные допустимые величины нагрузок и др.); - обеспечение выполнения балансовых условий не только по каждому выходу ТЭЦ по теплу и электроэнергии, но и по ТЭЦ в целом при заданных лимитах по топливу, охлаждающей воде и т.д.; - обеспечение заданных СО нагрузочных и разгрузочных резервов по электрической мощности по каждой ГТП; - необходимость неукоснительного выполнения указаний СО по участию на оптовом рынке и текущих указаний СО и штрафные санкции для станции (ТГК), величины которых зависят от множества факторов. Таким образом, оптимальное управление текущими режимами работы оборудования ТЭЦ - сложная техническая, экономическая и математическая задача. При этом традиционные подходы упрощения решения (оптимального распределения электрической нагрузки при фиксированных тепловых нагрузках) в этих условиях не приемлемы из-за наличия на ТЭЦ сложных связей по отпуску тепла и электроэнергии агрегатами ТЭЦ по различным тепловым ветвям и ГТП. В данной работе предлагается следующий подход (общий алгоритм) решения поставленной задачи. 1. Группирование оборудования ТЭЦ в эквивалентные группы по методике, приведенной в п.2.4 для заданного состава оборудования. При этом группы должны быть независимы друг от друга по электрической и тепловой энергии, оборудование же в пределах одной группы связано по ГТП и (или) по тепловым ветвям. При работе каждой единицы оборудования ТЭЦ на одну ГТП и тепловую ветвь эквивалентной группой будет являться вся ТЭЦ. Далее осуществляется декомпозиция общей оптимизационной задачи на два этапа (шага): оптимальное совместное распределение заданных тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ между эквивалентными группами (первый шаг) и аналогичное распределение полученных на первом этапе тепловой и электрической нагрузок эквивалентных групп внутри каждой группы (второй шаг).
Построение эквивалентных характеристик неблочной (Т-100/120) и блочной (Т-250/300) части ТЭЦ
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. 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.
