Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Обоснование выбора методики оптимизации 15
1.1 Обзор существующих методов оптимизации режимов работы электростанций в энергосистемах 15
1.2 Описание выбранного метода 23
ГЛАВА 2 Методика оперативной оптимизации распределения нагрузок в энергосистеме 26
2.1 Методика оптимизации распределения нагрузок 26
2.2 Пример оптимизации загрузки ТЭС энергосистемы при взаимодействии с рынком электрической энергии 41
2.3 Оптимизация распределения тепловой и электрической нагрузки между энергоблоками 49
2.4 Оптимизация уровня заявленной мощности при взаимодействии с рынком электроэнергии 52
2.5 Влияние экологических факторов на результаты оптимизации 58
2.6 Влияние погрешностей расчетов 70
ГЛАВА 3. Характеристики энергетических установок 78
3.1 Математическая модель расчета энергетических характеристик турбин 78
3.2 Особенности учета форсировочных режимов 94
3.3 Характеристики котельных агрегатов 99
3.3 Особенности учета нестационарных и переходных режимов работы энергоблоков .101
ГЛАВА 4 Методика определения надежности электростанций 106
4.1 Структурно-функциональные модели надежности работы оборудования тепловой части энергоблока 106
4.1.1 Режимная надежность котла 109
4.1.1.1 Режим неизменной нагрузки 109
4.1.1.2 Режим регулирования нагрузки 113
4.1.2 Режимная надежность турбины 116
4.1.2.1 Режим неизменной нагрузки 118
4.1.2.2 Режим регулирования нагрузки 118
4.2 Расчет показателей надежности функционирования энергоблока в различных режимах 119
4.2.2 Режим неизменной нагрузки 121
4.2.2 Режим регулирования нагрузки 123
ГЛАВА 5 Выбор оптимального варианта работы энергосистемы при покрытии ступенчатого графика нагрузки 128
5.1 Оптимизация загрузки теплофикационных станций 128
5.2 Оптимизация загрузки конденсационных станций 135
Выводы 146
Приложение
- Описание выбранного метода
- Пример оптимизации загрузки ТЭС энергосистемы при взаимодействии с рынком электрической энергии
- Особенности учета форсировочных режимов
- Расчет показателей надежности функционирования энергоблока в различных режимах
Описание выбранного метода
Данная работа посвящена разработке методики, позволяющей максимизировать прибыль в энергосистеме, с учетом связи энергосистемы с рынком электроэнергии, поскольку учет данного фактора приводит к существенному влиянию на конечные результаты расчетов; учитывать затраты топлива на пуск-останов энергоблоков при прохождении минимумов нагрузок в энергосистеме, содержание резерва, а также экологические факторы и надежность. Учет всех этих факторов может оказать влияние на оптимальные решения при распределении нагрузок в энергосистеме.
Основные требования, предъявляемые к методу оптимизации:- возможность использования реальных энергетических характеристик оборудования (как выпуклых, так и невыпуклых);- возможность учитывать ограничения по максимальным, минимальным нагрузкам оборудования, экологические ограничения;- возможность учитывать ограничения по видам используемого топлива;- метод по возможности должен исключать перебор вариантов и вести поиск в направлении к оптимальному решению, таким образом, сводя к минимуму количество расчетов;- наглядность и простота метода;- возможность использования методики в «режиме реального времени», для оптимизации текущих режимов работы.
Все вышеизложенные требования можно учесть при использовании градиентных методов направленного поиска. Поэтому в основу данной работы был положен метод определенных множителей Лагранжа, разработанный Р.З.Аминовым [3].
Определить множители Лагранжа можно следующим образом. При наличии исследуемой функции 3(xh х2,..., х3) и ограничивающего уравнения связи f(xj, х2,..., Xj)=0 записываем функцию Лагранжа
Представим исходную функцию в видеСоставляющую общих затрат 3, можно представить в виде
Принцип отыскания вектора-градиента основан на определении модулей векторов &с, которые при заданном результирующем модуле Н давали бы максимальное изменение критерия. Математически вектор-градиент X записывается в виде функции соответствующих приращений переменных
Для независимых переменных х{ математическим выражением вектора-градиента являются приращения каждой из переменных &:,, пропорциональные соответствующим производным целевой функции.
В качестве коэффициента пропорциональности принимается модуль результирующего вектора Н, который в дальнейшем может приниматься произвольно. В этом случае дХ\—±Н83/дх Как известно, энергосистема может потреблять или продавать производимую электроэнергию рынку. Возникает проблема, какую долю электроэнергии необходимо потреблять с рынка, если энергосистема является дефицитной и какую долю производить на собственных электростанциях. В случае если энергосистема является избыточной, т.е. она способна производить электроэнергию сверх необходимой в энергосистеме, требуется решить задачу - до какого уровня целесообразно поднимать нагрузку на электростанциях, чтобы производимая электроэнергия была конкурентоспособной на рынке. При этом на электростанциях, входящих в энергосистему, могут использоваться различные топлива. Необходимо учитывать ограничения по виду топлива в энергосистеме, например по газу или мазуту, а также экологические ограничения, возможность передавать нагрузку на электростанции, находящиеся в более благоприятной экологической зоне или имеющие низкие вредные выбросы в атмосферу.
Требуется найти режим работы энергосистемы, приводящий к максимальной прибыли. Максимум прибыли в системе можно определить простым безитерационным способом на основе векторной теории оптимизации [3].
В данной работе ставится задача оптимизации распределения активных нагрузок между электростанциями системы при взаимодействии с рынком электроэнергии, однако для целостности исследования приводится методика для энергоблоков трехцелевого назначения вырабатывающих электрическую, тепловую нагрузку и отпускающих пар на производство.
Ограничивающие уравнения связи, в случае отпуска со станций - электрической, теплофикационной нагрузки и пара на производство: В приведенных уравнениях суммарное изменение тепловой Q, электрической N мощности, а также расхода пара на производство Д на всех энергоустановках равно нулю. Здесь AN, AQ, АД - потери электрической энергии, тепловой энергии и пара на производство.
Комплексное уравнение функции Лагранжа для ТЭЦ трехцелевого назначения при наличии ограничивающих уравнений по электрической мощности Nc, расходу производственного пара Дс, теплофикационной нагрузке Qc представим в следующем виде:
Здесь / - число электростанций, участвующих в распределении электрической нагрузки; J- количество станций участвующих в распределении теплофикационной нагрузки, К - количество станций участвующих в распределении производственной нагрузки (пара на производство) Nc -суммарная мощность электропотребления в энергосистеме; Qc- суммарный расход теплофикационной нагрузки в системе; Дс- суммарный расход производственного пара; AN, AQ, АД- потери электрической энергии, тепловой энергии отдаваемой на теплофикацию и расхода пара на производство, соответственно; Я/, Л?, Яз неопределенные множители Лагранжа; W- прибыль, в общем случае определяется по выражению [68, 48] где i?r суммарные результаты (выгоды или доходы), достигаемые на t-ом шаге расчета; Зг затраты, осуществляемые на том же шаге; Е - норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал; Т- горизонт расчета.
При текущей оптимизации, выражение для определения прибыли можно привести к следующему виду
Выручку от реализации продукции (электрической, тепловой энергии и пара на производство) можно определить по выражениюгде Тээ - тариф на отпускную электроэнергию потребителю; ТТэ - тариф на отпускную тепловую нагрузку; Тп- тариф на производственный пар отпускаемый потребителям; Э - реализованное количество электроэнергии; Q - реализованное количество тепловой энергии; Д - реализованное количество пара на производство.
В общем случае суммарные затраты в системе, при отсутствии капитальных вложений на строительство можно представить в следующем виде [89]:где Зфорэкг- затраты на покупную электроэнергию с ФОРЭМ; И- издержки; У-среднегодовой народнохозяйственный ущерб от недоотпуска энергии, учитывающий фактор надежности энергоустановки.
В свою очередь, эксплуатационные издержки представляются суммой:Здесь Итоп - издержки по топливу; ИШ1 - сумма амортизационных отчислений; Ит - заработная плата; Я„от-издержки связанные с потерями энергии; Иэк- экологические издержки; Ипр- прочие расходы.
Пример оптимизации загрузки ТЭС энергосистемы при взаимодействии с рынком электрической энергии
В качестве примера приведен расчет по оптимизации загрузки мощностей электростанций на примере Саратовэнерго. В энергосистеме имеются только ТЭЦ, которые несут тепловую нагрузку, поэтому при оптимизации распределения электрической нагрузки между станциями тепловая нагрузка станции должна оставаться постоянной. Допустимый диапазон изменения электрических нагрузок на ТЭЦ-2 - 262-320 МВт, ТЭЦ-3 - 109-135 МВт, ТЭЦ-4 - 238-342 МВт, ТЭЦ-5 - 322-377 МВт. Характеристики энергоблоков представлены на рис.2.2.
Энергосистема является дефицитной, вследствие чего потребляет электроэнергию с рынка. Объем электрической энергии закупаемой с рынка может изменяться в диапазоне 0-100 МВт. Исходная потребляемая мощность с ФОРЭМ составляет 50 МВт. Стоимость покупной электроэнергии с рынка 0,4 руб/кВт. Стоимость тонны условного топлива на станциях следующая: ТЭЦ-2-650 руб/т.у.т; ТЭЦ-3-620 руб/т.у.т; ТЭЦ-4- 610 руб/т.у.т; ТЭЦ-5-630 руб/т.у.т. Стоимость электроэнергии для конечного потребителя принята 0.9 руб/кВт ч.
Суммарная электрическая нагрузка в системе 1040 МВт. Исходное распределение электрических нагрузок между станциями:
Результаты расчетов по оптимальной загрузке энергоблоков при взаимодействии с рынком электроэнергии следующие: исходные суммарные затраты в системе 688 888 руб/ч, после оптимизации 682 066 руб/ч, что составляет экономию 1 %. Однако, величина результирующей экономии в системе зависит в первую очередь от исходного распределения нагрузок по станциям, а во вторых от вида энергетических нагрузок энергоблоков и электростанций и в среднем она может принимать значение от 0.5 % до 3 %.
На рис. 2.3 показано изменение частных производных по шагам расчета. Из-за перераспределения нагрузки (рис. 2.4) и соответственно затрат по энергоблокам (рис.2.5) в системе происходит снижение суммарных затрат и соответственно рост прибыли в системе (рис.2.6).
В результате оптимизации загрузки электростанций энергосистемы при различных мощностях станций, получена зависимость суммарных затрат от мощности, изображенная на рис. 2.7, интерполяция этой зависимости позволила получить аналитическую зависимость вида (для данной энергосистемы с заданными энергоблоками и стоимостями топлива на станциях):
В расчете принято условие достижения конечного результата при точности 8=0.001. Количество шагов одного расчета зависит от задаваемой исходной точности. Имеется возможность проследить пошаговое изменение любых параметров, участвующих в расчете.
В случаях, когда требуется найти оптимальное распределение нескольких видов нагрузок между энергоблоками электростанции или энергосистемы, также можно воспользоваться методикой векторной оптимизации изложенной в начале главы, хотя в данной работе ставится задача второго уровня -распределения электрических нагрузок между станциями. Поскольку электростанции участвующие в оптимизации несут заданную тепловую нагрузку, с привязкой к конкретным тепловым потребителям, ее зачастую невозможно передать на другую ТЭЦ. Однако для более полного изложения методики расчета при оптимизации, рассмотрим подробный расчет оптимального распределения электрической и тепловой нагрузки, для энергоблоков.
Приняты энергоблоки с турбинами Т-175/210-130, Т-110-130, ТР-110-130. Суммарный отпуск электрической энергии составляет - 349,2 МВт, тепловой энергии - 451,7 МВт. Стоимость электрической энергии для конечного потребителя Тэ составляет - 70 коп/кВт ч, тепловой энергии 7тэ - 48 руб/ГДж. Стоимость топлива на энергоблоках: с турбиной Т-175/210-130 составляет 590 руб/т.у.т., с турбиной Т-110-130 - 600 руб/т.у.т. с турбиной ТР-110-130 - 610 руб/т.у.т.
Энергетические характеристики принятых энергоблоков рассчитаны по разработанной математической модели изложенной в 3-й главе и представлены в Приложении 4.
Исходные электрические и тепловые нагрузки энергоблоков представлены в таблице 2.1. Используя формулы (2.25-2.30) для двухцелевой ТЭС, вырабатывающей электрическую и тепловую нагрузку и данные таблицы 2.1 рассчитаем множители Лагранжа А-1 и А,2 для определения приращений по тепловой и электрической нагрузке: Примем шаг по тепловой и электрической нагрузке Н=500, получим следующие изменения по тепловой и электрической мощности по каждому энергоблоку
Знак «+» или «-» показывает направление изменения нагрузок. Однако, в случае наличия невыпуклых характеристик, а в данном случае производные мощности по тепловой нагрузке являются невыпуклыми (см. Приложение 4), необходимо изменить направление градиента, в сторону снижения затрат и соответственно роста прибыли. В результате, получим следующие данные (см. таблицу 2.2).
Особенности учета форсировочных режимов
В настоящее время энергосистемы находятся в разных условиях работы в зависимости от того дефицитной или избыточной оказывается энергосистема по отпуску электроэнергии. Для избыточных систем встает вопрос о возможности продажи производимой электроэнергии на рынке мощности и энергии. Планирование отпуска электроэнергии на расчетный контрактный период позволяет оптимальным образом распределять нагрузки между электростанциями в энергосистеме, и строить таким образом свои взаимоотношения с оптовым рынком.
Из-за растущей неравномерности суточного и сезонного потребления электроэнергии необходимо привлекать для регулирования ее производства -тепловые электрические станции, обычно работающие частично в базовой или полубазовой части графика нагрузки, а именно КЭС и ТЭЦ. ТЭЦ предназначены для работы по тепловому графику нагрузки и отпуск электроэнергии в этом случае будет зависимым от тепловой нагрузки. Преимущество турбин с теплофикационным и производственными отборами - возможность регулировать электрическую нагрузку в широких диапазонах за счет изменения расходов пара в соответствующих отборах, путем передачи части теплофикационных нагрузок на пиковые водогрейные котлы. Регулирование нагрузки возможно за счет изменения расхода пара на производство, теплофикацию, а также за счет отключения подогревателей высокого давления (ПВД) [39, 27]. Существуют также и другие варианты регулирования нагрузки, но они дают меньший эффект.
Поскольку в избыточной энергосистеме покрытие собственного графика нагрузки не представляет особой сложности, то встает вопрос, - до какого уровня имеет смысл форсировать нагрузки на энергоблоках с целью реализации полученной электроэнергии на ФОРЭМ, а также определить140,00-»-430,50 какие энергоблоки должны находиться в резерве. Очевидно, что если стоимость производимой электроэнергии окажется ниже, чем отпускная цена (тариф на электроэнергию) на рынок, то будет выгодно планировать ее реализацию на рынок.
Использование ТЭЦ и КЭС в регулировании графиков нагрузки энергосистемы приводит к снижению экономичности и надежности их работы. Существующие диаграммы режимов не позволяют полностью учитывать все возможные состояния энергоблока. Поэтому становится актуальной проблема исследования экономичности энергоблоков в переменных и форсировочных режимах.
Учитывая вышеизложенные факторы разработана математическая модель (и программа для ЭВМ) [24] турбоустановки, которая позволяет рассчитывать энергетические характеристики на переменных режимах работы, в том числе и при регулировании нагрузки: путем изменения расхода пара на теплофикацию; изменения расхода пара на производство; отключения ПВД для форсирования мощности.
На рис. 3.10 в качестве примера представлены результаты расчетов характеристик турбины ПТ-135/165-130 на различных режимах. На рисунке показано, как меняется относительный расход топлива на электроэнергию (а) и тепловую энергию (д) при форсировке мощности турбины путем снижения расхода пара из производственного отбора и передачи паровой нагрузки на РОУ. Теплофикационная нагрузка из отборов турбины остается постоянной. Форсирование нагрузки начинается с номинального режима. На графиках в, г, з, и показано, как меняется расход топлива при отключении подогревателей высокого давления (ПВД) при тех же исходных данных, что и на предыдущем режиме. Также были рассчитаны режимы, при которых форсирование мощности осуществляется путем изменения отбора пара на теплофикацию - с включенными ПВД (б, ж) и при отключенных ПВД (г, и).
По этим характеристикам построены кривые себестоимости электроэнер гии (рис. 3.11). При снижении расходов пара на теплофикацию предполагалось, что эта тепловая нагрузка будет покрываться за счет пиковых котлов. В расчетах, для распределения топлива на тепловую и электрическую энергию использовалось два метода: физический метод и метод ОРГРЭС. Такие расчеты позволяют сравнивать характеристики энергоблоков «старым» (физическим) и «новым» (ОРГРЭС) методом.
Таким образом, полученная модель позволяет рассчитывать все необходимые характеристики турбоустановки для оптимального распределения нагрузки между энергоустановками электростанции с учетом возможных изменений в тепловой схеме для форсирования мощности турбоустановки. Однако, следует учитывать погрешность расчетов по данной модели и необходимости доработки текста программы для каждой конкретной тепловой схемы и особенностей функционирования энергоблока, с целью получения реальных энергетических характеристик.
Расчет показателей надежности функционирования энергоблока в различных режимах
Используя изложенные выражения (4.1-4.50) и показатели надежности отдельных элементов основного и вспомогательного оборудования станции [51, 52] приведенной в табл. 4.1, можно рассчитать коэффициенты готовности оборудования в режиме постоянной нагрузки и переменных режимах работы. (КУ) и блочной обессоливающей установки (БОУ) равны
Основным достоинством данной методики определения надежности является учет двух основных состояний энергоблока: когда нагрузка остается постоянной (в работе находится основное оборудование) и режим регулирования нагрузки, когда подключается дополнительное вспомогательное оборудование (перепускные клапаны, насосы, сливы и т.д.). Учет режима регулирования нагрузки энергоблока может приводить к существенному изменению коэффициента готовности энергоблока, т.к. выход из строя оборудования происходит обычно при включении-отключении или регулировании. Вследствие этого, при оптимизации загрузки энергоблоков, особенно при прохождении переменного суточного графика нагрузки необходимо учитывать влияние коэффициента готовности при регулировании нагрузки, поскольку именно он будет определять готовность энергоблока к изменению нагрузки в сторону снижения или увеличения.
Рассмотрим оптимизацию загрузки тепловых электростанций. В качестве электростанции в данном примере выступают энергоблоки с теплофикационными турбинами типа Т или ПТ, т.е. имеющих не только электрическую, но и теплофикационную нагрузку с отпуском пара на производство. В этом случае, для покрытия электрического графика энергосистемы, турбоустановки должны работать в режиме, когда тепловая нагрузка станции в процессе оптимизации остается неизменной, либо станция должна работать по конденсационному режиму. Если оптимизируется нагрузка станции, на которой установлено несколько разнотипных турбин, в расчетах должны использоваться энергетические характеристики не энергоблока, а всей станции. Данные характеристики должны быть получены на основе оптимизации режимов работы оборудования. При этом тепловая нагрузка должна быть также оптимально распределена между энергоблоками станции.
Поскольку теплофикационные турбины кроме электрической несут также теплофикационную нагрузку, то при прохождении провалов графиков их можно разгружать до нагрузки, при которой обеспечивается покрытие теплофикационного отпуска и отпуска пара на производство. Решение же об отключении турбины может приниматься только в том случае, если на станции имеются турбоустановки, ПВК либо теплоаккумуляторы, которые смогут компенсировать тепловую нагрузку отключаемой турбины. В расчетах принято, что в процессе оптимизации тепловая нагрузка каждой станции остается постоянной и передаваться на другую станцию не может.
Ниже приведен пример энергосистемы, состоящей из станции с теплофикационными турбинами следующего типа:
При покрытии графика нагрузки участвует четыре электростанции (ТЭС) при этом закупается электроэнергия на рынке. Расход топлива энергоблоков определялся по энергетическим характеристикам, рассчитанным по модели изложенной в главе 3. Характеристики представлены в Приложении 4.
Стоимость топлива на энергоблоках была принята следующей (за т.у.т.): на первом энергоблоке Цт1=650 руб/т, на втором Цт2=620 руб/т, на третьем Цт3=610руб/т, на четвертом Цт4=630 руб/т. Стоимость электроэнергии закупаемой на рынке принята 0,2 руб/кВт ч. Стоимость электроэнергии для покупателей внутри энергосистемы 0,75 руб/кВт ч.
График электрической нагрузки представленный на рис.5.1 можно разбить на зоны с различным уровнем нагрузок и произвести оптимизацию загрузки станций с различным составом оборудования. В таблице 5.1 представлены исходные данные и результаты оптимизации вариантов загрузки электростанций.
В таблице 5.2 показана результирующая экономия в энергосистеме после оптимизации, без учета затрат на пуск-останов энергоблоков и фактора надежности.
Потери топлива на пусках энергоблоков с газо-мазутными котлами, при продолжительности простоя до 10 часов будут следующие: ТЭС-1 - 30.8/33 т.у.т; ТЭС-2 - 48.5/52 т.у.т; ТЭС-3 - 81.3/88 т.у.т; ТЭС-4 - 30.8/33 т.у.т, в числителе - значения потерь без учета перерасхода топлива при снижении экономичности работы на частичных нагрузках в период нагружения, а в знаменателе - с учетом этой составляющей.Соответственно, топливные затраты на пуск-останов энергоблоков будут
