автореферат диссертации по энергетике, 05.14.02, диссертация на тему:Построение оптимизационной модели для выбора состава и распределения нагрузок между агрегатами тепловых электростанций

003406760

На правах рукописи

Иванов Никита Сергеевич

Построение оптимизационной модели для выбора состава и распределения нагрузок между агрегатами тепловых электростанций

Специальность 05.14.02 — Электростанции и электроэнергетические

системы.

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- з ДЕК 2009

г. Томск 2009г.

003486760

Работа выполнена в Томском политехническом университете

Научный руководитель Кандидат технических наук, доцент

Беляев Леонид Александрович

Официальные оппоненты Доктор технических наук, профессор

Хрущёв Юрий Васильевич Кандидат технических наук, доцент

Русина Анастасия Георгиевна

Ведущая организация Кузбасское Открытое акционерное общество

энергетики и электрификации

(ОАО «Кузбассэнерго»)

Защита диссертации состоится «23» декабря 2009г. в 16 час. 00 мин.

на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.269.10 при Томском политехническом университете по адресу 634050, г. Томск, пр. Ленина, 30

С диссертацией можно ознакомиться в научно-технической библиотеке Томского политехнического университета

Автореферат разослан « ноября 2009г.

Ученый секретарь совета по защите локтоиских

Кабышев А.В.

Общая характеристика работы Актуальность темы.

Реформирование электроэнергетического комплекса России привело его к такому состоянию, в котором разные генерирующие объекты вынуждены конкурировать на оптовом рынке электроэнергии и региональных потребительских рынках тепла. В этих условиях необходимо оптимизировать работу существующего энергетического комплекса для его работы с максимальной эффективностью.

Исходя из того, что тепловые электростанции являются в структуре энергетической системы как объектами с наибольшим видом отпускаемых видов нагрузки различных параметров, так и объектами с частым изменением этих нагрузок (несколько раз в сутки), то оптимизация краткосрочных режимов их работы является одним из важных и сложных этапов в комплексной оптимизации электроэнергетической системы.

Формирование цены на электроэнергию происходит на основе конкурентного механизма отбора наиболее дешевых предложений на поставку электрической энергии. Одним из секторов торговли является рынок на сутки вперед. Администратор торговой системы на рынке электроэнергии ранжирует заявки по ценовой шкале от самой дешёвой до самой дорогой. Заявки представляют собой объемы электроэнергии, которые генерирующие компании собираются поставлять по определенной цене на определенный период времени. Очевидно, что топливная составляющая в ценовой заявке должна определяться из условия оптимального выбора и загрузки оборудования ТЭС. В результате сопоставления поданных заявок осуществляется оперативно-диспетчерское управление системным оператором.

Цель работы заключается в создании методики оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС, позволяющую выбирать оптимальное сочетание из всего множества сочетаний составов и режимов работы оборудования тепловой электростанции.

Научная новизна в целом заключается в создании методики совместной оптимизации как состава и режимов работы оборудования тепловых электростанций, так и распределения тепловых и электрических нагрузок между оборудованием. Данная методика впервые позволяет оперативно проводить выбор лучшего сочетания состава и режимов работы оборудования из всех возможных сочетаний, в отличие от многих существующих методик, в которых состав оборудования задается, а оптимизации подлежит лишь распределение тепловых и электрических нагрузок между оборудованием. К числу отдельных результатов, обладающих новизной, относятся:

1. Разработана структурная схема программного комплекса, математическая модель оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС и алгоритм её реализации на современных ЭВМ.

2. Созданы базы данных (БД) сочетаний всех возможных составов и режимов работы исследуемых ТЭС, формируемых до оптимизационных вычислений. Разработана методика формирования БД. Создание БД позволило значительно сократить время оптимизационных вычислений.

3. Разработан модуль произвольного задания состава и режимов работы оборудования ТЭС для оценки эффективности применения программного комплекса. Данный модуль позволяет сопоставить результаты оптимизационного выбора и любого другого допустимого режима. При этом в модуле оптимизации и модуле произвольного задания используются для расчёта тепловых схем ТЭС, расходов пара на турбины и топлива на котлы одни и те же заложенные в программу алгоритмы и энергетические характеристики.

Практическая значимость.

Методика оптимизации составов и режимов работы оборудования ТЭС реализована в рамках универсального программно-вычислительного комплекса. Разработка, тестирование и внедрение комплекса осуществлено на Новосибирской ТЭЦ-4 и Кемеровской ГРЭС. Его применение позволяет:

1. Экономить топливо за счет выбора оптимального состава и режимов работы оборудования ТЭС.

2. Повысить конкурентоспособность электростанции на рынке электроэнергии, так как в заявке станции на поставку электрической энергии топливная составляющая в результате оптимизации будет минимальной.

Средневзвешенная экономия угля при ведении режимов, рассчитываемых комплексом, составила 3 т/ч.

Личное участие диссертанта

Диссертантом лично выполнены:

1. Разработана методика оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС с предварительным формированием базы данных, которая содержит все возможные сочетания составов и режимов работы оборудования на тепловых электростанциях.

2. Разработана методика формирования баз данных.

3. Разработана структурная схема программного комплекса, математическая модель оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС и алгоритм ее реализации на современных ЭВМ.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы лично представлялись и докладывались автором на семинарах и конференциях: Всероссийской конференции по итогам конкурса молодых специалистов организаций научно-производственного комплекса ОАО РАО «ЕЭС России» в 2005 г., конференции проектных институтов, входящих в ОАО «Сибирский ЭНТЦ» («Томсктеплоэлектропроект», «Новосибирсктеплоэлектропроект», «СибВНИПИэнергопром и др.) в г. Новосибирске в 2007г., 10 международная конференция студентов и молодых учёных «Современные техники и технологии», г. Томск, 2009г., в Томском политехническом университете (20062009 гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 работы.

Структура и объём работы.

Диссертация состоит из введения, семи глав, выводов по диссертации, списка литературы и приложений. Материал изложен на 91 странице, содержит 7 таблиц, 10 рисунков, 2 приложения, 87 наименований литературы.

Содержание работы

Во введении рассматривается актуальность оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования тепловых электростанций.

В РД 153-34.0-09.115-98 «Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива» п. 1.1.3 указано, что "...удельные расходы топлива на отпускаемую электроэнергию и тепло должны соответствовать

ЛПТПто ттт ил»*и рпгтпш ' т» пам/^тшо» * по^лтт т лтаготлп " n n tt 1 Т Т » ч'пчпттп ч-гг»

Ulllll.HVWáUllVm^ VVVH" |/Vi«muui»l puuviui MI J^VI U1«JU. . . , U L1 jnUJUIIV^)

"...целесообразно применять специальные компьютерные программы при распределении электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанции, чтобы минимизировать затраты тепла турбинной установкой."

В качестве объектов исследования выбраны Новосибирская ТЭЦ-4 и Кемеровская ГРЭС.

В главе 1 приводится постановка задачи оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования ТЭС, анализ существующих методик оптимизации.

Как правило, на городских отопительно-промышленных ТЭС, имеющих электрическую Ne, отопительную Qt и производственную Qp нагрузки, строившихся несколькими очередями, имеется оборудование с различными начальными параметрами пара, что соответствует приведенной на рис. 1 типовой тепловой схеме ТЭС с поперечными связями. Согласно схеме часть турбин (в основном типов «ПТ», «ПТР», «Р») и котлов работают на средних параметрах пара, а часть турбин и котлов на высоких параметрах пара. Схема

главных паропроводов электростанции с поперечными связями. Связь коллектора среднего давления с коллектором высокого давления осуществляется через предвключённые турбины типа «Р» или БРОУ.

Структура ТЭС, содержащая около 10 элементов (турбины типов «ПТ», «ПТР», «Р», «Т», РОУ, РУ) дает до нескольких десятков тысяч возможных сочетаний составов и режимов работы оборудования ТЭС.

Рис. 1. Пример типовой тепловой схемы ТЭС с поперечными связями

В соответствии с приведённой тепловой схемой ТЭС (рис.1), задача оптимизации краткосрочных режимов работы включает в себя задачу оптимального распределения нагрузок (№те, (Зстр) между оборудованием турбинного цеха, входящим в те сочетания, которые удовлетворяют заданным ТЭС тепловым и электрическим нагрузкам, просчёт этих сочетаний и выбор самого экономичного сочетания режимов работы оборудования. Далее, получившиеся в ходе оптимизации для самого экономичного сочетания режимов работы оборудования турбинного цеха расходы пара в коллекторы острого пара, распределяются между котлами по критерию минимума расхода

топлива. Наряду с этим должен быть создан механизм выборки таких сочетаний из общего их количества, формирование общего количества сочетаний режимов работы и составов оборудования турбинного и котельного цехов.

Для задачи определения экономичного распределения тепловых и электрических нагрузок на ТЭС в настоящее время разработаны теоретические и практические решения, позволяющие находить оптимальное распределение нагрузок для заданных составов и режимов работы оборудования с той или иной степенью точности при соответствующей затрате времени на вычисления. Исключение составляет еще не решенная проблема выбора оптимального состава и режимов работы оборудования ТЭС из всех возможных сочетаний.

В настоящее время дано решение задачи оптимизации состава и режимов работы оборудования ТЭС с использованием метода динамического

Пг

программирования возможно лишь для малого числа турбоагрегатов при распределении не более двух видов нагрузки (при необходимости в общем случае распределить три вида нагрузки - И"«., <3", СГТР). Это ограничение вызвано фактором времени, которое затрачивается на проведение оптимизационных расчётов.

При оптимизации состава и режимов работы оборудования с параллельным поиском оптимального распределения трёх видов нагрузки это время может составлять более 6 часов, что исключает оперативное (15-20 мин.) принятие решения для выбора того или иного краткосрочного режима. Как минимум треть затрачиваемого времени уходит на формирование тех сочетаний составов и режимов работы оборудования, которые удовлетворяют несению общих задаваемых для ТЭС нагрузок.

В данной работе предлагается заменить процесс формирования во время оптимизационных вычислений всех возможных сочетаний составов и режимов работы оборудования, удовлетворяющих несению общих задаваемых для ТЭС нагрузок, на процесс выборки этих сочетаний из предварительно

сформированной, единой базы данных всех сочетаний. Эта замена позволит существенно снизить затраты времени на проведение вычислений.

База данных формируется в зависимости от структуры ТЭС от 4 до 6 часов (по результатам формирования баз данных для Новосибирской ТЭЦ-4 и Кемеровской ГРЭС), что предопределяет формирование БД до оптимизационных расчетов, а не в ходе оптимизации, когда средним общим нагрузкам на ТЭС могут удовлетворять до половины возможных сочетаний режимов.

В главе 2 дано описание математической модели оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования ТЭС и структурной схемы программного комплекса.

Математическая модель оптимизации представлена целевыми функциями:

1. Функцией потребления сочетанием оборудования турбинного цеха (ТЦ) пара из коллектора острого пара:

ОЦО1), (2.1)

где к - номер сочетания, \ - номер оборудования, входящего в сочетание, С-расход пара на оборудование турбинного цеха, входящее в сочетание

Для турбин типа «ПТ»:

С1 =ЦОт\др'Ж) (2.2)

Для турбин типа «Т»:

С №') (2.3)

Для турбин типа «К»:

С =^е') (2.4)

Для РОУ, РУ:

С'=Г(СВЫД (2.5)

где N'5, <3',, <3'р - электрическая нагрузка турбины, нагрузка теплофикационного отбора, нагрузка промышленного отбора пара, ОВЬ1Х' -расход пара на выходе из РОУ, РУ.

2. Функцией потребления топлива сочетанием котлов котельного цеха

(КЦ):

Вкет=ИЕВ'); (2-6)

В'= ту,

1Д-Ок0тт, (2.7)

где В1 - расход топлива ¡-м котлом; Д' - паропроизводительности котлов, которые в сочетании суммарно дают нужное количество пара Ск0п1|П.

Отметим, что между котлами распределяется минимальный расход пара в коллектор острого пара - Ок0 тт-

Модуль оптимального распределения тепловых и электрических нагрузок между сочетаниями оборудования турбинного цеха осуществляет следующие процедуры:

1. Для каждого сочетания формируется своя функция потребления (расходная характеристика) из коллектора острого пара (2.1).

2. Для расходной Характеристики будет производи оптимизация распределения тепловых и электрических (при задании электрического графика работы ТЭС) нагрузок «внутри» каждого сочетания оборудования методом поиска условного оптимума с ограничениями типа равенств и неравенств (ограничения на минимумы и максимумы нагрузок, суммарный баланс тепловых и электрических нагрузок), так что:

Ок0->тт (2.8)

3. Просчитанные сочетания ТЦ ранжируются по критерию оптимизации -выбирается сочетание с минимальным потреблением пара из коллектора острого пара - в^шт-

При распределении нагрузок N6", СН", (22рСТ, рассчитанных в модуле расчета тепловых схем ТЭС, для каждого сочетания проверяются балансовые уравнения ограничений по нагрузкам:

а) допустимые диапазоны нагрузок станции для оптимизируемого сочетания:

Нестт1П<Мест<Кесттах;

(2.9)

шах

шах

б) допустимые пределы изменения мощностей турбоагрегатов:

тах»

ду,„,„<ду<ду,

шах

(2.10)

в) балансы мощностей:

Кест=ЕМе';

дг^д^ дут=Еду,

(2.11)

где:

- Ыест, N6'- электрическая нагрузка станции и ¡-го турбоагрегата;

- дГ, д^- теплофикационная нагрузка станции и ¡-го турбоагрегата;

- д7рст, дгр'- нагрузка промышленных и общестанционных теплообменников ТЭС г-го коллектора и ¡-го промышленного отбора пара турбоагрегата типа «ПТР» или «ПТ». Значения г соответствуют значениям давлений пара в коллекторах потребителей - 0,6 МПа (пар на пиковые бойлеры, общестанционные подогреватели высокого давления и др.), 1,3 МПа (пар к промышленным потребителям, пар на вагоноразмораживатель и ДРО-

Модуль оптимального распределения расходов пара между сочетаниями котлов осуществляет следующие процедуры:

1. Для каждого сочетания котлов формируется своя функция потребления (расходная характеристика) топлива (2.6). Уравнения ограничений для котлов:

дст,п<дс<дсп

Д,тт<Д1<Д',

шах

(2.12)

I

шах

где Д° - суммарная паропроизводительность котлов, входящих в сочетание.

2. Для расходной характеристики потребления топлива будет производиться оптимизация распределения расходов пара «внутри» каждого сочетания котлов методом поиска условного оптимума с ограничениями типа равенств и неравенств, так что:

Вкст —>тт (2.13)

3. Просчитанные сочетания котлов ранжируются по критерию оптимизации -выбирается сочетание с минимальным критерием. В итоге, критерием оптимальности сочетания режима работы ТЭС (включающего режимы работы турбин, РОУ, РУ и котлов) служит выражение.

В"—>тт (2.14)

Структурная схема программного комплекса

На ряс. 2 приведены потоки между модулями ^1румурний схемы программного комплекса:

1. Исходные данные, вводимые инженером (расходы и температуры прямой и обратной сетевой воды по тепломагистралям, расходы пара для промышленных потребителей и коэффициенты возврата пара от потребителей, электрическая нагрузка ТЭС и др.). Эти данные поступают в модуль расчёта тепловых схем ТЭС для вычисления нагрузок на общестанционные теплообменники (подогреватели сырой и умягчённой воды, деаэраторы подпитки теплосети, котлов, подогреватели высокого давления и др.).

2. Рассчитанные нагрузки, подлежащие распределению между оборудованием ТЦ, поступают в модуль выборки сочетаний из базы данных ТЦ.

3. В базу данных приходит запрос на выборку сочетаний из БД ТЦ, удовлетворяющих рассчитанным нагрузкам.

Рис. 2. Основные элементы структурной схемы программного комплекса для оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования ТЭС

4. В модуль выборки сочетаний из БД поступают коды выбранных сочетаний. Код сочетания - это цифровое указание режима работы каждой единицы оборудования турбинного цеха ТЭС - турбин, РОУ, РУ.

5. Во всех сочетаниях, поступивших из модуля выборки, осуществляется поиск оптимального распределения тепловых и электрических нагрузок между оборудованием ТЦ.

6. В результате расчёта режимов работы оборудования ТЦ и выбора оптимального сочетания определяются расходы пара в коллекторы острого пара ТЭС.

7. В базу данных КЦ поступает запрос из модуля выборки сочетаний котлов.

8. В модуль выборки сочетаний котлов из БД КЦ поступают коды выбранных сочетаний котлов. Код сочетания - это цифровое указание режима работы каждого котла котельного цеха ТЭС. Для котлов выделены 2 режима - работа на задаваемом виде топлива и отключен.

9. Во всех сочетаниях, поступивших из модуля выборки котлов, осуществляется поиск оптимального распределения расходов пара между котлами, входящими в каждое сочетание по критерию минимума расхода топлива. Сочетания котлов ранжируются по критерию оптимизации -минимуму расхода топлива ТЭС. Выбирается сочетание с минимальным критерием.

10. Данные оптимизации поступают в блок проверки балансов расходов тепла, пара, топлива. Выводятся результаты расчёта программного комплекса.

В алгоритм оптимизации закладываются энергетические характеристики оборудования. Для их получения аппроксимирована нормативно-техническая документация исследуемых ТЭС - диаграммы режимов работы оборудования.

В главе 3 приведена методика формирования базы данных всех возможных сочетании составов и режимов работы оборудования турбинного и котельного цехов ТЭС.

В соответствии с типовой тепловой схемы ТЭС с поперечными связями (рис.1) имеем 14 элементов (исключая элементы, транспортирующие пар из коллектора 9 МПа в коллектор 3,2 МПа).

Эти 14 элементов условно можно поделить на 2 группы:

1. Передаточная. Эта группа включает в себя те элементы, которые не запитаны с коллектора острого пара, а получают пар из промежуточных коллекторов. Пар с элементов передаточной группы может поступать потребителям.

2. Питающая. Эта группа включает в себя те элементы, которые запитаны с коллектора острого пара. Пар с элементов питающей группы может поступать потребителям или в элементы передаточной группы.

База данных сочетаний составов и режимов работы оборудования турбинного цеха формируется на основании формул комбинаторного исчисления с учётом следующих моментов, учитывающих структуру тепловой схемы ТЭС:

1. В любом сочетании оборудования должен быть минимум один питающий

элемент. Одного передаточного элемента в сочетании не должно быть, только в связке с элементом из питающей группы, причем выходное давление питающего элемента должно быть входным для элемента из передаточной группы. 2. С выхода питающего и (или) передаточного элемента должен быть «запитан» потребитель или общестанционный коллектор, с которого запитан потребитель (один или несколько).

Таким образом, сочетание должно содержать набор оборудования, которое потребляет пар из коллектора острого пара и отпускает какие-либо нагрузки потребителям. База данных сочетаний котлов формируется также на основании комбинаторного исчисления с разделением на группы по уровню давления острого пара.

По методике созданы базы данных Кемеровской ГРЭС и Новосибирской ТЭЦ-4, в которых сформировано 982 и 674 сочетания составов по котлам, 12042 и 8538 сочетаний составов и режимов работы по оборудованию турбинного цеха.

Каждое сочетание характеризуется определёнными параметрами, по которым происходит выборка состояний из БД:

где Мест=Ыес, <Зрет=,ЗрС - общие нагрузки ТЭС, подлежащие

распределению между оборудованием сочетаний.

Минимальные и максимальные диапазоны сочетаний определяются следующим образом:

Кест1П<Кес<иест:

д!спш <о,с< д1стах;

<?Рстт<(?Рс<0:У:

(3.1)

тах»

(3.2)

(3.3)

min» max maxi (3.4)

где Дтш, Д'тах - минимум и максимум паропроизводительности котла при работе на заданном виде топлива в режиме работы, входящим в сочетание.

Глава 4 содержит требования к методам оптимизации и краткое описание численных методов поиска условных экстремумов для решения задачи оптимального распределения нагрузок на ТЭЦ.

Отыскание оптимального распределения тепловых и электрических нагрузок в каждом сочетании режимов работы оборудования турбинного (2.1) и котельного цехов (2.6) при наличии ограничений в виде уравнений неравенств (2.10), (2.12) и равенств - уравнений балансов (2.11), (2.7) представляется весьма сложной задачей и требует значительных ресурсов памяти вычислительной техники и ее быстродействия.

Время счёта для решения задачи оптимизации с учетом краткосрочности режимов должно составлять не более 30 мин. (график генерации станции содержит значения выработки электрической энергии за каждый получасовой отрезок согласно «Положению о диспетчерском графике»), а с учётом времени, затрачиваемого на ввод исходных данных, расчёт тепловых схем, запрос к базам данных и обработки информации из них, анализ оператором результатов оптимизации, то время, отводимое непосредственно для поиска оптимального распределения нагрузок в сочетаниях оборудования турбинного и котельного цехов, должно составлять не более 20 мин.

В результате сопоставления методов по условию точности и времени счёта выбран метод оптимизации Хука-Дживса. Метод представляет собой комбинацию исследующего поиска с циклическим изменением переменных и ускоряющего поиска по образцу

Глава 5 содержит краткое описание одного объекта исследования -типовой ТЭС с поперечными связями на примере Кемеровской ГРЭС.

Для принципиальных тепловых схем ГРЭС (подпитки теплосети, котлов, отпуска сетевой воды и т.д.) составлены математические модели. Для расчёта

нагрузок подлежащих распределению между оборудованием турбинного цеха необходимо определить нагрузки на коллекторы и отдельные теплообменники ГРЭС. При расчёте математических моделей (в модуле расчета тепловых схем ТЭС) определяются расходы пара не общестанционные теплообменники (подогреватели хим.очищенной воды, подогреватели сырой умягченной воды, подогреватели сырой воды, деаэраторы подпитки теплосети и котлов, пиковые бойлера, подогреватели высокого давления и др.). Также рассчитываются величины собственных электрических нужд механизмов этих схем.

В главе 6 описана работа и вид окон программного комплекса по расчёту и выбору режимов работы оборудования тепловых электростанций.

Для Кемеровской ГРЭС и Новосибирской ТЭЦ-4 был разработан программный комплекс для оптимизации краткосрочных режимов основного оборудования (котлы, турбины, РОУ) и распределением между ними электрических и тепловых нагрузок.

Для этого выполнены следующие работы:

1. Аппроксимация энергетических характеристик турбин и котлов.

2. Создание математических моделей расчёта тепловых схем ТЭС.

3. Формирование баз данных оборудования ТЭС.

4. Создание модулей выборки сочетаний оборудования из баз данных.

5. Создание модуля оптимального распределения тепловых и электрических нагрузок между оборудованием ТЦ и распределения расходов пара между котлами.

6. Реализация модуля ввода исходных данных (рис. 3) и вывода результатов оптимизации.

Выводятся следующие данные (рис. 4):

1. режим работы турбин (конденсационный, теплофикационный, отключена и др.), значения нагрузок - С^1, (Зр1; расход свежего пара во';

2. давление в теплофикационных отборах турбин Ротбора;

3. расходы сетевой воды через турбины, температуры за сетевыми подогревателями турбин;

Файл

Исходные дачные Результат оптимизации ; иТейег: Основные донные дпя расчета Выбор состава оборудования динамический р] Тепловой график

Параметры тепяомлгистрале* .......................................

Обозначение задаваемой величины

Расход воды в подающей трубопроводе ТМ №1(£пр_ТМ-1) Расход воды в обратной трубопроводе ТМ №1(6обр_ТМ-1) Расход воды в подающей трубогроводе ТМ №2(Спр_ТМ-2) Расход воды в обратном трубопроводе ТМ №2(Собр_ТМ-2) Рагхл» впяы и плляйниим тпу^птипял ТМ №:У£лп ТМ-Ч1

Зимний семи V Ие небаланс. О

Пар »¡а производство *собст&е»мые нужды ¡Знач^ А : Обозначение задаваемой величины

[значс>|

1550 1950 !1500

:: Расход пара,с коллектора 23ат,потребителю Токем(6_токем23) : Расход п-зра.с коллектора 13ат.потребителю Мех.завод((3_иех13) : Расход пара,с коллектора 1 Зат.потребителю Токем(б_то«и1 Э) ;: Расход пара,с коллектора 13ат,потребителю Хиппром(|3_хитром13)

: Раггпя ПАПА Г КПППРКГТПГИ Пдт.плтп'йитето КгхЫС КГКГ131

ПТ?Зйст.МЗ............ Параметр |значение птгао.мй [ Паранетр ¡Значение | Параметр | Значение ■РМИт.МП | : Параметр ¡Значение •■■■■.РОУ ....... [: Паранетр ¡Значение 1"

Вкг./Выкл. й;;: Вкл./Выкл. ■г Вкл./Вькл. екп /Вькл и , , РУ №2 РУ №9 ; ру №10 ! РОУ №16 ; РУ №8 РУ №11 ;Вкл. •Вкл. Вкл. Вкл. Вкл. ■ Вкл, : V

Р35 <тХ93..................... :Параметр ¡Значение Р35гт.*«1Я ( Паранетр | Значение ТЮЗ ст. 1 [: Параметр ¡Значение Т1ЙО сг. №12 |: Параметр ¡Значение •■•••-ТЮОст. №13 • Параметр ¡Значение |

Вкл./Выкл. Вкл./Выкл. ШииШШШ ■ ;Вкл./Вь»сп. . 1 8<л /Вьгл ; Вкл /Выкп

Коты Ч8Д

Параметр_

•ТП-87-1 ст.№11 : ТП-87-1 ст.№11 Сотах ; ТП-97-1 ст.№12 ; ТП-87-1 ст.№12 ботах ! ТП-87-1 а. №13

КатяыЧГД ::Параметр ; ЛГСЗ-1500 ст.№2 ;; ЛМЗ-1500 ст.№2 йо тах ;; лмз-1500ст. гоз •: ЛМЗ-1500 ст. №3 Сотах ::ЦКТИ-ТКЗ 120/150 ст.

^ .......

подпит!«Ае*1Я котл^| |Параметрытопгиеа | [ Доп. параметрыкотлы] ¡Ручноймодуль| ¡Оптимизация! ! Закрыть

/* г* Л

Рис. 3. Окно программы для ввода исходных данных

4. нагрузки по пару РОУ, РУ и расход охлаждающей воды на РОУ;

5. режимы работы котлов; паропроизводительность О0 и расход топлива В0, теплопроизводительность Обр, КПД котлов;

6. расход пара в каждый коллектор;

7. расходы пара на общестанционные теплообменники ТЭС;

8. величины собственных электрических и тепловых нужд;

9. выработка и отпуск электроэнергии;

10. общее число рассчитанных сочетаний оборудования по ТЦ и КЦ;

11. суммарный расход топлива ТЭС для оптимального сочетания - В".

Исход»« дапньо; Результат оптимизации иТейег |

Г-аСПр^Д^-яН:'^ н^гр^ок ГО Га,Ьч-гру^'ж по коткам ^ау^д^гйн;*? н^жхггс РО«'

Величина [Значение 1- : Величина |Значение] * Бе«1чина | Значение ] ■*>

Режим работы Т100 ст. N911 .; Котел /1^3-1500 СТ. N92 В работе ! РУ 7/2,Б ст.№2,РУ 7/2,5 стН99,

От00ст.№11 145.82 | КПД котла ПМЗ-1500 ст.№2 69.13 | Сек РУ 7/2,5 ст.М92,РУ 7/2,5 ст.М

N»7100 ст. №11 63.76 ; Со котла ЛМЗ-1500 а.№2 149.27 Сеых РУ 7/2,5 ст.№2,РУ 7/2,5 С1 г0

йоТ1(Х)ст.№11 403.73 ; (}6ркотлаЛМЭ-1500ст№2 93.68 :РОУ 13{г,5ст.№16 Отклонена

йсв Т100 СТ.№11 3464.38 Во котла ЛМЗ-1500 ст,№2 26.44 ;йвх РОУ 13/2,5«.N916 0

<5псгТ100ст.№11 3464.39 : Стоюостътоплюа ЛМЗ-1500 ст.№2 9360.62 :<л>«РОУ 13/2,5 ст.N916 0

бобе Т100 ст.N911 0 ! Котел ПМЗ-1500 ст. N93 Отключе! : (лОхЛ РОУ 13/2,5 СТ.N916 о

ЬхгТЮО ст.№11 104.59 ! <5бр котла ЛМЗ-1500 а. №3 0 РУ 13/7 ст.№8,РУ 13/7 а.№11 В работе

РотбораТ100ст.№11 1.42 ! КПД котла ПМЗ-1500 ст. N93 0 <Ьв*РУ 13/7 ст.№8,РУ 13/7 ст.№53.27

62 ИХ СТ.№11 29.99 | СЮ котла 1МЗ-1500ст. N93 1 бвых РУ 13/7 CT.N98.Py 13/7 ст> 53.27

Режим работы Т100 ст,№12 Теплофикационным по тепловому грае I Во котла ЛМЗ-1500 ст. №Э 0 РОУ 33/7 ст.№3 О тк печена

01Т100 ст.№12 145.82 • Стоимость топлива ЛМЗ-1500 ст. №3 0 йв* РОУ 33/7 ст.N63 0

№Т10Сст.№12 83.76 ; Котел ЦКТИ-ТКЭ 120/150 ст. №4 В работе :Свых РОУ ЗЭ/7 ст,№3 0

СоТ100ст.№12 403.73 | КПД кот га ЦКТИ-ТКЗ 120/150 ст. N94 63.02 :;Сохл РОУ 33/7 ст.№3 0

йсвПОО ст.N912 3464.36 |:Оо котпа ЦКТИ-ТКЭ 120/150 ст. №4 100.19 ! РОУ 33/7 ст.N95 Откиочена

СлсгТ100ст.№12 3464.38 : дбркотяаЦКТИ-ТКЗ 120/150ст.№4 62.69 ! йе« РОУ 33/7 ст. №5 0

Цобв Т100 ст.№12 0 |; Во котла ЦКТИ-ТКЗ 120/150 ст. №4 17.71 !Свых РОУ 33/7 ст. №5 0

Ьпсг Т100 ст.№12 104.59 | СтоимостьтопливаЦКТИ-ТКЗ 120/150ст, N6272.05 V |сохл РОУ 33/7 С т.N95 0 V |

CntTH-i.de гирдте^« ггзрэмеф*

Величина |3начегое |а ;Величине ¡Значение }* ;

О* .... блер...............

Ьск 0 ЭснГРЭС 32.94

бос* 0 Ме еьработки 340.78

ОпбТМ-1,2 2.54 отпуск (Ме еыработки-Эсн_ГРЭС) 307.84

(Ьлб ТМ-1,2 4.56 .Критерий оптимизации 444.59

0п6 ТМ-3 2.62 ¡Суммарная Оут ЧСД 2.57

ОпбТМ-4 10.14 ¡Суммарная Оут^Д 16.20

(лпб ТМ-3,4 23.57 ! Суммарная Олр ЧСД 4.58""

'ЙЮДП_1,2 104 :: Суммарная Огр '-БД 16.37

Ьлодп_3,4 104 | Количество возвращаемого конденсата пара потребителями 007

Слых Д1 А,5,6,7 750 :Опот,потр 118.57

(ГУ Г> Т 1 _' _ ■ Г" як .'у

Рис. 4. Окно «Результат оптимизации» программы

Модуль произвольного задания состава и режимов работ оборудования

На рис. 5 приведена структурная схема программного комплекса при работе с модулем произвольного задания по аналогии со структурой, изображённой на рис. 2.

При использовании модуля произвольного задания состава и режимов работы оборудования осуществляются следующие операции: 1. Ввод исходных данных. Введённые исходные данные поступают так же, как и при работе модуля оптимизации, в модуль расчёта тепловых схем ТЭС, в котором вычисляются нагрузки, подлежащие распределению между оборудованием турбинного цеха - Ыест, СНСТ, <Урст.

Рис. 5. Структурная схема программного комплекса при работе с модулем произвольного задания

2. Нагрузки №ст, Сист, <Згрсг направляются не в модуль оптимального распределения нагрузок между оборудованием ТЦ, а в модуль их задания «вручную», то есть произвольного задания, главное, чтобы соблюдались уравнения балансов (2.11) и ограничений (2.10).

3. По задаваемым оборудованию ТЦ нагрузкам Ы'с, (Д <3'р, ввых' в блоке расчёта вычисляются по энергетическим характеристикам расходы пара С на турбины, РОУ и РУ. Определяется расход в коллектор острого пара Ок0.

4. Значение Ок0 направляется не в модуль оптимального распределения нагрузок между котлами, а в модуль их задания «вручную» с условием соблюдения уравнения балансов (2.7 ) и ограничений (2.12).

5. По заданным расходам пара Д1 выбранному составу котлов в блоке расчёта режимов работы котлов вычисляются по энергетическим характеристикам котлов расходы топлива В' на котлы. Определяется расход топлива на ТЭС -В";

6. Выводятся результаты расчёта программного комплекса.

Таким образом, используя модуль произвольного задания, можно

сопоставить результаты расчётов:

1. В" из блока оптимизации.

2. Вст из модуля произвольного задания.

и оценить эффективность применения программного комплекса.

Определение эффективности оптимизации

На Кемеровской ГРЭС были проанализированы результаты расчётов режимов работы станции с использованием программы оптимизации с задаваемыми режимами. Для этого из оперативных ведомостей работы ГРЭС за сутки января-мая 2008г. снимались и задавались в программу исходные данные, и далее просчитывался режим работы станции по модулю оптимизации и по модулю произвольного задания. В модуль произвольного задания заносились N'6, С'Р, Овых', Д' из суточной оперативной ведомости. При одинаковом отпуске тепла и электроэнергии от ГРЭС сравнивали результаты расчётов. Данные сравнения приведены на рис. 6. Разница в расходах топлива вызвана разным выбором режимов работы турбин, иным распределением тепловых и электрических нагрузок между оборудованием турбинного цеха, разными значениями Д' котлов.

Подчеркнём, что в модуле оптимизации и модуле произвольного задания расходы пара и топлива на турбины и котлы вычисляются по одним и тем же заложенным в программе энергетическим характеристикам, поэтому сравнение результатов правомерно.

Средневзвешенная экономия угля при оптимизации режима работы оборудования станции по программному комплексу составила ДВСТ=3 т/ч.

ДВ^В^опт - Встмод, (7.1)

где В^опт - значение расхода топлива ГРЭС из блока оптимизации; Встмод -значение из модуля произвольного задания.

Расчёты режимов работы оборудования ГРЭС, произведённые в программном комплексе как с использованием модуля оптимизации, так и с использованием модуля произвольного задания, достаточно точно отражают реальные процессы производства тепловой и электрической энергии (судя по оперативным ведомостям и расходу топлива по ним), что говорит о достаточной точности математической модели расчёта тепловых схем ТЭС и сведения пароводяных и электрических балансов. Так, расходы топлива по оперативным ведомостям и по модулю произвольного задания отличаются между собой в среднем на 0,4%.

В главе 7 рассматривается получение на основе расчётов программного комплекса характеристик относительных приростов (ХОП) расхода условного топлива на отпуск электроэнергии. Для теплофикационных турбоустановок ХОП представляется в сложном виде, так как она зависит от нагрузок тепловых нагрузок отборов, поэтому получить для ТЭС в целом представительную ХОП в табличном, графическом, и, тем более, аналитическом виде, практически невозможно. Характеристики расхода топлива от мощности при разных тепловых нагрузках, полученные для Кемеровской ГРЭС имеют различный наклон линий при разных тепловых нагрузках в одном диапазоне мощностей.

Возможность при работе с программным комплексом оперативного получения ХОП в конечных разностях для любого значения прироста мощности для ТЭС на любой оперативный период позволяет инженерам электростанции принимать обоснованное решение об участии ТЭС в регулировании мощности системы и подавать ценовое предложение на поставку электроэнергии Администратору торговой системы на рынке электроэнергии в котором топливная составляющая будет минимальной.

Основные выводы и результаты по диссертации

1. Показана актуальность оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования тепловых электростанций в существующих конкурентных условиях рынка.

2. Разработана методика оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования ТЭС, в которой впервые предложено создание базы данных сочетаний всех возможных составов и режимов работы ТЭС, формируемой до оптимизационных вычислений. Методика позволяет оперативно проводить выбор лучшего сочетания состава и режимов работы оборудования из всех возможных сочетаний. Создана методика формирования БД. Создание БД позволило значительно сократить время оптимизационных вычислений.

3. По разработанной методике создан программный комплекс по расчету тепловой схемы ТЭС с решением задачи оптимизации состава, режимов и нагрузок между основным оборудованием.

4. С помощью созданного в рамках программного комплекса модуля произвольного задания состава и режимов работы оборудования можно сравнивать результаты оптимизации с результатами расчётов, полученными в модуле произвольного задания. Такое сравнение для Кемеровской ГРЭС показало, что средневзвешенная экономия угля при оптимизации режимов работы оборудования составила 3 т/ч.

Основное содержание диссертации опубликовано в следующих

работах:

Иванов Н.С., Беспалов В.И., Лопатин Н.С. Математическая модель оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭЦ в условиях конкурентного рынка // Известия Томского политехнического университета. - 2008. - Т. 313. - № 4. - С. 37-40.

Иванов Н.С., Беспалов В.И., Лопатин Н.С. Программный комплекс для оптимизации режимов работы тепловых электростанций и эффективность его применения// Известия Томского политехнического университета. -2008. - Т. 313. - № 4. - С. 40-44.

Иванов Н.С. Теоретические и практические предпосылки создания программного обеспечения для оптимизации распределения нагрузок на ТЭЦ //Материалы Всероссийской конференции по итогам конкурса молодых специалистов организаций НПК ОАО РАО «ЕЭС России», г. Москва, 2005. С. 88-103.

Иванов Н.С., Беспалов В.И., Лопатин Н.С. Оптимизация режимов работы оборудования тепловых электростанций // Материалы 10 международной конференции «Современные техники и технологии», г. Томск, 2009. С. 4144.

Подписано к печати 16.11.2009. Формат 60x84/16. Бумага «Снегурочка», Печать XEROX. Усп. печ. л. 1,4. Уч.-изд. л. 1,26. _Заказ 1367-09. Тираж 100 экз._

©Томский политехлнеский университет Система менеджмента качества IS0 9001 Томского политехнического университета сертифицирована I milling NATIONAL QUALITY ASSURANCE по стандарту ISO 9001:2008

ИЗДАТЕЛЬСТВО W ТПУ. 634050, г, Томск, пр. Ленина, 30 Тел./факс: 8(3822)56-35-35, www.lpu.ru

г

25

Введение.

Глава 1. Постановка задачи оптимизации. Существующие методики оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС.

1.1. Выводы по главе 1.

Глава 2. Математическая модель оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования ТЭС. Структурная схема программного комплекса.

2.1. Математическая модель оптимизации.

2.2. Структурная схема программного комплекса.

2.3. Выводы по главе 2.

Глава 3. Методика формирования баз данных сочетаний режимов работы оборудования турбинного и котельного цехов.

3.1. Классификация оборудования турбинного цеха.

3.2. Режимы работы турбин ТЭС. Общие виды энергетических характеристик турбин.

3.2. Параметры сочетаний режимов работы оборудования турбинного и котельного цехов. Уравнения ограничений для сочетаний.

3.3 Выводы по главе 3.

Глава 4. Численные методы поиска условных экстремумов для решения задачи оптимального распределения нагрузок между оборудованием ТЭС.

4.1. Требования к методу оптимизации.

4.2. Существующие методы оптимизации.

4.3. Применяемые методы оптимизации для распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭС. Области применения методов оптимизации.

4.4. Метод оптимизации Хука-Дживса (метод конфигураций).

4.4. Выводы по главе 4.

Глава 5. Краткое описание объекта исследования - типовой ТЭС с поперечными связями на примере Кемеровской ГРЭС.

5.1. Выводы по главе 5.

Глава 6. Вид и работа программного комплекса по расчёту и выбору режимов работы оборудования тепловых электростанций.

6.1. Блок ввода исходных данных.

6.2. Блок вывода результатов оптимизации.

6.3. Модуль произвольного задания состава и режимов работ оборудования.

6.4. Определение эффективности оптимизации.

6.5. Выводы по главе 6.

Глава 7. Получение характеристик относительных приростов AB/ANeCT для оптимального режима работы оборудования.

Выводы по диссертации.

Реформирование электроэнергетического комплекса России привело его к такому состоянию, в котором разные генерирующие объекты вынуждены конкурировать на оптовом рынке электроэнергии и региональных потребительских рынках тепла.

В этих условиях необходимо оптимизировать работу существующего энергетического комплекса для его работы с максимальной эффективностью. Под максимальной эффективностью энергетического комплекса понимается минимум средневзвешенной стоимости отпуска электрической и тепловой энергии при её переменном потреблении по диспетчерскому графику.

Так, АЭС - работают в базовой части электрических нагрузок, крупные КЭС - в базовой, полубазовой и полупиковой, городские отопительные и промышленные ТЭЦ и ГРЭС - значительную часть времени работают в полупиковой части графика электрических нагрузок. При этом ТЭЦ вынуждены несколько раз в сутки регулировать величину отпускаемой тепловой нагрузки на отопление и горячее водоснабжение в связи с изменением температуры наружного воздуха, что изменяет величину выработки электроэнергии на тепловом потреблении.

В отличие от конденсационных электростанций, где необходимо оптимально распределять только электрическую нагрузку, на ТЭЦ и ГРЭС необходимо также оптимально распределять тепловую энергия на отопление и горячее водоснабжение, отпуск пара промышленных потребителей. ,

Исходя из того, что тепловые электростанции являются в структуре энергетической системы как объектами с наибольшим видом отпускаемых видов нагрузки различных, параметров, так и. объектами с частым изменением этих нагрузок (несколько раз-в сутки), то оптимизация краткосрочных режимов их работы является одним из важных и сложных этапов в комплексной оптимизации электроэнергетической системы.

Согласно концепции стратегии ОАО РАО «ЕЭС» России формирование конкурентного рынка электроэнергии включает в себя развитие форм, механизмов и условий торговли. Формирование цены на электроэнергию происходит на основе конкурентного механизма отбора наиболее дешевых предложений на поставку электрической энергии. Одним из секторов торговли является рынок на сутки вперед. Администратор торговой системы на рынке электроэнергии ранжирует заявки по ценовой шкале от самой дешёвой до самой дорогой. Заявки представляют собой объемы электроэнергии, которые генерирующие компании собираются поставлять по определенной цене на определенный период времени. Очевидно, что топливная составляющая в ценовой заявке должна определяться из условия оптимального выбора и загрузки оборудования ТЭС. В результате сопоставления поданных заявок осуществляется оперативно диспетчерское управление системным оператором.

Учитывая механизм свободного ценообразования, возрастает роль оптимизации краткосрочных режимов, почасового 'планирования с выбором наиболее целесообразного состава работающего оборудования электростанции.

В большинстве случаев состав, тип турбин и котлов на электростанциях различный. Следовательно, они имеют разные энергетические характеристики, то есть одна турбина более экономична, чем другая, один котёл экономичнее другого. Отсюда возникает задача оптимального распределения общей нагрузки для станции между оборудованием, таким образом, что наиболее загруженным должно быть самое экономичное оборудование конкретно в данный момент времени.

В п. 1.1.3 [1] указано, что «.удельные расходы топлива на отпускаемую электроэнергию и тепло должны соответствовать оптимальному составу и режимам работы агрегатов.», а в п.2.2.3' указано, что. «.целесообразно применять специальные компьютерные программы .при распределении электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанции, чтобы минимизировать затраты тепла турбинной установкой.».

Решение этой задачи - одно из наиболее выгодных и малозатратных путей для повышения экономичности ТЭС при существующем механизме свободного ценообразования рынка электроэнергии.

При этом необходимо учитывать, что следует правильно распределить не только электрическую, но и тепловую отопительную и производственную нагрузки. Сложность данной проблемы требует использования мощной вычислительной техники и методов оптимизации позволяющих создание компьютерных оптимизационных моделей.

Также, исходя из иерархии управления энергетическими режимами, и согласно положению об оперативно-диспетчерском управлении правил технической эксплуатации электростанций [2] очевидно, что инструмент (программа) для решения задачи оптимального распределения нагрузок между турбо- и котлоагрегатами станции должен находиться у работников производственно-технического отдела электростанции, а результаты распределения нагрузок должны передаваться старшему оперативному персоналу для ведения режимов.

Размерность задачи оптимизации наглядно демонстрирует следующий пример - для станции, имеющей в своем составе:

• Три турбины типа «Т» с двумя теплофикационными отборами;

• Две турбины типа «ПТ» с промышленным и теплофикационным отборами;

• Одна турбина типа «Т» с одним теплофикационным отбором;

• Пять РОУ;

• Две РУ.

Количество сочетаний оборудования турбинного цеха (сочетаний режимов работы и составов оборудования) без учета состава котлов составляет более 12000 со средним числом переменных (N'e, Q't, Q'p — электрическая нагрузка, нагрузка теплофикационного отбора, нагрузка промышленного отбора пара). В каждом сочетании около 6-7 переменных и в среднем 70 шагов изменения каждой переменной (шаг 1 МВт, 1 Гкал/ч). Под режимом работы турбины понимается работа турбины с несением определенного вида нагрузок:

• только электрической нагрузки - конденсационный режим;

• электрической и тепловой нагрузки - теплофикационный режим;

• электрической, тепловой и производственной нагрузки — промышленнотеплофикационный режим работы.

В свою очередь теплофикационный и промышленно-теплофикационный режимы работ разделяют режим работы по тепловому графику (с вентиляционным расходом пара в конденсатор) и электрическому графику (с дополнительной выработкой электроэнергии сверх выработки на тепловом потреблении).

В переходные периоды (осень-весна) заданным для станции тепловым и электрическим нагрузкам, могут удовлетворять до половины возможных сочетаний. Оперативный ручной просчет оптимума в таких случаях невозможен.

Для ТЭЦ, имеющей поперечные связи по пару и питательной воде, общая задача оптимизации делится на две подзадачи:

1. распределение тепловых и электрических нагрузок по минимуму общего расхода свежего пара на ТЭЦ;

2. распределение выработки свежего пара между котлоагрегатами по минимуму расхода топлива станцией.

Существуют следующие практические методы оперативного экономичного распределения активных мощностей в энергетических системах.

Для распределения активных нагрузок между агрегатами энергетической системы у диспетчера и дежурных инженеров станции имеются следующие материалы:

1) таблицы, содержащие величины удельных приростов расходов топлива для всех диапазонов нагрузки каждой электростанции с указанием того, у каких агрегатов (турбин, котлов) в данном диапазоне производится изменение нагрузки. Эти таблицы составляются для случая всех включенных в работу агрегатов станции и для условий ремонта типовых агрегатов;

2) таблицы, содержащие значения нагрузок станций, при которых может быть целесообразна остановка отдельных агрегатов; здесь же указывается минимальное число часов остановки, при которых она экономически оправдана. Такие таблицы желательно иметь для режимов, при которых в работе и частичном резерве находятся все агрегаты, а также при остановке на ремонт типовых агрегатов.

Перечисленные таблицы хорошо отражают характеристики конденсационных электростанций, но на промышленно-отопительных тепловых электростанциях они имеют весьма ограниченный диапазон применения, не включающий в себя все возможные уровни нагрузок.

На сегодняшний день на электростанциях система распределения нагрузок между оборудованием на сутки вперёд, как правило, основывается на следующем [2, 24]:

- известен состав работающего оборудования на планируемые сутки и режимные факторы (температура наружного воздуха, температура исходной воды, расходы пара промышленным потребителям, расходы прямой и обратной сетевой воды по тепломагистралям);

- известен отпуск тепла (в т.ч. структура отпуска тепла, как по параметрам, так и по потребителям), выработка и отпуск электроэнергии за прошлые сутки, а также другие технико-экономические показатели;

По имеющимся данным и с учетом опыта эксплуатации оборудования ТЭЦ в аналогичных условиях специалисты рассчитывают режимы работы ТЭЦ по «Макету расчета нормативных (номинальных) удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии и тепла», разработанного ОРГРЭС.

Основная цель расчета — определение* минимальной и максимальной электрической нагрузки ТЭЦ при заданном составе оборудования, заданном отпуске тепловой энергии и заданных параметрах и режимах работы оборудования.

Расчет топливной составляющей себестоимости электроэнергии для подачи ценовых заявок выполняется приблизительно.

Порядок расчета режимов загрузки оборудования и выдача указаний по его ведению на каждой конкретной ТЭЦ может отличаться, но принципиально важный момент остается - режимы работы ТЭЦ планируются на основании практического опыта. Естественно, без многовариантного анализа всех возможных сочетаний режимов работы и составов оборудования. Сотрудники ограничены как во времени проведения расчетов, так и во времени принятия решения по корректировке режимов работы ТЭЦ и загрузки оборудования при изменении диспетчерского графика. В итоге фактические режимы работы основного оборудования ТЭЦ, как правило, не соответствуют оптимальным, а ТЭЦ в целом получают не только перерасход топлива из-за не оптимальной загрузки оборудования, но и несут убытки от участия на рынке электроэнергии из-за неправильного расчета ценовых заявок.

Авторами [3] отмечено, что при наивыгоднейшем распределении отборов пара и электрической выработки между турбоустановками ТЭЦ, можно получить до 2% экономии топлива. Авторами [4] дается величина экономии в среднем от 2 до 5 процентов всех топливных затрат в год в зависимости от качества планирования и ведения режимов на электростанции.

Возможность реализации оптимальных режимов работы оборудования ТЭС имеется не всегда, а только в часы недогрузки энергогенерирующего оборудования. Такая недогрузка располагаемой электрической мощности появляется ежесуточно в ночные часы и в выходные дни, а также в летний период года. Такая недогрузка наблюдается также в энергосистемах тех регионах, где за последние два десятилетия существенно упало потребление тепловой и электрической энергии-промышленными предприятиями.

Цель работы

Разработать методику оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС, в условиях свободных цен на электроэнергию и регулируемых цен на рынке тепла. Данная методика должна содержать математическую модель и метод оптимизации, которые во взаимосвязанной своей работе в составе программно-вычислительного комплекса позволят выполнять:

1. Расчёт тепловых схем ТЭС (подпитки котлов, теплосети, схема сетевой воды, отпуска пара промышленным потребителям).

2. Оптимизацию состава, режимов работы и распределения нагрузок между основным оборудованием ТЭС.

Время счёта для решения задачи оптимизации с учетом краткосрочности режимов должно составлять по п.1 и п.2 не более 30 мин. (график генерации станции содержит значения выработки электрической энергии за каждый получасовой отрезок согласно «Положению о диспетчерском графике»).

В качестве объектов исследования выбраны Новосибирская ТЭЦ-4 и Кемеровская ГРЭС.

Научная новизна в целом заключается в создании методики совместной оптимизации как состава и режимов работы оборудования тепловых электростанций, так и распределения тепловых и электрических нагрузок между оборудованием. Данная методика впервые позволяет оперативно проводить выбор лучшего сочетания состава и режимов работы оборудования из всех возможных сочетаний, в отличие от многих существующих методик, в которых состав оборудования 'задается, а оптимизации подлежит лишь распределение тепловых и электрических нагрузок между оборудованием. К числу отдельных результатов, обладающих новизной, относятся:

1. Разработана структурная схема программного комплекса, математическая модель оптимизации краткосрочных, режимов работы ТЭС и алгоритм её реализации на современных ЭВМ.

2. Созданы базы данных (БД) сочетаний всех возможных составов и режимов работы исследуемых ТЭС, формируемых до оптимизационных вычислений. Разработана методика формирования БД. Создание БД позволило значительно сократить время оптимизационных вычислений. 3. Разработан модуль произвольного задания состава и режимов работы оборудования ТЭС для оценки эффективности применения программного комплекса. Данный модуль позволяет сопоставить результаты оптимизационного выбора и любого другого допустимого режима. При этом в модуле оптимизации и модуле произвольного задания используются для расчёта тепловых схем ТЭС, расходов пара на турбины и топлива на котлы одни и те же заложенные в программу алгоритмы и энергетические характеристики.

Практическая значимость.

Методика оптимизации составов и режимов работы оборудования ТЭС реализована в рамках универсального программно-вычислительного комплекса. Разработка, тестирование и внедрение комплекса осуществлено на Новосибирской ТЭЦ-4 и Кемеровской ГРЭС.

Его применение позволяет:

• Экономить топливо за счет выбора оптимального состава и режимов работы оборудования ТЭС.

• Повысить конкурентоспособность электростанции на рынке электроэнергии, так как в заявке станции на поставку электрической энергии Администратору торговой системы топливная составляющая в результате оптимизации будет минимальной.

Средневзвешенная экономия угля при ведении режимов, рассчитываемых комплексом, составила 3 т/ч (приложение 2). Личное участие диссертанта

Диссертантом лично выполнены:

1. Разработана методика оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС с предварительным формированием базы данных, которая содержит все возможные сочетания оборудования и их режимов работы на тепловых электростанциях.

2. Разработана методика формирования баз данных.

3. Разработана структурная схема программного комплекса, математическая модель оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭС и алгоритм ее реализации на современных ЭВМ.

Апробация работы

Основные положения и результаты диссертационной работы лично представлялись и докладывались автором на семинарах и конференциях: Всероссийской конференции по итогам конкурса молодых специалистов организаций научно-производственного комплекса ОАО РАО «ЕЭС России» в 2005 г., конференции проектных институтов, входящих в ОАО «Сибирский ЭНТЦ» («Томсктеплоэлектропроект», «Новосибирсктеплоэлектропроект», «СибВНИПИэнергопром и др.) в г. Новосибирске в 2007г., 10 международная конференция студентов и молодых учёных «Современные техники и технологии», г. Томск, 2009г., в Томском политехническом университете (20062009 гг.).

Публикации

По теме диссертации опубликовано 4 работы [84-87].

Выводы по диссертации

1. Показана актуальность оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования тепловых электростанций в существующих конкурентных условиях рынка.

2. Разработана методика оптимизации краткосрочных режимов работы оборудования ТЭС, в которой впервые предложено создание базы данных сочетаний всех возможных составов и режимов работы ТЭС, формируемой до оптимизационных вычислений. Методика позволяет оперативно проводить выбор лучшего сочетания состава и режимов работы оборудования из всех возможных сочетаний. Создана методика формирования БД. Создание БД позволило значительно сократить время оптимизационных вычислений.

3. По разработанной методике создан программный комплекс по расчету тепловой схемы ТЭС с решением задачи оптимизации состава, режимов и нагрузок между основным оборудованием.

4. С помощью созданного в рамках программного комплекса модуля произвольного задания состава и режимов работы оборудования можно сравнивать результаты оптимизации с результатами, полученными в модуле произвольного задания. Такое сравнение для Кемеровской ГРЭС показало, что средневзвешенная экономия угля при оптимизации режима работы оборудования по программному комплексу составила 3 т/ч.

Практическая ценность работы

Практическая ценность работы заключается в том, что методика оптимизации составов и режимов работы оборудования ТЭС реализована в рамках универсального программно-вычислительного комплекса. Разработка, тестирование и внедрение комплекса осуществлено на Новосибирской ТЭЦ-4 и Кемеровской ГРЭС.

Его применение позволяет:

• Экономить топливо за счет выбора оптимального состава и режимов работы оборудования ТЭС.

• Повысить конкурентоспособность электростанции на рынке электроэнергии, так как в заявке станции на поставку электрической энергии Администратору торговой системы топливная составляющая в результате оптимизации будет минимальной.

Средневзвешенная экономия угля при ведении режимов, рассчитываемых комплексом, составила 3 т/ч (приложение 2).

Публикации

Основные положения и результаты диссертационной работы лично, представлялись и докладывались автором на семинарах и конференциях: Всероссийской конференции по итогам конкурса молодых специалистов организаций научно-производственного комплекса ОАО РАО «ЕЭС России» в 2005 г., конференции проектных институтов, входящих в ОАО «Сибирский ЭНТЦ» («Томсктеплоэлектропроект», «Новосибирсктеплоэлектропроект», «СибВНИПИэнергопром и др.) в г. Новосибирске в 2007г., 10 международная конференция студентов и молодых учёных «Современные техники и технологии», г. Томск, 2009г., в Томском политехническом университете (20062009 гг.).

Основное содержание работы отражено в 4 печатных работах [84-87].

1. РД 153-34.0-09.115-98. Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива. М.: ОРГРЭС, 1999. - 25 с.

2. Пособие для изучения Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей. Оперативно-диспетчерское управление. М.: Издательство НЦ ЭНАС, 2001.- 144 с.

3. Андрющенко А.И. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций: Учебное пособие / А. И. Андрющенко, Р. 3 Аминов. -М.: Высшая школа, 1983. 255 с.

4. Веников В.А., Журавлёв В.Г., Филиппова Т.А. Оптимизация режимов электростанций и сетей. — М.: Энергоатомиздат, 1981. 464 с.

5. Андрющенко А. И., Аминов Р. 3., Хлебалин Ю. М. Теплофикационные установки и их использование. М.: Высш. шк., 1989. - 256 с.

6. Горнштейн В.М. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: Энергоатомиздат, 1981.-281 с.

7. Маркович И.М. Режимы энергетических систем. — М.: Энергия, 1969. -352 с.

8. Аминов Р.З. Векторная оптимизация режимов работы электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1994. 304 с.

9. Флос C.JL, Жалялетдинова В.К. и др. Оптимизация распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ с использованием ЭВМ// Энергетика и электрофикация. 1988. - № 3. - С. 42-43.

10. Ю.Мелентьев JL А. Оптимизация развития и управления больших систем энергетики. 2-е изд., доп. и перераб. - М.: Высш. школа, 1982. - 320 с.

11. П.Попырин JI.C. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. — М.: Энергия, 1978. —416 с.

12. Аминов Р.З. Векторная оптимизация режимов работы электростанций. -М.: Энергоатомиздат, 1994. 304 с.

13. В.Маркович И.М., Лазебник А.И. Использование метода ветвей и границ в некоторых энергетических оптимизационных задачах // Электричество. -1970.-№7.-С. 65-70.

14. Клер A.M., Деканова Н.П., Щеголева Т.П. и др. Методы оптимизации сложных теплоэнергетических установок. Новосибирск: Наука, Сибирская издательская фирма, 1993. - 116 с.

15. Левенталь Г.Б., Попырин Л.С. Оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1970. - 352 с.

16. Аминов Р.З. Градиентный метод распределения нагрузок на ТЭЦ с использованием множителей Лагранжа. // Известия ВУЗов. Энергетика-1979. №2. - С.24-27.

17. Аракелян Э. К., Кормилицын В. И., Самаренко В. И. Оптимизация режимов оборудования ТЭЦ с учетом экологических ограничений //Теплоэнергетика. 1992. -№2. - С. 29-33.

18. Аракелян Э.К., Нгуен Дык Тхао. Об учете фактора надежности при определении оптимального состава генерирующего оборудования на ТЭС // Известия ВУЗов. Энергетика. 1991. - №8. - С. 18-22.

19. Аракелян Э. К., Пикина Г. А. Оптимизация и оптимальное управление. М.: МЭИ, 2003.-356 с.

20. Аракелян Э.К., Старшинов В.А. Повышение экономичности и маневренности оборудования тепловых электростанций. М.: МЭИ, 1993.-328 с.

21. Аракелян Э. К., Тарабановский А. А. Метод и критерии распределения затрат на тепловую энергию // Вестник МЭИ.' — 2002. №2. - С. 9-14.

22. Аракелян Э. К., Хоа Л. К., Мань Н. В. Оптимизация- режима работы тепловых электростанций по экономическому и экологическому критериям // Вестник МЭИ. 2002. - №4. - С. 25-30.

23. Кудрявый В.В. Комплексная оптимизация режимов работы электростанций с учетом факторов экономичности, экологии и надежности. Диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук. М.: 1998. - 40 с.

24. Программный комплекс "ОПТИМАЛ" для оптимизации режимов работы ТЭЦ. Закрытое акционерное общество "Научно-промышленное объединение "Промэнерго" (ЗАО "НПО "Промэнерго"). -http ://www.promen52 .ru.

25. Ромашова О.Ю. Распределение нагрузок на ТЭЦ с поперечными связями с учетом потокораспределения воды. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Томск.: 2007. - 144 с.

26. Басс М.С. Повышение экономичности работы ТЭЦ с поперечными связями на основе оптимизации режимов работы и тепловой схемы. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. -Улан-Удэ.: 2004.- 121 с.

27. Максимов А.С. Программно-вычислительный комплекс оптимизации режимов функционирования крупных промышленно-отопительных ТЭЦ. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. — Иркутск.: 2006. 109 с.

28. Мерзликина Е.И. Оптимизация распределения тепловых и электрических нагрузок между энергоблоками ТЭС с учетом неопределенности исходной информации. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. Москва.: 2004. - 179 с.

29. Алябышева Т.М., Моржин Ю.И., Протопопова Т.М., Цветков Е.В. Q методах оптимизации режимов энергосистем и энергообьединений Электрические станции. 2005. - №1. - С.12-15.

30. О.Архангельский А .Я., Тагин М.А. Программирование в С++ Builder 6 М.: Бином, 2007.-471 с.

31. Гарсиа М. Ф., Дж. Рединг, Э. Уолен, ДеЛюк С. A. Microsoft SQL Server 2000. Справочник администратора. М.: Бином, 2007. - 820 с.

32. Бронштейн И.Н., Семендяев К.А. Справочник по математике для инженеров и учащихся втузов. 13-е изд., исправленное. - М.: Наука, Гл. ред. физ.-мат. лит., 1986. - 544 с.

33. Таха X. Введение в исследование операций: В 2-х кн. М.: Мир, 1985. -Кн. 1.-480 с; Кн. 2.-496 с.

34. Беллман Р.Д., Дрейфус С.А. Прикладные задачи динамического программирования. М.: Наука, 1965. - 457 с.

35. Шахвердян С. В., Бабаян Д. М. Приложение трехмерного динамического программирования к оптимизации режима ТЭЦ с применением ЦВМ // Теплоэнергетика. 1969. - №2. - С. 63-66.

36. Пантелеев А.В., Летова Т.А. Методы оптимизации в примерах и задачах.

37. М.: Высшая школа, 2002. 544 с.

38. Крумм Л.А., Мурашко Н.А., Мурашко Н.Г. Комплексный расчет краткосрочных режимов электроэнергетических систем на основе метода приведенного градиента // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. -1971.- №1. — С. 3-15.

39. Реклейтис Г., Рэйвипдраи А., Рэгсдел К. Оптимизация в технике: В 2-х кн. М., 1986. - Кн. 1. - 352 с; Кн. 2. - 320 с.

40. Фиакко А., Мак-Кормик Г. Нелинейное программирование. Методы последовательной безусловной минимизации. -М.: Мир, 1972. 240 с.

41. Химмельблау Д. Прикладное нелинейное программирование. М.: Мир, 1975.-536 с.

42. Лазебник A.M., Шаханов B.C., Лебедев О.И. Метод, алгоритм и программа «К1» вычисления энергетических характеристик теплофикационных электростанций со сложными тепловыми схемами //

43. Применение вычислительной техники в электроэнергетике. (Материалы конференции). Сб. 1, М., 1964. С. 27-40.

44. Хук Р., Дживс Т. Прямой поиск решения для числовых и статических проблем,-М.: Мир, 1961.-219 с.

45. А.Г.Трифонов. Постановка задачи оптимизации и численные методы ее решения.- http://matlab.exponenta.ru/optimiz/book2/index.php

46. Базара М., Шетти К. Нелинейное программирование. Теория и алгоритмы. М.: Мир, 1982. - 162 с.

47. Шмидт Р.А., Левин JI.A. Алгоритмы оптимизации тепловых схем ТЭЦ на ЭЦВМ методом кусочно-линейного программирования // Теплоэнергетика. 1971. - № 5. - С. 10-14.

48. Банди Б. Основы линейного программирования.-М.: Радио и связь, 1989. 176 с.

49. Беляев JI. С. Решение сложных оптимизационных задач в условиях неопределенности. Новосибирск: Наука, 1978. - 128 с.

50. Березин И. С., Жидков Н. П. Методы вычислений. М.: Наука, 1966. -Т.1.-632 с.

51. Вентцель Е.С. Исследование операций. Задачи, принципы, методология-Учеб. пособие для студ. втузов. 2-е изд., стер. - М.: Высш. шк., 2001. -208 с: ил. Карманов В. Г. Математическое программирование. - М.: Наука ,1975. -272 с.

52. Макаров А. А., Мелентьев JI. А. Методы исследования и оптимизации энергетического хозяйства. — Новосибирск: Наука, 1973. — 274 с.

53. Рузанков В. Н. Методика распределения тепловых и электрических нагрузок между турбинами мощных отопительных ТЭЦ // Теплоэнергетика. 1973. - № 6. - С. 80-82.

54. Щербич В.И., Шашков O.K. Оптимизация в АСУ ТП ТЭЦ распределения нагрузок между котлами, работающими на общий паропровод // Электрические станции. 1992. - № 7. - С. 40-44.

55. Бакластов А.А. Алгоритм оптимального распределения нагрузок между параллельно работающими агрегатами. // Труды МЭИ, 1987. — №142. С. 61-69.

56. Зорин В.М., Копченова Н.В. Некоторые методы решения оптимизационных задач. Атомные электрические станции. — М.: МЭИ, 1993.-71 с.

57. Палагин А.А. Логически-числовая модель турбоустановки // Проблемы машиностроения. 1975. - Вып. 2. - С. 103-106.

58. Вульфман Ф.А., Харьков Н.С., Куприянова Л.М. Применение модульного принципа для описания задач математического моделирования теплоэнергетических установок // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1978. - № 4. - С. 129-136.

59. Кафаров В.В., Мешалин В.И., Перов В.Л. Принципы математического моделирования химико-технологических систем. — М.: Химия, 1974. — 344 с.

60. Боровков В.М., Казаров С.А., Кутохов А.Г. и др. Автоматизированное' проектирование тепловых схем и расчет переменных режимов ПТУ ТЭС и АЭС // Теплоэнергетика. 1993. - № 3. - С.5-9.

61. Карпов В.Г., Попырин Л.С., Самусев В.И., Эпелылтейн В.В. Автоматизация построения программ для расчета схем теплоэнергетических установок // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1973. -№ 1. - С. 129-137.

62. Попырин Л.С., Самусев В.И., Эпелылтейн В.В. Автоматизация математического моделирования теплоэнергетических' установок. М.: Наука, 1981. - 236 с.

63. Лапицкий В.И. Организация и планирование энергетики: Учебник / В. И. Лапицкий.—2-е изд., перераб. и доп. -М.: Высшая школа, 1975. 488 с.

64. Сидулов М.В., Мартынов В.А., Кудрявцев Н.Ю. Математическое моделирование и оптимизация режимов работы ТЭЦ // Теплоэнергетика. 1993.-№Ю.

65. Летун В.М. и др. Оптимальное управление режимом работы ТЭС со сложной тепловой схемой // Электрические станции. 1997. - №1.

66. Летун В.М., Глуз И.С. Оптимальное управление режимом работы электростанций в условиях оптового рынка // Электрические станции. -2003. -№3.

67. Урин В.Д., Кутлер П.П. Энергетические характеристики для оптимизации режима электростанций и энергосистем. — М.: Энергия, 1974. 136 с.

68. Горшков А.С. Технико-экономические показатели тепловых электростанций. М.: Энергоатомиздат, 1984. - 240 с.

69. Качан А. Д., Муковозчик Н.В. Технико-экономические основы проектирования тепловых электрических станций. М.: Высш. школа, 1983.- 159 с.

70. Клер A.M., Скрипкин С.К., Деканова Н.П. Автоматизация построения статистических и динамических моделей теплоэнергетических установок // Изв. РАН. Энергетика. 1996. - № 3. - С.78-84.

71. Автоматизированное проектирование тепловых схем и расчёт переменных режимов ПТУ ТЭС и АЭС / Боровков В. М., Казаров С. А., Кутахов А. Г. и др // Теплоэнергетика. 1993. - № 3. - С. 5 - 9.

72. Андреев П. А., Гринман М. И., Смолкни Ю. В. Оптимизация теплоэнергетического оборудования АЭС. М.: Атомиздат, 1975. - 224 с.

73. Вульман Ф.А., Корягин А. В., Кривошей М.З. Математическое моделирование тепловых схем паротурбинных установок на ЭВМ. М.: Машиностроение, 1985. - 111 с.

74. Выбор оптимального состава оборудования промышленно-отопительных ТЭЦ // Е.Я.Соколов, А.И. Корнеичев, Е.Г. Скловская, М.О. Фридман // Теплоэнергетика. 1970. - №10.- С. 25-28.

75. Интеграция информационных технологий в системных исследованиях энергетики / JI.B. Массель, Е.А. Болдырев, А.Ю. Горнов и др. Под ред.Н.И. Воропая. Новосибирск: Наука, 2003. - 320 с.

76. Галашов Н.Н. Анализ и прогнозирование технико-экономических показателей ТЭС и энергосистем с использованием статистических методов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1980. - 183 с.

77. Совалов С.А. Режимы Единой Энергосистемы. М.: Энергоатомиздат, 1983.-286 с.

78. Гирфшельд В.Я., Князев A.M., Куликов В.Е. Режимы работы и эксплуатация ТЭС. М.: Энергия, 1980. — 288 с.

79. Мань Н.В., Хунг Н.Ч. Оптимизация режима работы энергетических объектов. Труды международной конференции Control-2000. М.: МЭИ, 2000. - С. 32-36.

80. Мань Н.В. Поисковые методы оптимизации систем управления недетерминированными объектами (на примере теплоэнергетики). Диссертация на соискание ученой степени доктора технических наук. -М.: МЭИ, 1999.-189 с.

81. Плетнев Г.П., Щедеркина Т.Е., Виноградник М.В. Автоматизированное управление распределением суммарной нагрузки КЭС. // Теплоэнергетика, 1990. —№10. — С. 61-64.

82. Самаренко В.Н. Оптимизация режимов работы ТЭЦ с учетом экологических факторов. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1993. - 176 с.

83. Сидулов М. В. Разработка и исследование алгоритмов оптимизации в условиях неразличимости (на примере распределения нагрузок между агрегатами ТЭЦ). Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1986. - 128 с.

84. Стерман JI.C., Лавыгин В.М., Тишин С.Г. Тепловые и атомные электрические станции. М.: Энергоатоиздат, 1995. — 416 с.

85. Иванов И.С., Беспалов В.И., Лопатин Н.С. Оптимизация режимов работы оборудования тепловых электростанций // Материалы 10 международной конференции «Современные техники и технологии». Томск: 2009. - С. 41-44.

86. Иванов Н.С., Беспалов В.И., Лопатин Н.С. Математическая модель оптимизации краткосрочных режимов работы ТЭЦ в условиях конкурентного рынка // Известия Томского политехнического университета. 2008. - Т. 313. - № 4. - С. 37-40.

87. Иванов Н.С., Беспалов В.И., Лопатин Н.С. Программный комплекс для оптимизации режимов работы тепловых электростанций и эффективность его применения// Известия Томского политехнического университета. -2008.-Т. 313.-№4. -С. 40-44.