автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.18, диссертация на тему:Программно-вычислительный комплекс оптимизации режимов функционирования крупных промышленно-отопительных ТЭЦ

На правах рукописи

Максимов Алексей Сергеевич

ПРОГРАММНО-ВЫЧИСЛИТЕЛЬНЫЙ КОМПЛЕКС ОПТИМИЗАЦИИ РЕЖИМОВ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ КРУПНЫХ ПРОМЫШЛЕННО-ОТОПИТЕЛЬНЫХ ТЭЦ

Специальность 05.13.18 - Математическое моделирование, численные методы

и комплексы программ

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

/

Иркутск - 2006

Работа выполнена в Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева Сибирского отделения Российской Академии наук (ИСЭМ СО РАН)

Научный руководитель:

доктор технических наук, профессор Александр Матвеевич Клер

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Николай Николаевич Новицкий

кандидат технических наук, доцент Николай Егорович Буйнов

Ведущая организация:

Новосибирский государственный технический университет (НГТУ)

Защита состоится 10 октября 2006 года в 14 часов 00 минут на заседании диссертационного совета Д 003.017.01 при Институте систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН по адресу: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН.

Отзыв на автореферат в двух экземплярах с подписью составителя, заверенный печатью организации, просим направлять по адресу диссертационного совета: 664033, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

Автореферат разослан 9 сентября 2006 года.

Ученый секретарь

диссертационного совета Д 003.017.01 доктор технических наук, профессор

Актуальность проблемы. Электрическими станциями России в 2005 г. было произведено 952 миллиарда кВт-ч электрической энергии, в том числе тепловыми электрическими станциями (ТЭС) - 657 млрд. кВт-ч. Суммарная мощность электростанций России составила 216 млн. кВт, при этом мощность ТЭС -148 млн. кВт, из них ТЭЦ — около 50%. Среднегодовая экономия топлива за счет комбинированного производства тепла и электроэнергии составляет около 25 млн. т.у.т. Приведенные данные позволяют сделать вывод, что проблема цовышения экономической эффективности ТЭЦ весьма актуальна. В свою очередь, эффективность, как отдельных агрегатов, так и всей ТЭЦ, существенно зависит от режимов их эксплуатации. Обоснованный выбор последних не может быть осуществлен без использования методов и программных средств математического моделирования и оптимизации.

Задача оптимизации эксплуатационных параметров ТЭЦ в целом, и отдельных агрегатов станции с учетом их фактического состояния особенно актуальна в связи с изношенностью действующего оборудования и переходом энергосистем к рыночным отношениям.

Вопросам математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок, тепловых электрических станций (в том числе ТЭЦ) и других технических систем энергетики, посвящены труды значительного числа российских и зарубежных ученых: Андрющенко А.И., Аракелян Э.К., Вульман Ф.А., Гамм А.З., Горнштейн В.М., Деканова Н.П., Клер А.М., Левенталь Г.Б., Мелентьев JI.A., Новицкий H.H., Ноздренко Г.В., Палагин A.A., Полырин Л.С., Рузанков В.Н., Щербич В.И., Шашков O.K., El-Masri М.А., Grkovic V., Spakovsky M.R., Takeya К. и других. Были разработаны подходы к автоматизации математического моделирования, нелинейной оптимизации параметров и технологических схем, оцениванию состояния энергетических систем, решены многие практически важные задачи. В тоже время, вопросам разработки методики оптимизации режимов работы крупных промышленно-

отопительных ТЭЦ с использованием настраиваемых по результатам замеров математических моделей оборудования и реализующего ее программно-вычислительного комплекса пе уделялось до настоящего времени должного внимания.

Целью настоящей диссертационной работы является разработка методики и реализующих ее программных средств оптимизации режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ, основанных на использовании математических моделей оборудования, настраиваемых на его фактическое состояние по результатам замеров параметров в нескольких режимах.

Методическая база. В качестве методической базы в настоящей работе используются:

• методы системного исследования, математического моделирования и оптимизации энергетических установок;

• методы динамического, линейного и нелинейного математического программирована;

• языки программирования для ПК.

Научная новизна работы состоит в том, что в ней впервые лолучены и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты.

1. Разработана методика оптимизации режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ, позволяющая учитывать реальное состояние оборудования, на основании идентификации математических моделей по результатам замеров параметров этого оборудования в процессе технологических испытаний и нормальной эксплуатации;

2. Разработана методика построения быстродействующих математических моделей теплофикационных паровых турбин, позволяющих существенно сократить время решения задач оптимизации режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ;

3. Разработана методика оптимального распределения нагрузок между котлоагрегатами ТЭЦ на основе динамического программирования;

4. Разработан программно-вычислительный комплекс (ПВК) математического моделирования оборудования и оптимизации режимов работы ТЭЦ, реализующий методические результаты диссертации в виде программных средств и объединяющий их в едином пользовательском интерфейсе.

Практическая ценность работы. Практическая ценность работы заключается в том, что разработанные методические подходы и их реализация в рамках программно-вычислительного комплекса, позволяют производить оптимизационные расчеты режимов работы действующих ТЭЦ, с учетом фактического состояния их оборудования. На основе таких расчетов могут быть построены эквивалентные энергетические характеристики ТЭЦ, используемые при оптимизации режимов электроэнергетических систем.

Реализация работы. С использованием разработанного программно-вычислительного комплекса были выполнены:

> идентификация параметров моделей действующих агрегатов паровых котлов ТГМ-84-140 и ТГМЕ-464-140, турбоустановок ПТ-60/75-130/13, Т-100/120-130, Т-100/120-130-3, ПТ-135/165-130/13;'

> разработка быстродействующих математических моделей турбоустановок ПТ-60/75-130/13, Т-100/120-130, Т-100/120-130-3, ПТ-135/165-130/13;

> расчеты по распределению нагрузок между агрегатами действующей крупной промышленно-отопительной ТЭЦ и построены се эквивалентные энергетические характеристики.

Апробация работы. Разработанный в диссертации ПВК используется для оптимизации режимов работы нескольких крупных промышленно-отопительных ТЭЦ. Основные положения и результаты работы докладывались на Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке: развитие,

функционирование, управление» (Иркутск, 2005 г.), ХХХ1У-ХХХУ1 конференциях научной молодежи ИСЭМ СО РАН (г. Иркутск, 2004 - 2006 г.г.)

Публикации. Основное содержание работы отражено в 5 печатных работах.

Объем и структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения и библиографического списка, содержащего 108 наименований. Объем работы - 106 страниц. Работа содержит 22 рисунка и 11 таблиц.

Основное содержание работы

Во введении показана актуальность проблемы, рассматриваемой в диссертации. Сформулированы цели и задачи работы, ее теоретическая и практическая значимость, а также основные положения, содержащие научную новизну и выносимые на защиту.

В первой главе даются постановки задач, необходимость в решении которых возникает при оптимизации режимов работы ТЭЦ (минимизация стоимости расходуемого топлива при заданных тепловых и электрических нагрузках, максимизация и минимизация полезной электрической мощности ТЭЦ при заданных тепловых нагрузках). Кроме того, впервые сформулирована задача определения максимальной полезной электрической мощности ТЭЦ, при минимально возможной конденсационной выработке и приведена методика ее решения. Признаком режимов (обеспечивающих минимально возможную конденсационную выработку) при заданном составе работающих турбин ТЭЦ является минимально возможный отвод тепла от конденсаторов турбин в систему технического водоснабжения (СТВ) станции, при обеспечении расхода пара в конденсаторы турбин не меньше вентиляционного пропуска. Это условие более предпочтительно, чем требование минимально возможного (вентиляционного) расхода пара в конденсаторы турбин, поскольку это

требование не обязательно должно выполняться при использовании тепла конденсации пара на нагрев сетевой или подпиточной воды. Поиск таких режимов можно осуществить в результате решения следующим образом. Решается задача:

юш&тВ(*,.у,ЛГтац,а,...,&)- (1)

при условиях:

#(*,;>>,...,&) = <),

(3)

где д: - вектор независимых оптимизируемых параметров (расходы пара в конденсаторы турбин и пара из регулируемых отборов турбин, давление перед регулирующими диафрагмами турбин, давление пара в пиковых подогревателях сетевой воды и др.); у - вектор зависимых оптимизируемых параметров (расходы острого пара на турбины, расходы пара из нерегулируемых отборов турбин, электрические мощности турбин, давления в нерегулируемых отборах турбин и т.д.); ЛгТЗЦ - полезная электрическая мощность ТЭЦ; (2, - заданная тепловая нагрузка 1-го внешнего потребителя

тепла; Л^?4,^^ - минимально-возможная и максимально-возможная электрическая нагрузка станции при заданных тепловых нагрузках . получаемые как результаты оптимизационных расчетов станции по критериям минимума и максимума электрической нагрузки ТЭЦ; 5 — число внешних потребителей тепла; Н - /и-мерная векторная функция ограничений-равенств, включает уравнения, описывающие технологические связи между элементами

схемы, энергетические и материальные балансы элементов технологической схемы ТЭЦ и др; в - I-мерная векторная функция ограничений-неравенств (включает ограничения снизу и сверху на такие зависимые параметры как расходы острого пара на турбины, электрические мощности турбин и др.); хшш,хгпах - векторы минимальных и максимальных значений вектора х. Обозначим 2СТЦ в точке решения задачи через 2ств ■ Далее решается задача поиска максимума полезной электрической мощности ТЭЦ:

тахЛ^х.Д'.а.....&)> (4)

при условиях (2) и:

бсгв (*.>>,ЛГтац,0,...,&) — вств • (5)

Электрическую мощность, полученную в результате решения этой задачи обозначим через Л^ и решим задачу минимизации расхода топлива:

тт5тэц(х,у,^тэц,21,...,а), (6)

При условиях (2), (5) и:

^ТЭЦ=КИ- (7)

Режим, полученный в результате решения последовательности приведенных задач, и будет режимом с максимальной выработкой электроэнергии на тепловом потреблении при минимальной конденсационной выработке.

Следует отметить, что дополнительный (сверх ) рост электрической мощности ТЭЦ будет обеспечиваться только за счет конденсационной выработки.

Также в первой главе приводится описание методики построения быстродействующих математических моделей паровых теплофикационных турбоустановок. В моделях турбоустановок число входных параметров, как правило, более десяти. Влияние каждого такого параметра на выходные параметры существенно зависит не только от его значения, но и от значения других входных параметров. Это делает построение быстродействующих математических моделей теплофикационных турбин сложной задачей, для решения которой до настоящего времени отсутствовали эффективные методы.

В данной работе для разработки быстродействующих моделей турбоустановок был использован метод, основанный на расчетах с использованием подробной математической модели турбоустановки в узлах заранее заданной многопараметрической сетки. Узлы многопараметрической сетки образуются всеми возможными сочетаниями дискретных значений входных параметров модели, определяемых следующим образом:

(8).

хь =Ьшп _1), к, =1,2,..„г, +1; 1 = 1,...,»,

где п - количество входных параметров быстродействующей математической модели; г, - количество равных интервалов, на которые разбивается диапазон

изменения /-ого входного параметра; , Ь™ - минимальный и максимальный пределы изменения 2-го входного параметра; ах1 - щаг сетки изменения ¡'-го входного параметра; к, - номер дискретного значения /-ого входного параметра.

Для наборов входных параметров, соответствующих всем узлам многопараметрической сетки с использованием подробной математической модели турбоустановки определяются выходные параметры:

У) =/М>х'г,...,х'„и = 1.....т; / = 1,(9)

где 5 — число узлов многопараметрической сетки; т — количество выходных параметров быстродействующей математической модели.

Быстрый расчет по такой сетке производится путем интерполяции выходных параметров по ближайшим к заданной точке узловым точкам сетки, являющимися вершинами п-мерного прямоугольного параллелепипеда (число таких вершин равно 2я).

Используемые при интерполяции координаты угловых точек параллелепипеда получаются как все возможные комбинации найденных указанным способом пар координат Причем А, определяется из

условия:

х? ¿х'^х^1,

где х\ • текущее значение /-ого входного параметра.

В общем виде задача состоит в поиске такой функции ./'-го выходного параметра у] от входных параметров х1,хг,...,хя, значения которой в вершинах найденного указанным выше способом параллелепипеда будут равны значениям выходного параметра у] в этих точках, С помощью этой функции

определяется значение у' в текущей точке х[.....х'п. В качестве такой функции

предлагается использовать полином вида:

п л-1 л 2

/М ,хг,...,хп) = а0 + -хк £ а^ + ■••

/,=1 4=14=4+1 А=1

п-п+1п—п+2 п я

+ 1 1-Е -ГК

4=1 {,=4+1 („=/»_, 41 л-1

Коэффициенты этого полинома а0,О|,...,а(1 , для каждого У-го выходного

параметра определяются из систем линейных алгебраических уравнений, задающих равенства и ^ во всех угловых точках параллелепипеда.

Такой подход позволяет решить задачу с достаточной точностью. Однако при большом количестве входных параметров он может не только не привести к ускорению расчетов, но и значительно их замедлить из-за резкого увеличения требуемого числа узлов многомерной сетки с возрастанием п. Кроме того, хранение файла сетки потребует больших объемов памяти компьютера. В связи с этим создание сетки для турбоустановки в целом оказалось практически неразрешимой задачей, поскольку в ней имеется более десятка входных параметров. Для преодоления этой трудности целесообразно разделение турбоустановки на части (у каждой из которых число входных параметров не более 5-6) и разработка быстродействующих моделей с использованием многомерных сеток для каждой части. Для расчета турбоустановки в целом производится итерационная увязка быстродействующих моделей её частей.

В результате инженерного анализа признано целесообразным разделить теплофикационную турбоустановку на собственно турбоустановку без конденсатора и конденсатор.

Следует отметить, что выше шла речь о входных параметрах, совместно влияющих на выходные (назовем эти параметры основными). Кроме того, среди входных параметров турбоустановки можно выделить параметры (назовем их дополнительными), влияние которых на выходные можно

учитывать независимо друг от друга. Это происходит в связи с малым отклонением данных параметров от некоторых «базовых» значений. На отклонение дополнительного параметра от его «базового» значения вводятся поправки.

Суммируя значение /-ого выходного параметра, полученного с использованием основной сетки, с поправками по всем дополнительным параметрам определим окончательное значениеу'-ого выходного параметра:

н

У] = /Ах1,х2,...,хп) + ^19![<,г1-г,),х1,х2,...,хп\, (11) г-1

где 11 — количество дополнительных входных параметров; г, - «базовое» значение дополнительного входного параметра; г, - расчетное значение дополнительного входного параметра; <р{ - поправка к значению выходного _/-го параметра у] на отклонение значения ¿-го дополнительного параметра от «базового» значения.

Введение поправок <р{ значительно увеличивает точность расчета выходных параметров.

При расчете многомерной сетки, координатами которой являются основные параметры (основная сетка), дополнительные параметры принимаются равными «базовым» значениям при расчете каждого выходного параметра. Для учета отклонения значения каждого дополнительного параметра от «базового» также вводится своя «дополнительная» сетка. Координатами ее узлов являются значения основных параметров и данного дополнительного.

На крупных промышленно-отопительных ТЭЦ, как правило, устанавливается значительное количество параллельно-работающих энергетических паровых и пиковых водогрейных котлов. Причем даже

однотипные котлы могут иметь различающиеся энергетические характеристики. Поэтому весьма актуальной является задача распределения паровой и тепловой нагрузок между этими котлами.

Задача оптимизации распределения паровой (тепловой) нагрузки между параллельно-работающими котлами в математической форме имеет следующий

(12)

(13)

(14)

(15)

(16)

(17)

где 1доткл - множество (список) номеров котлов, которые допускают отключение; 1ДВКЛ - множество (список) номеров котлов, которые обязательно должны быть включены; Д. - текущая паропроизводитеЛьность

(теплопроизводительность) ¿-го котла; N - число котлов на ТЭС; Д|п'°,Г>)тга . минимальная и максимальная паропроизводительность

(теплопроизводительность) 1-го котла; £>г - суммарная заданная

производительность котлов; В, - расход топлива 1-ым котлом; Ц) -

вид:

N

при условиях:

Це Я?, Уге!*»™, Дб^'и^, У/6/догкл,

где:

В,(Ц) = еслиЦ еЯ? >

' ' [О, сели I), = О

энергетическая характеристика 1-го котла (функция, определяющая расход топлива по паропроизводительности).

Для решения задачи (12) - (14) используется метод динамического программирования. При этом максимальная производительность / + 1 котлов определяется как сумма максимальной производительности г + 1 котла и максимальной производительности I котлов. Все возможные диапазоны загрузки котлов разбиваются на заданное количество дискретных

значений. Для каждого _/'-го дискретного значения загрузки ¡' + 1 котлов проводится поиск всех возможных путей его достижения из допустимых значений загрузки / котлов, в процессе которого отбрасываются заведомо недопустимые пути, не отвечающие условию нахождения нагрузки 1 + 1 котла в допустимом диапазоне. Из всех найденных таким образом путей, выбирается тот, который обеспечивает минимальный суммарный расход топлива ;+1 котлом. Таким образом, для каждого _/ -го дискретного значения загрузки 1 + 1 котла находится оптимальный путь от каждого дискретного значения загрузки I котлов. Основываясь на этих путях достижения минимального расхода топлива для каждой возможной производительности группы котлов, имеем заранее определенные нагрузки каждого из них для всего диапазона возможных нагрузок этой группы.

Во второй главе приводится описание программно-вычислительного комплекса. Программно-вычислительный комплекс «Комплекс программ оптимизации режимов работы ТЭЦ» предназначен для:

> идентификации математических моделей основного энергетического оборудования (котлы, турбины) по результатам замеров;

> построения быстродействующих математических моделей теплофикационных паровых турбин;

> оптимизации распределения нагрузок между агрегатами существующей ТЭС, с учетом идентификации;

> редактирования значений параметров, участвующих в расчетах;

> наглядного представления исходных данных и результатов расчетов на схемах и в таблицах.

Основные этапы согласованной методики разработки математических моделей оборудования и собственно ТЭЦ, оптимизации режимов ее работы представлены на рис. 1.

Рис. 1. Схема согласованной методики оптимизации режимов работы ТЭЦ.

Согласованная методика оптимизации режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ состоит из нескольких этапов.

Разрабатываются подробные математические модели турбоустановок рассматриваемой ТЭЦ с использованием созданной в ИСЭМ СО РАН системы машинного построения программ для персональных компьютеров (СМПП-ПК). На основании результата замеров в нескольких режимах выполненных на ТЭЦ в процессе технологических испытаний турбоустановок, или при их нормальной эксплуатации, формулируется задача идентификации математической модели турбоустановки, в процессе решения которой производится корректировка коэффициентов этой модели (внутренний относительный к.п.д. отсеков, .. пропускные способности отсеков, к.п.д. подогревателей и др.).

Параллельно с этим процессом, производится разработка быстродействующей математической модели турбоустановки. Для этого с использованием СМПП-ПК разрабатываются подробные математические модели каждой из частей турбоустановки (турбоустановки без парового конденсатора и конденсатора). Для каждой из этих частей выбирается состав основных и дополнительных параметров и диапазонов их изменения.

Далее полученные в результате идентификации коэффициенты математической модели турбоустановки передаются в математические модели каждой из частей турбины, предназначенных для расчета сеток быстродействующей математической модели. С использованием полученных моделей частей турбины производится расчет и запись в память компьютера основных и дополнительных сеток каждой из частей. Описанные процедуры выполняются для каждой из турбин станции.

На основании полученных быстродействующих математических моделей турбоустановок разрабатывается математическая модель ТЭЦ в целом и формируется задача ее оптимизации.

Оптимизация режимов работы ТЭЦ с использованием полученной математической модели производится на основании заданных пользователем тепловых, электрических нагрузок и состава оборудования ТЭЦ. Расчет производится в три основных этапа: считывание сеток быстродействующих математических моделей турбоустановок в оперативную память компьютера, поиск оптимального режима работы ТЭЦ, в процессе которого помимо прочих параметров уточняется суммарная производительность каждой из групп котлов, на основании которых на заключительном этапе производится оптимальная загрузка каждого котла группы с помощью методов динамического программирования. Результаты проведенных расчетов выводятся в таблицах и на схемах комплекса.

Интерфейс программно-вычислительного комплекса «Комплекс программ оптимизации режимов работы ТЭС» реализован с помощью технологии HTML Applications (HTA). Такой подход позволяет реализовывать не только эффективные приложения для локальных систем, но также возможность переноса (если потребуется) комплекса на сетевые технологии, например, клиент-серверные. Основные функции комплекса реализованы с помощью скриптового языка программирования JavaScript. Для хранения информации о расчетных параметрах применялся расширяемый язык разметки XML.

Графическая информация в комплексе представлена в формате SVG, что позволило создать интерактивные схемы как станции в целом, так и отдельных ее элементов. Приведенный подход к реализации интерфейса ПВК был предложен Скрипкиным С.К. и реализован автором применительно к рассматриваемому ПВК. На рисунках 2 представлены примеры снимков экрана ПВК.

а) б)

в) г)

Рис. 2. Снимки экранов, демонстрирующие ПВК в работе.

В третьей главе приводятся примеры расчетов, выполненных с использованием разработанного в настоящей диссертации программно-вычислительного комплекса. Проведен сравнительный анализ скорости счета быстродействующей и точной математических моделей, а также изменения точности получаемых результатов. Для такой оценки были проведены расчеты паровой теплофикационной турбоустановки Т-100/120-130 в 234 точках, различающихся значениями расходов острого пара, сетевой и циркуляционной воды, давления пара перед регулирующей диафрагмой и др. Время, затраченное для выполнения 234 расчетов на ПК (Athlon ХР 2000+, ОЗУ - 512 Mb), с использованием этих моделей составило:

> быстродействующая математическая модель без поправок на значения дополнительных параметров-1,41 с;

> быстродействующая математическая модель с поправками на значения дополнительных параметров-1,73 с;

> точная математическая модель -17,37 с.

Отклонения результатов расчетов быстродействующей математической модели от точной модели основных параметров турбоустановки в девяти характерных точках приведены на рис. 3.

в) г)

Рис.3. Отклонения результатов расчетов быстродействующей математической модели от точной модели.

Как видно из рис. 3, результаты расчетов турбоустановки, выполненные с использованием быстродействующей математической модели достаточно хорошо совпадают с результатами расчетов, выполненных с помощью точной модели.

Также в диссертации приводятся примеры идентификации математических моделей паровой теплофикационной турбины ПТ-60/75-130/13 и парового энергетического котла ТГМ-84-140. Для каждой энергетической установки представлены схемы замеров, результаты замеров в трех режимах и характеристики приборов, с помощью которых эти замеры были приведены. В качестве результатов приведены таблицы коэффициентов математических моделей, полученных в результате идентификации и результаты расчетов замеряемых параметров с использованием математических моделей.

Помимо этого в третьей главе приводятся результаты расчетов крупной промышленно-отопительной ТЭЦ в нескольких режимах, на основании которых была построена ее эквивалентная энергетическая характеристика. На рассматриваемой ТЭЦ установлено 11 паровых теплофикационных турбин 2хПТ-60/75-130/13,4хТ-100/120-130,2хТ-100/120-130-3 и ЗхПТ-135/165-130/13, 14 энергетических паровых котлов 9x11 М-84-140 и 5x11 МЕ-464-140, 14 пиковых водогрейных котлов ЮхПТВМ-100, 2хПТВМ-180 и 2хКВГМ-180. Установленная электрическая мощность ТЭЦ - 1172 МВт; установленная тепловая мощность - 3903 Гкал/ч; топливо для энергетических и пиковых водогрейных котлов - природный газ. Принципиальная тепловая схема ТЭЦ представлена на рис.4.

На основании тепловой схемы ТЭЦ была разработана ее математическая модель, с использованием быстродействующих математических моделей турбоустановок. В состав полученной математической модели всшли: 1041 информационно-входной параметр (расход прямой и обратной сетевой воды ТЭЦ, расход пара 13 ата. потребителю и т.д.); 1119 информационно-выходных

параметров (мощности турбоустановок ТЭЦ, расходы острого пара на группы турбин и т.д.).

Рис.4. Принципиальная тепловая схема крупной промышленно-отопительной

ТЭЦ.

Сформулирована задача оптимизации режима работы ТЭЦ, которая включает:

> 35 оптимизируемых параметров (расходы питательной и циркуляционной воды на каждую группу турбин, давление пара перед регулируемыми диафрагмами турбин, теплопроизводительности групп водогрейных котлов и т.д.);

> 202 ограничения-неравенства (ограничения на: расходы сетевой воды через пучки конденсаторов и бойлерные установки турбин, минимальную и максимальную паровую нагрузку энергетических котлов, пропускную способность теплообменников и т.д.).

В качестве критерия оптимальности могут выступать: минимум и максимум мощности ТЭЦ; минимум суммарного расхода топлива котлами ТЭЦ; минимум тепла, сбрасываемого в систему технического водоснабжения.

Результаты оптимизационных расчетов ТЭЦ в четырех режимах при тепловой нагрузке 2030 Гкал/ч приведены в таблице 1. Полученная при этой тепловой нагрузке эквивалентная энергетическая характеристика ТЭЦ, связывающая электрическую мощность станции с ее суммарным расходом топлива, приведена на рис. 5.

Таблица 1. Результаты оптимизационны* расчетов режимов работы ТЭЦ.

№ п/п Наименование параметра Ед. изм. Режим I Режим П Режим III Режим IV.

1 2 3 4 7 9 12

1 Суммарная мощность ТЭЦ МВт 450 750 950 1250

1 Расход топлива т.у.т./ч 443,1 531 592 675,6

3 Расход пара на пиковые бойлера т/ч 623,5 495,8 700,7 477,5

4 Расход воды через пиковые бойлера т/ч 4014,9 3608,4 4133,2 3832,4

5 Тепловая производительность турбоагрегатов Гкал 756,4 954,6 1075,1 1078,4

6 Тепло, отводимое циркуляционной водой Гкал 107,5 354,2 482,9 779,9

7 Тепловая нагрузка пиковых бойлеров Гкал 317,3 262,9 354 252,9

£ Расход пара 13 ата после РОУ 140/13 т/ч 1116,5 939,7 1007,4 867,7

9 Расход пара 1,2 ата после РОУ 13/1,2 т/ч 35,3 125,5 33,2 51,7

10 Расход свежего пара на I группы турбин ■ т/ч 477,7 359,9 688,9 707,3

П Расход пара из производственного отбора группы турбин ПТ-60 т/ч 125,5 122,1 178,2 244,9

12 Расход пара из теплофикационного отбора группы турбин НТ-60 т/ч 196,5 60,3 222,7 189,1

13 Тепло, отводимое циркуляционной водой группы турбин ПТ-60 Гкал 12,44 44 40,2 30,2

14 Тепловая нагрузка группы турбин ПТ-60 Гкал 166 94,9 201,9 218

15 Мощность группы турбин ПТ-60 МВт 97,5 72 144,9 142,7

16 Расход свежего пара группу турбин Т-100/120-130 т/ч 440,3 , 530,2 938,6 1443

17 Расход сетевой воды через группу турбин Т-100/120-130 т/ч 7555,4 5857,2 3891,8 4971,2

18 Расход воды через теплофикационный пучок группы турбин Т-100/120-130 т/ч 3322,7 3414,1 3504 3612

19 Тепло, отводимое циркуляционной водой группы турбин Т-100/120-130 Гкал 3,02 68,7 190,6 348,7

20 Тепловая нагрузка группы турбин Т-100/120-130 Гкал 179,7 154,2 186,3 189,9

21 Мощность группы турбин Т-100/120-130 МВт 108,4 136,3 254 408,2

22 Расход свежего пара на группу турбин Т-100/120-130-3 т/ч 496,5 673,5 725,6 840,6

23 Расход сетевой воды через группу турбин Т-100/120-130-3 т/ч 5702,7 5566,5 4987,9 5604,6

24 Расход воды через теплофикационный пучок группы турбин Т-100/120-130-3 т/ч 1854,1 1762,7 1672,8 1564,8

25 Тепло, отводимое циркуляционной водой группы турбин Т-100/120-130-3 Гкал 27,4 55,8 54,7 85,5

26 Тепловая нагрузка группы турбин Т-100/120-130-3 Гкал 151 181,7 199,1 205,7

27 Мощность группы турбин Т-100/120-130-3 МВт 132,5 176,7 183,3 216,6

28 Расход свежего пара на группу турбин ПТ-135 т/ч 622,1 1657,2 1626,4 1935,8

29 Расход сетевой воды через группу турбин ПТ-135 т/ч 5250 7463,3 9491,9 8104,7

30 Расход пара из производственного отбора группы турбин ПТ-135 т/ч 18,2 206,7 199,9 63

31 Тепло, отводимое циркуляционной водой группы турбин ПТ-135 Гкал 64,6 185,5 197,3 315,5

32 Тепловая нагрузка группы турбин ПТ-135 Гкал 259,7 524,1 487,9 464,8

33 Мощность группы турбин ПТ-135 МВт 111,6 365,1 367,9 482,6

Основные результаты работы

1. Разработана методика оптимизации режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ, позволяющая учитывать реальное состояние оборудования, на основании идентификации математических моделей по результатам замеров параметров этого оборудования в процессе технологических испытаний и нормальной эксплуатации.

2. Разработана методика создания быстродействующих математических моделей турбоустановок для задач оптимизации крупных ТЭЦ. Для разработки таких моделей был использован метод, основанный на расчетах с использованием подробной математической модели турбоустановки в узлах заранее заданной многопараметрической сетки. В работе приведены исследования погрешностей результатов расчетов, возникающих при использовании этих математических моделей, и изменение времени, затрачиваемого на расчеты подробных и быстродействующих математических моделей.

3. Разработана методика оптимального распределения нагрузок между котлоагрегатами ТЭЦ, работающими на общий паропровод, с использованием метода динамического программирования.

4. Разработан программно-вычислительный комплекс, позволяющий производить оптимизационные расчеты по распределению тепловых и электрических нагрузок на ТЭЦ, идентификационные расчеты математических моделей основного энергетического оборудования по результатам замеров и осуществлять передачу коэффициентов, полученных в результате идентификации в оптимизационную модель ТЭЦ, что позволяет получать результаты расчетов, наиболее приближенные к реальным.

5. Выполнены расчеты по оптимизации режимов работы крупной промышленно-отопительной ТЭЦ. Построена ее эквивалентная энергетическая характеристика при расчетной нагрузке тепловых потребителей.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Максимов A.C. Модернизация СМПП и решение с ее помощью задач , адаптации математических моделей теплофикационных турбин // Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН, Вып. 34: Научно-технический прогресс в энергетике. — Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2004. — С. 120-129.

2. Максимов A.C. Методика построения быстродействующих математических моделей турбин для задач оперативной оптимизации режимов работы ТЭЦ // Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН, Вып. 35 ¡Научно-технический прогресс в энергетике. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2005. - С.135 - 142.

3. A.M. Клер, A.C. Максимов, Е.Л. Степанова. Методика построения быстродействующих математических моделей турбин для задач оперативной оптимизации режимов работы ТЭЦ // Энергосистемы, электростанции и их агрегаты: сб. науч. трудов / под ред. акад. РАН В.Е. Накорякова. - Новосибирск: Изд-во НГТУ, 2005. - Вып. 9. - С. 85 - 99.

4. Корнеева З.Р., Клер A.M., Степанова ЕЛ., Максимов A.C. Оптимизация режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ. Материалы Всероссийской конференции «Энергетика России в 21 веке: развитие, функционирование, управление», Иркутск, 12 — 15 сентября 2005 г. (CD-ROM).

5. А.М. Клер, A.C. Максимов, Е.Л. Степанова Оптимизация режимов работы ТЭЦ с использованием быстродействующих математических моделей теплофикационных паровых турбин. Теплофизика и аэромеханика, 2006, № 1, т. 13, с. 159-167

Соискатель:

Лицензия ИД № 00639 от 05.01.2000. Лицензия ПЛД № 40-61 от 31.05.1999 Бумага писчая. Формат 60x84 1/16 Офсетная печать. Печ. л. 1,33 Тираж 100 экз. Заказ № 202.

Отпечатано полиграфическим участком И СЭМ СО РАН 664033, Иркутск, ул. Лермонтова, 130.

Введение

Глава 1. Постановки задач и методы их решения 1 g

1.1. Задачи оптимизации режимов работы ТЭЦ 1 g

1.2. Задача разработки быстродействующих математических моделей турбин

1.3. Методические подходы к разработке идентификационных математических моделей турбин

1.4. Методика распределения нагрузки между параллельно работающими котлами, с использованием методов динамического 35 программирования.

1.5. Методика оценивания эффективности снижения температуры обратной сетевой воды ТЭЦ.

Глава 2. Программно-вычислительный комплекс

2.1. Согласованная методика оптимизации режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ

2.2. Структура ПВК

2.3. Характеристика ПВК 5 \

Глава 3. Примеры расчетов производимых программно-вычислительным комплексом.

3.1. Пример расчетов турбоагрегата Т-100/120-130 с использованием быстродействующей математической модели.

3.2. Примеры идентификации математических моделей основного энергетического оборудования

3.2.1. Идентификация математической модели теплофикационной турбины ПТ-60/75-130/

3.2.2. Идентификация математической модели парового котлоагрегата ТГМ-84

3.3. Примеры расчетов режимов работы крупной промышленноотопительной ТЭЦ

3.4. Оценка эффективности снижения температуры обратной сетевой воды с использованием математической модели сложной 91 отопительной ТЭЦ.

Актуальность работы

Электрическими станциями России в 2005 г. было произведено 952 миллиарда кВт-ч электрической энергии, в том числе тепловыми электрическими станциями (ТЭС) - 657 млрд. кВт-ч. Суммарная мощность электростанций России составила 216 млн. кВт, при этом мощность ТЭС -148 млн. кВт, из них ТЭЦ - около 50%. Среднегодовая экономия топлива за счет комбинированного производства тепла и электроэнергии составляет около 25 млн. т.у.т. Приведенные данные позволяют сделать вывод, что проблема повышения экономической эффективности ТЭЦ весьма актуальна. В свою очередь, эффективность, как отдельных агрегатов, так и всей ТЭЦ, существенно зависит от режимов их эксплуатации. Обоснованный выбор последних не может быть осуществлен без использования методов и программных средств математического моделирования и оптимизации.

Вопрос оптимизации параметров как ТЭС в целом, так и отдельных агрегатов станции особенно актуален в связи с изношенностью существующего установленного оборудования и переходом энергосистем к рыночным отношениям.

Проблема математического моделирования и оптимизации энергетических установок возникла достаточно давно, однако поиск наиболее эффективных путей ее решения продолжается до настоящего времени. Оригинальные способы решения задач математического моделирования и оптимизации, с использованием электронно-вычислительных машин, были предложены коллективом авторов Сибирского энергетического института (СЭИ) СО РАН, JI.A. Мелентьевым, Г.Б. Левенталем, JI.C. Попыриным, Ю.В. Наумовым, A.M. Клером и др. [2,16,30,32,42,48,49,54-58,71-80]. В работах этих авторов рассматриваются вопросы автоматизации математического моделирования энергетических установок, задачи оптимизации параметров теплоэнергетических установок (ТЭУ) различных типов и технологических схем; а также подходы к оптимизации ТЭУ в условиях неоднозначности информации.

Необходимо отметить, что работы по математическому моделированию и оптимизации ТЭУ рассматриваются в двух направлениях: математические модели проектируемых установок, с использованием конструкторских расчетов, и математические модели существующего оборудования с определенными конструктивными характеристиками, с применением поверочных расчетов. Основные методики и подходы к решению задач описанных направлений рассмотрены в работах многих авторов. К первому направлению можно отнести работы с использованием аналитических подходов коллектива авторов во главе с А.И. Андрющенко разработанные в СГТУ[7] и В.В. Кафарова, В.П. Мешалкина [37]. Также интересные подходы в этом вопросе были предложены сотрудниками института проблем машиностроения АН Украины Шубенко-Шубина JI.A., Палагина А.А. и др[4,67-69]. В работе [20], выполненной коллективом авторов из МЭИ предлагается один из подходов к проектированию ТЭЦ и выбору состава оборудования с использованием ЭВМ.

В настоящей работе рассматриваются вопросы, связанные с математическим моделированием действующего оборудования ТЭС и оптимизацией параметров этого оборудования для обеспечения эффективного функционирования станции в целом. Основная задача эффективного функционирования ТЭС заключается в распределении тепловых и электрических нагрузок между агрегатами станции, такими как котельные агрегаты, турбоагрегаты, редукционно-охладительные установки (РОУ) и прочими. Наиболее сложной является задача оптимального распределения нагрузок на тепловых электроцентралях (ТЭЦ) ввиду сложности структуры и наличия разнотипного оборудования.

В настоящее время для задач распределения нагрузок между агрегатами ТЭС известны следующие подходы: использование приема энергетического эквивалентирования. Оптимизация агрегатов производится на основе характеристики относительных приростов (ХОП), которая рассчитывается и строится для каждого агрегата и станции в целом. Автором рассматриваемого подхода является В.М. Горнштейн [26]. Такой подход применим не только для оптимизации нагрузок между агрегатами станции, но и между станциями в энергосистеме, где для каждой электростанции строится ХОП, на основе которой определяются оптимальные нагрузки. Такой подход был удобен до появления быстродействующей вычислительной техники, применим для диспетчеров энергосистем, так как позволяет оперативно получить результат, однако отсутствие подробных расчетов агрегатов и станции в целом, ограничивает его дальнейшее применение; использование эксергетического метода. В процессе разработки математических моделей энергетических установок составляются материальные, энергетические и эксергетические балансы, в которых учитываются не только количество тепла, но и его качество, характеризуемое энтропией. Применения этого метода отражены в работах Ноздренко [64], Хлебалина [89]. Использование такого подхода связано в основном с анализом работы энергетического оборудования и поиска путей увеличения к.п.д. ТЭУ; разработка математических моделей с использованием нормативных методик определения параметров энергетических установок. Такой подход наиболее востребован, так как позволяет оперативно производить расчеты необходимых параметров, однозначно определяющих расчетный режим.

Разработке математических моделей энергетического оборудования с использованием последнего подхода посвящено множество работ. Так необходимо отметить работу Ф.А. Вульмана [17-19], в которой автором рассматриваются вопросы построения математических моделей ТЭУ на основе принципов модульного программирования. Предложен оригинальный подход по разработке программно-вычислительного комплекса для автоматизации математического моделирования ТЭУ.

При оптимизационном исследовании сложных энергетических установок типичным является использование метода сплошного перебора заранее заданного множества вариантов схем и параметров [92,94,95,98,107]. Оригинальные подходы использованы в работах [98,102,107], в которых для совершенствования сложных ТЭУ используются методы термодинамического анализа в сочетании с достаточно простыми моделями.

В ИСЭМ СО РАН накоплен богатейший опыт математического моделирования ТЭУ. Преимущественно с использованием материальных и энергетических балансовых уравнений. Для автоматизации разработки математических моделей ТЭУ был создан программно-вычислительный комплекс «Система машинного построения программ (СМ1Ш)», первоначальное применение, которого было осуществлено на ЭВМ БЭСМ-6. Позже с появлением персональных компьютеров комплекс был модифицирован под новые платформы и получил название СМПП-ПК [35,36,44,53,101].

Система позволяет по информации об элементном составе технологической схемы и связях между этими элементами автоматически генерировать программу расчета сложной ТЭУ. Подробно вопросы математического моделирования установок рассмотрены в работах [41,43,4547,51,58,104].

Задачи оптимизации параметров различных технологических процессов является актуальной. Для ее решения разработано множество методических подходов, описанию которых посвящено ряд работ [3,8,1013,34,81,87,88].

Для решения задач оптимизации теплосиловых систем в ИСЭМ СО РАН разработан и реализован в рамках СМПП-ПК оригинальный метод первого порядка «с памятью». Повышение эффективности процесса поиска решения осуществляется за счет использования на очередном шаге оптимизационного процесса не только текущей, но и предшествующей информации о функциях и их производных, полученных на предыдущих шагах. Подробно метод представлен в работе [27-29].

Основой успеха в решении проблем оперативного управления ТЭС на базе автоматизированных систем является наличие достаточно быстродействующих и точно отражающих текущее состояние оборудования математических моделей ТЭС и эффективных методов математического программирования, реализующих использование этих моделей для целей управления режимами функционирования ТЭС. Весомый вклад в решение задач оптимизации параметров функционирования ТЭЦ составляют работы [1,5,6,59,60,83,84,93,103]. Однако недостаточно широкое внедрение такого рода работ при управлении режимами функционирования ТЭЦ обусловлено трудностями, возникающими как при моделировании сложных, нередко иерархически организованных теплоэнергетических объектов, каковыми являются ТЭС и ТЭЦ в том числе, так и при решении проблемы настройки математических моделей на изменяющееся фактическое состояние оборудования теплоэлектроцентрали, и, наконец, при постановке и решении оптимизационных задач.

Подробные математические модели ТЭУ, разрабатываемые с помощью СМПП-ПК для задачи оптимизации имеют достаточную точность и позволяют разработчику иметь доступ ко всем параметрам потоков и оборудования входящих в эту модель, что несомненно является положительным моментом такой модели. Однако вычисление большого количества параметров требует соответствующих затрат машинного времени. Так, решение задачи оптимизации крупной промышленно-отопительной ТЭЦ может занимать значительное количество времени (более часа), что является недопустимым для задач оперативной оптимизации ТЭЦ. Следует отметить, что для однозначного определения нагрузки агрегата необходим ограниченный набор параметров, характеризующих его работу в комплексе с другими агрегатами. Таким образом, решение задачи можно получить, установив функциональную связь между информационно-входными и выходными параметрами математической модели установки из соответствующего набора требуемых параметров. В настоящей работе использован подход с использованием многопараметрической сетки.

Следует отметить, что фактическое состояние оборудования ТЭЦ меняется в ходе эксплуатации. Так, может происходить занос солями проточной части турбины, загрязнение теплообменных поверхностей конденсатора, регенеративных подогревателей и т.д. Для учета этого требуется корректировка (идентификация) коэффициентов математических моделей элементов турбоустановки по результатам текущих замеров ее параметров.

Одними из первых работ, где поднималась проблема оценивания состояния и идентификации в теплоэнергетике были работы Г.В. Ноздренко, Ю.В. Овчинникова [65,66], выполненные в НЭТИ. Для решения задачи оценивания в этих работах предлагалась методика согласования уравнений теплового и энергетического балансов. Однако предлагаемый авторами подход шел в контексте более широкой задачи оптимального распределения нагрузок между агрегатами и не решил полностью всех вопросов диагностики оборудования. К числу таких нерешенных вопросов можно отнести, например, отсутствие в постановке задачи оценивания определяющих состояние оборудования коэффициентов, неизмеряемых и постоянных во всех режимах эксплуатации. Также не была учтена взаимосвязь погрешности измерений параметров с погрешностью приборов.

В области исследования электроэнергетических систем вопросы оценивания состояния и идентификации при расчете режимов работы с учетом погрешности измерений изучались с начала 70-х годов, о чем дает хорошее представление цикл работ А.З. Гамма и его коллег [21-24], выполненных в ИСЭМ СО РАН. В работе тех же авторов [25] также рассмотрены возможные подходы к детекции «плохих» измерений. Указанные вопросы в системах диспетчерского управления ЭЭС решаются на основе идеологии контрольных уравнений. Идеология контрольных уравнений построена на первой форме задачи оценивания, т.е. система уравнений балансов разделяется на базисную, из которой вычисляются неизмеряемые параметры z и небазисную, называемую контрольной, по невязкам уравнений которой можно выявить наличие грубых ошибок в измерениях. Подход носит во многом эвристический характер и успех анализа достоверности измерений нередко зависит от удачного разделения исходной системы уравнений, отражающей законы электрических цепей на базисную и систему контрольных уравнений, а также от способа формирования линейных комбинаций контрольных уравнений и выбора тех или иных переменных для исключения из контрольных уравнений.

Другим примером решения проблем оценивания состояния и идентификации параметров являются задачи исследования трубопроводных систем. В [63] Н.Н. Новицким представлено комплексное рассмотрение широкого круга задач и методов оценивания, разработанных с учетом особенностей гидравлических цепей. В работе также достаточно большое внимание уделено вопросам выявления ошибочной информации в измерениях.

Применительно к теплоэнергетическим установкам задача оценивания состояния и идентификации представлена в работах A.M. Клера, А.В. Михеева и др. [38-40]. В этих работах рассматриваются подходы к идентификации энергетических паровых котлов и турбоустановок, описываются подходы задачи оценивания состояния этого оборудования в ходе эксплуатации.

Также необходимо отметить работу коллектива авторов МЭИ [52], где рассматриваются вопросы коррекции замеряемых параметров на ТЭЦ, введением поправок в их значения, для соблюдения материальных и энергетических балансов. Авторами рассматриваемой работы разработан специализированный программно-вычислительный комплекс, позволяющий производить расчеты в реальном времени.

Немаловажной проблемой в настоящее время является задача распределения паровых нагрузок между котлоагрегатами ТЭЦ, работающими на общий паропровод. Один из подходов решения поставленной проблемы приведен в работе Щербича и Шашкова [90], однако предложенный ими подход достаточно трудоемок. Для оптимизации распределения нагрузок между агрегатами ТЭЦ, необходимо учитывать лишь ограниченное количество параметров, т.к. котлоагрегат связан с другими элементами схемы ограниченным количеством связей. В настоящее время наиболее применяемым оказывается метод, основанный на использовании ХОПов, однако этот метод не обеспечивает универсальности и не позволяет использовать его применительно к другим агрегатам. В настоящей работе предлагается использовать метод динамического программирования для решения рассматриваемой задачи. Вопросы динамического программирования и решения с его помощью различных практических задач рассматриваются в работах [14,15,85,86].

Поиск качественных решений автоматизированного управления ТЭЦ -это комплексная проблема, требующая решения ряда взаимосвязанных задач. Среди них можно выделить последовательную цепочку основных: оценивание и анализ текущего состояния основного оборудования ТЭЦ, определяемого набором измерений параметров режимов функционирования; поиск оптимальных, с точки зрения некоторого критерия, текущих и будущих режимов работы; формирование управляющих воздействий, обеспечивающих реализацию оптимальных режимов.

При этом для каждой отдельно взятой ТЭЦ она достаточно специализирована, ввиду различных технологических схем и установленного оборудования. Также необходимо учитывать фактическое состояние оборудования. Кроме того, все большему числу электрических станций становятся доступны системы автоматизированного сбора информации, как результат возникает потребность в системах способных обрабатывать и анализировать эту информацию. В свою очередь законы рынка требуют рационального использования потребляемых ресурсов (топливо, вода, мазут и другие). Поэтому возникает потребность в специализированных программно-вычислительных комплексах, дающих возможность по заданным тепловым, электрическим нагрузкам и составу оборудования получать оптимальное распределение этих нагрузок между агрегатами станции в зависимости от выбранного критерия оптимальности. Критерий оптимальности - величина, определяющая степень оптимальности режима. Критериями оптимальности могут выступать: расход топлива котлами ТЭЦ, максимальная суммарная мощность ТЭЦ и т.д. В настоящей работе представлен программно-вычислительный комплекс, в рамках которого реализованы вышеописанные возможности.

Проблемами создания ПВК, предназначенных для оптимального распределения нагрузок между агрегатами тепловых электрических станций занимается ряд ученых по всему миру. Так, необходимо отметить ПВК ESteam, разработанный компанией Veritech 1пс.[96]. Этот программный продукт имеет блочную структуру и позволяет разрабатывать схемы паротурбинных, газотурбинных и парогазовых установок, на основании которых проводить различного рода исследования, внесение изменений в схему, вывод различным образом сгруппированных результатов, построение диаграмм и т.д. Также рассматриваемый ПВК позволяет производить оптимизационные расчеты разрабатываемой схемы, осуществлять передачу и хранение данных в различных форматах и получать данные со средств автоматики работающего оборудования.

ESteam является эффективным программным продуктом для решения задач расчета паротурбинных, газотурбинных и комбинированных установок, а список пользователей этого продукта является тому доказательством. Однако наряду со своими достоинствами он имеет ряд недостатков - так, например, ограниченный набор элементов для разработки схем турбоустановок и тепловых электрических станций, не имеет привязанности к определенной тепловой станции, т.е. разработкой конкретных схем необходимо заниматься заказчику, что требует определенного уровня владения программой и соответственно дополнительных материальных вложений на обучение персонала.

Программно-вычислительный комплекс Thermoflow, разработанный коллективом авторов во главе с доктором Maher Elmasri, который является автором ряда работ по вопросам расчетов газовых и парогазовых установок с использованием ЭВМ [94,95], в настоящее время является признанным лидером европейского рынка. Количество пользователей этого программного продукта превышает сотню различных предприятий и учреждений по всему миру [108].

ПВК Thermoflow состоит из нескольких модулей, которые в совокупности позволяют решать широкий круг задач, возникающих в теплоэнергетике. Так, например, конструкторские и поверочные расчеты тепловых схем газовых, паровых и комбинированных турбоустановок. Кроме того, на основе получаемых схем реализована возможность расчетов и компоновки ТЭЦ. Подобно ПВК ESteam позволяет осуществлять передачу и хранение данных в различных форматах и получать данные со средств автоматики работающего оборудования.

Однако ПВК Thermoflow свойственны те же недостатки, что и ESteam.

Необходимо отметить работу [31], выполненную в ИСЭМ СО РАН, где рассматриваются информационные технологии, используемые в системных исследованиях энергетики, и предлагается оригинальный подход к интеграции этих технологий в рамках единого программного комплекса.

Цель работы

Разработка методики и реализующих ее программных средств оптимизации режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ, основанных на использовании математических моделей оборудования, настраиваемых на его фактическое состояние по результатам замеров параметров в нескольких режимах.

Научная новизна

Впервые получены, составляют предмет научной новизны и выносятся на защиту следующие наиболее важные результаты:

1. Разработана методика оптимизации режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ, позволяющая учитывать реальное состояние оборудования, на основании идентификации математических моделей по результатам замеров параметров этого оборудования в процессе технологических испытаний и нормальной эксплуатации;

2. Разработана методика построения быстродействующих математических моделей теплофикационных паровых турбин, позволяющих существенно сократить время решения задач оптимизации режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ;

3. Разработана методика оптимального распределения нагрузок между котлоагрегатами ТЭЦ на основе динамического программирования;

4. Разработан программно-вычислительный комплекс (ПВК) математического моделирования оборудования и оптимизации режимов работы ТЭЦ, реализующий методические результаты диссертации в виде программных средств и объединяющий их в едином пользовательском интерфейсе.

Практическая ценность работы

Практическая ценность работы заключается в том, что разработанные методические подходы и их реализация в рамках программно-вычислительного комплекса, позволяют производить оптимизационные расчеты режимов работы реально действующих ТЭЦ. Результаты проведенных расчетов, позволяют строить эквивалентные энергетические характеристики ТЭЦ.

Реализация работы

С использованием разработанного программно-вычислительного комплекса были выполнены: идентификация параметров моделей действующих агрегатов паровых котлов ТГМ-84-140 и ТГМЕ-464-140, турбоустановок ПТ-60/75-130/13, Т-100/120-130, Т-100/120-130-3, ПТ-135/165-130/13; разработка быстродействующих математических моделей турбоустановок ПТ-60/75-130/13, Т-100/120-130, Т-100/120-130-3, ПТ-135/165-130/13; расчеты по распределению нагрузок между агрегатами действующей крупной промышленно-отопительной ТЭЦ и построены ее эквивалентные энергетические характеристики.

Апробация работы

Методические результаты диссертационной работы получили практическую реализацию в работах ИСЭМ СО РАН, ОАО «Иркутскэнерго» ТЭЦ-10 и «Самараэнерго» ТЭЦ ВАЗа по оптимальному распределению нагрузок между агрегатами. Основные положения и результаты работы докладывались на Всероссийской конференции «Энергетика России в XXI веке: развитие, функционирование, управление» (Иркутск, 2005 г.), XXXIV-XXXVI конференциях научной молодежи ИСЭМ СО РАН (г. Иркутск 2004 -2006 г.г.)

Публикации

Основное содержание работы отражено в 5 печатных работах Структура и объем работы

Диссертация состоит из введения, трех глав и заключения, библиографического списка, содержащего 108 наименований. Объем работы -106 страниц.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Разработана методика оптимизации режимов работы крупных промышленно-отопительных ТЭЦ, позволяющая учитывать реальное состояние оборудования, на основании идентификации математических моделей по результатам замеров параметров этого оборудования в процессе технологических испытаний и нормальной эксплуатации.

2. Разработана методика создания быстродействующих математических моделей турбоустановок для задач оптимизации крупных ТЭЦ. Для разработки таких моделей был использован метод, основанный на расчетах с использованием подробной математической модели турбоустановки в узлах заранее заданной многопараметрической сетки. В работе приведены исследования погрешностей результатов расчетов, возникающих при использовании этих математических моделей, и изменение времени, затрачиваемого на расчеты подробных и быстродействующих математических моделей.

3. Разработана методика оптимального распределения нагрузок между котлоагрегатами ТЭЦ, работающими на общий паропровод, с использованием метода динамического программирования.

4. Разработан программно-вычислительный комплекс, позволяющий производить оптимизационные расчеты по распределению тепловых и электрических нагрузок на ТЭЦ, идентификационные расчеты математических моделей основного энергетического оборудования по результатам замеров и осуществлять передачу коэффициентов, полученных в результате идентификации в оптимизационную модель ТЭЦ, что позволяет получать результаты расчетов, наиболее приближенные к реальным.

5. Выполнены расчеты по оптимизации режимов работы крупной промышленно-отопительной ТЭЦ. Построена ее эквивалентная энергетическая характеристика при расчетной нагрузке тепловых потребителей.

1. 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.

2. Александров И. А., Анциферов Е. Г., Булатов В. П. Методы центрированных отсечений в выпуклом программировании. Иркутск, 1983. - 33 с. - (Препр. / АН СССР, СЭИ).

3. Аналитический метод оптимизации параметров последней ступени при минимуме потерь энергии с выходной скоростью / Шубенко-Шубин Л. А., Познахиров В. Ф., Антипцев Ю. П., Тарелин А. А. // Теплоэнергетика. 1976. - № 7. - С. 61 - 65.

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

5. Андрющенко А. И., Аминов Р. 3. Оптимизация режимов работы и параметров тепловых электростанций. М.: Высш. шк., 1983. - 225 с.

6. Андрющенко А. И., Змачинский А. В., Понятов В. А. Оптимизация тепловых циклов и процессов ТЭС. М.: Высш. шк., 1974. - 279 с.

7. Банди Б. Основы линейного программирования,- М.:Радио и связь, 1989.176 с.

8. В. Белунцов Новейший самоучитель по разработке Web-страниц. -Москва: издательство «ДЕСС КОМ», 2000.-448 с.

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

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

11. Булатов В. П. Методы погружения в задачах оптимизации. -Новосибирск: Наука, 1977. 158 с.

12. Булатов В. П. Методы погружения в задачах оптимизации. Методы оптимизации. Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1974. - С. 3 - 68.

13. Васильков Ю.В., Василькова Н.Н. Компьютерные технологии вычислений в математическом моделировании: Учеб. пособие. М.: Финансы и статистика, 2002. - 256 е.: ил.

14. Вентцель Е.С. Исследование операций. Задачи, принципы, методология. Учеб. Пособие для студ. втузов. 2-е изд., стер. - М.: Высш. шк., 2001. -208 е.: ил.

15. Влияние режимов работы АЭС на выбор параметров турбоустановки / Иванов А. А., Май В. А., Наумов Ю. В., Попырин Л. С. // Изв. АН ССС. -Энергетика и транспорт, 1983. № 4. - С. 3 -10.

16. Вульман Ф. А., Корягин А. В., Кривошей М. 3. Математическое моделирование тепловых схем паротурбинных установок на ЭВМ. М.: Машиностроение, 1985. - 111 с.

17. Вульмаи Ф. А., Хорьков 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.

18. Вульман Ф. А., Хорьков Н. С. Тепловые расчеты на ЭВМ теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1975. - 200 с.

19. 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.

20. Гамм А.З. Статистические методы оценивания состояния электроэнергетических систем. -М.: Наука, 1976. 220 с.

21. Гамм А.З., Герасимов Л.Н., Голуб И.И., Гришин Ю.А., Колосок И.Н. Оценивание состояния в электроэнергетике. М.: Наука, 1983. - 302 с.

22. Гамм А.З., Голуб И.И. Наблюдаемость электроэнергетических систем. -М.: Наука, 1990.-200 с.

23. Гамм А.З. Вероятностные модели режимов электроэнергетических систем. Новосибирск: ВО «Наука». Сибирская издательская фирма, 1993.- 133 с.

24. Гамм А.З., Колосок И.Н. Обнаружение плохих данных в телеизмерениях для АСДУ ЭЭС на основе контрольных уравнений. Препринт ИСЭМ СО РАН, Иркутск, 1998.-49 с.

25. Горнштейн В. М., Мирошниченко Б. П., Пономарев А. В. Методы оптимизации режимов энергосистем.- М.: Энергоиздат, 1981. 336 с.

26. Деканова Н. П., Клер А. М. Оптимизация теплоэнергетических установок при неопределенности экономической информации // Методы оптимизации теплоэнергетических установок с учетом неопределенности исходной информации. М.: ЭНИН, 1987. - С.29-39.

27. Деканова Н. П., Клер А. М. Проблемы оптимизации при исследовании теплоэнергетических установок // Приближенные методы анализа и их приложения. Иркутск: СЭИ СО АН СССР, 1989. - С. 22 - 43.

28. Деканова Н. П., Клер А. М., Щеголева Т. П. Оптимизация парогазовых установок на стадии технического проектирования // Комплексные исследования энергетических установок и систем -М: ЭНИН,-1989.-с.81-91.

29. 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.

30. Исследование систем теплоснабжения / Под ред. Попырина JI.C. и Денисова В.И. М.: Наука, 1989 - 216 с.

31. Х.М. Дейтел, П.Дж. Дейтел, Т.Р. Нието, Т.М. Лин, П. Садху Как программировать на XML. Пер. с англ. М.: ЗАО «Издательство БИНОМ», 2001 г. - 944 е.: ил.

32. Карманов В. Г. Математическое программирование. М.: Наука , 1975. -272 с.

33. Карпов В. Г., Кесельман Д. Я., Подкорытов В. Н. Алгоритм преобразования ориентированного графа в бесконтурный // Тр. Иркут. гор. семинара по прикл. математике. Иркутск, 1969. - вып. 1. - С. 64 -81.

34. Карпов В. Г.,Попырин Л. С.,Самусев В. И., Эпелынтейн В. В.

35. Автоматизация построения программ для расчета схем теплоэнергетических установок // Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт. 1973.-№ 1.- С. 129-137

36. Кафаров В. В., Мешалкин В. П., Гурьева Л. В. Оптимизация теплообменных процессов и систем. М.: Энергоатомиздат, 1988. 192 с.

37. Клер A.M., Деканова Н.П., Михеев А.В. Численные методы диагностики оборудования ТЭС // Теплофизика и аэромеханика. 2000. - Т. 7. - № 3-С. 443-450.

38. Клер А. М., Корнеева 3. Р. Схемно-параметрическая оптимизация теплосиловой части АЭС с ВВЭР с учетом надежности. // Энергетика и транспорт. Известия АН СССР. 1990.-№2. С. 76-79.

39. Клер А. М., Наумов Ю. В. Сочетание формальных и неформальных методов при принятии решений // Системы автоматического обучения и проектирования. Межвузовский сборник научных трудов.- Иваново: Ивановский энергетический институт. 1989. С. 51 - 57.

40. Клер А. М., Самусев В. И. Оптимизация режимных параметров при проектировании теплосиловой части ТЭЦ // Методы комплексной оптимизации энергетических установок. Иркутск, 1977. - С. 59 - 73.

41. Клер А. М., Скрипкин С. К., Деканова Н. П. Автоматизация построения статических и динамических моделей теплоэнергетических установок. // Изв. АН. Энергетика. 1996. - № 3. - С. 78 - 84.

42. А.М. Клер, А.С. Максимов, ЕЛ. Степанова Оптимизация режимов работы ТЭЦ с использованием быстродействующих математическихмоделей теплофикационных паровых турбин. Теплофизика и аэромеханика, 2006, № 1, т. 13, с. 159-167

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

44. Макаров А. А., Мелентьев Л. А. Методы исследования и оптимизации энергетического хозяйства. Новосибирск: Наука, 1973. - 274 с.

45. Максимов А.С. Модернизация СМПП и решение с ее помощью задач адаптации математических моделей теплофикационных турбин // Тр. молодых ученых ИСЭМ СО РАН, Вып. 34: Научно-техн. прогресс в энергетике. —Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2004. — С. 120-129.

46. Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями // Клер А. М., Деканова Н. П., Скрипкин С. К. и др. Новосибирск: Наука. Сиб. издат. фирма РАН, 1997.- 120 с.

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

48. Мелентьев JI. А. Системные исследования в энергетике. М.: Наука, 1983.-456 с.

49. Методы математического моделирования и комплексной оптимизации при неопределенности исходной информации: Сб. работ / АН СССР Сиб. отд-ние. Сиб. энерг. инт-т; Под ред. Попырина JI.C. Иркутск: Вост-Сиб. изд-во, 1977. - 192 с.

50. Методы математического моделирования и оптимизации теплоэнергетических установок / Отв. ред. Левенталь Г. Б., Попырин Л. С. М.: Наука, 1972. - 224 с.

51. Методы оптимизации сложных теплоэнергетических установок / А. М. Клер, Н. П. Деканова, Т. П. Щеголева и др.- Новосибирск: ВО "Наука". Сибирская издательская фирма, 1993. 116 с.

52. Моделирование на персональном компьютере стационарных режимов работы ПТУ / В. М. Боровков, С. А. Казаров, А. Г. Кутахов, С. Н. Романов // Теплоэнергетика, М.: -№ 11,1991.- С. 58 61.

53. Моделирование на ЭВМ статических и переходных режимов работы паротурбинных установок / А. Г. Кутахов, С. Н. Романов и др. // Изв. Вузов. Энергетика, М.: -№ 2, 1990.- С. 97.

54. Мэрдок Келли Л. JavaScript: наглядный курс создания динамических Web-страниц.: Пер. с англ.: Уч. Пос. М.: Издательский дом «Вильяме», 2001. - 288 е.: ил. - Парал. тит. англ.

55. Негрино Т., Смит Д. JavaScript для всемирной паутины. СПб.: ИД «ВЕСЬ», 2003. - 336 е., ил. - (Серия «Весь - компьютерный мир»),

56. Новицкий Н.Н. Оценивание параметров гидравлических цепей. -Новосибирск: Наука, 1998.-214 с.

57. Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В. Оптимизация внутристанционных режимов ТЭЦ в системе АСУ ТП //Задачи и методы управления ЭС : Сб.трудов Новосибирск, 1982. - С. 21 - 27.

58. Ноздренко Г.В., Овчинников Ю.В., Алтухов И.М. Согласование энергобалансов для уточнения исходной информации по ТЭУ // Управление режимами и развитием ЭС в условиях АСУ: Сб. трудов -Новосибирск, 1980. С.151 - 159.

59. Палагин А. А. Автоматизация проектирования теплосиловых схем турбоустановок. Киев: Наук, думка, 1983. - 160 с.

60. Палагин А. А., Ефимов В. А. Имитационный эксперимент на математических моделях турбоустановок. Киев: Наук, думка, 1986. -132 с.

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

62. Питц-Моултис Н., Кирк Ч. XML: Пер. с англ. СПб.: БХВ-Петербург, 2001.-736 е.: ил.

63. Попырин JL С., Каплун С. М., Аврутик С. В. Оптимизация дискретных параметров теплоэнергетических установок // Изв. АН СССР. -Энергетика и транспорт. 1970, № 3. - С 81-88.

64. Попырин JI. С. , Каплун С. М. , Аврутик С. В. Применение градиентного метода при экономической оптимизации сложных технологических систем (на примере теплосиловых установок) // Экономика и математические методы. 1969. Вып. 4. - С. 54-61.

65. Попырин Л. С. Математическое моделирование и оптимизация атомных электростанций. М.: Наука, 1984. -348 с.

66. Попырин JI. С. Математическое моделирование и оптимизация теплоэнергетических установок. М.: Энергия, 1978. - 416 с.

67. Попырин Л. С. Методика выполнения оптимизационных расчетов энергетических объектов при неоднозначности исходной информации // Теплоэнергетика, 1980. № 2. - С. 27-32

68. Попырин Л. С., Наумов Ю. В. Оптимизация теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами //Изв. АН СССР. Энергетика и транспорт, 1972. - № 2. - С. 140-149.

69. Попырин Л. С. Опыт и проблемы разработки методов оптимизации энергетических установок // Методы комплексной оптимизации энергетических установок. Иркутск: СЭИ СО АН СССР , 1977. - С. 5-17.

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

71. Применение математического моделирования при выборе параметров теплоэнергетических установок /под ред. Левенталя Г. Б., Попырина Л. С. М.: Наука, 1966 - 175 с.

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

73. Российский статистический ежегодник. 2004: Стат. сб./Росстат. : М., 2004.-725 с.

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

75. Сидулов М. В., Мартынов В. А., Кудрявцев Н. Ю. и др.

76. Математическое моделирование и оптимизация режимов работы ТЭЦ // Теплоэнергетика. 1993. - № 10. - С. 2 - 25.

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

78. Таха, Хэмди, А. Введение в исследование операций, 6-е издание.: Пер. с англ. М.: Издательский дом «Вильяме», 2001. - 912 е.: ил. - Парал. тит. англ.

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

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

81. Хлебалин Ю. М. Эксергетический метод выбора экономичного режима совместной работы энергетического оборудования // Изв. вузов, Энергетика, 1973. № 4. - С. 48 -54.

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

83. Школы Консорциума W3C: Введение в SVG http://xml.nsu.ru

84. Analysis Off-Design Perfomance and Phased Construction of Integrated-Gasification-Combined-Cycle Power Plant. Findreport for RP 2029-12, prepared by Standford University, February, 1987, EPRIAP - 50027

85. Dekanova N. P., Kler A. M. Techniques for investigating thermal power plants // Sov. Tech. Rew. A. Energy. 1993. - Vol. 6. - P. 31 - 53.

86. E1-Masri M. A. A Modofied, high-efficiency Gas TurbiCycle // ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1988. № 2. - p. 233 - 250.

87. El-Masri M. A. Gascan on Interactive Code for Thermal Analysis of Gos Turbine Systems // ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1988.-vol.110.-P. 201 -207.

88. ESteam brochure http://www.veritechenergy.com/files/veritechesteam.pdf.

89. Gaggali R. A. et. al. Integration of a New Process Into an Existing Site: A Case Study in the Application of Exergy Analysis // ASHE Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1991. vol. 113 - P. 170-183.

90. Introduction to HTML Applications (HTAs),http://msdn.microsoft.com/library/default.asp7urH/workshop/author/hta/overvi ew/htaoverview.asp.

91. Linhoff В., Flanis F. J. Integration of a New Process Into an Existing Site : F Case Study in the Application of Pinch Technology // ASHE Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1991. vol. 113. April. - P. 159-169.

92. Loines J., Thompson M. A. MOPEDS-Modular Performance Evaluation and Desigh System // CEGB Report CISD/CC/P794, March/ -1987.

93. Scalable Vector Graphics (SVG) 1.1 Specification http://www.w3.org/TR/2003/REC-SVGl 1-20030114/

94. Spakovsky M. R., Evans R. B. The Design and Performance Optimization of Thermal Systems // ASHE Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1990. vol. 112. January. - P. 86 - 92.

95. Takeya k., Yasui H. Perforance of the Integrated Gas and steam Cycle (IGSC) for Reheat Gas Turbine // ASME Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, 1988. № 2. - P. 220 - 232.

96. Thermoflow overview. http://www.thermoflow.com/ThermoflowOverview.htm