автореферат диссертации по информатике, вычислительной технике и управлению, 05.13.06, диссертация на тему:Выбор оптимальных режимов работы ТЭЦ со сложным составом оборудования

На правах рукописи

003458260

ЦЫПУ ЛЕВ ДЕНИС ЮРЬЕВИЧ

КЫЬОР ОПТИМАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЭЦ СО СЛОЖНЫМ СОСТАВОМ ОБОРУДОВАНИЯ

Специальность 05.13.06 - "Автоматизация и управление технологическими процессами и производствами (в энергетике)"

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

2

л::-!

1осква - 2008

003458260

Работа выполнена в Московском Энергетическом Институте (Техническом Университете) на кафедре Автоматизированных систем управления тепловыми процессами.

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор, засл. раб. высшей школы

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук, профессор Рубашкин Александр Самуилович Кандидат технических наук, доцент Ильин Евгений Трофимович

Ведущая организация: ОАО "Мосэнерго"

Защита диссертации состоится "15" января 2009 г. в 14 ч. 00 мин. на заседании диссертационного совета Д 212.157.14 при Московском энергетическом институте (Техническом Университете) по адресу: Москва, ул. Красноказарменная, д.17, ауд. Б-205.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ). Отзывы на автореферат диссертации (в двух экземплярах, заверенные печатью учреждения) просим направлять по адресу: /11250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый совет МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан ".Н."........2008 года.

Аракелян Эдик Койрунович

Зверьков В.П.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Необходимость оптимального управления режимами работы электростанции и энергосистем всегда остается важным вопросом в энергетике.

В настоящее время, в связи с вводом новых правил функционирования рынка электроэнергии, особенно важной стала задача управления ТЭЦ со сложным составом оборудования (при наличии на ТЭЦ блочных, неблочных агрегатов и пиковых водогрейных котлов) в условиях НОРЭМ.

На данный момент разработано большое количество методик решения задачи оптимального управления режимами работы оборудования ТЭЦ, однако большинство работ не учитывают особенности функционирования НОРЭМ при большом количестве внешних связей ТЭЦ по отпуску тепловой и электрической энергии и др., поэтому использование данных методик затруднительно в современных условиях функционирования существующих ТЭЦ.

В данных условиях, при оптимальном управлении режимами работы ТЭЦ, одной из главных задач является получение максимальной суммарной прибыли станции (ТГК) от ее участия в продаже электроэнергии по регулируемым договорах (РД), на рынке "на сутки вперед" (PCB), и на балансирующем рынке (БР), а также от продажи тепловой энергии. Для обеспечения данного условия основное внимание необходимо уделять минимизации топливных затрат, как главного показателя экономичности работы ТЭЦ.

Целью работы является разработка методических положений и алгоритма по совместному оптимальному распределению тепловой и электрической нагрузки на ТЭЦ со сложным составом оборудования при оптимальном управлении режимами работы ТЭЦ с учетом условий и особенностей НОРЭМ.

Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

- разработка общих подходов по планированию, оптимизации режимов работы ТЭЦ при выходе на НОРЭМ;

- разработка методики построения эквивалентных характеристик групп оборудования ТЭЦ со смешанным составом оборудования при работе ТЭЦ с несколькими группами точек поставки (ГТП) и тепловыми ветвями;

- разработка методики совместного оптимального распределения тепловой и электрической энергии на ТЭЦ со сложным составом оборудования при заданном составе генерирующего оборудования, графиков тепловой и электрической нагрузок в рамках работы ТЭЦ на PCB;

- разработка методики учета реального состояния оборудования ТЭЦ при построении энергетических характеристик энергоблоков;

- разработка предложений по интеграции рззработанных алгоритмов оптимизации в АСУ ТЭЦ.

Научная новизна работы заключается в:

- постановке задачи оптимального управления режимами работы ТЭЦ с учетом требований НОРЭМ;

- разработке методики использования эквивалентных характеристик групп оборудования ТЭЦ для решения задачи оптимального управления;

- разработке методики совместного оптимального распределения тепловой и электрической энергии на ТЭЦ со сложным составом оборудования при заданных составе генерирующего оборудования, графиков тепловой и электрической нагрузок в рамках работы ТЭЦ на рынке "на сутки вперед";

- усовершенствование методики учета реального состояния оборудования ТЭЦ при построении энергетических характеристик энергоблоков и эквивалентных характеристик групп оборудования.

Практическая значимость работы в том, что:

- разработан алгоритм оптимизации совместного распределения тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ между агрегатами станции с блочным и неблочным оборудованием как на этапе предварительной оптимизации ТЭЦ, так и в оперативном аспектах времени;

- результаты, полученные с использованием характеристик оборудования ТЭЦ-23, ТЭЦ-25 ОАО "Мосэнерго", могут быть использованы для оценки экономического эффекта внедрения разработанных алгоритмов на реальных объектах;

- предложена схема интеграции разработанных алгоритмов оптимизации в АСУ ТЭЦ.

Достоверность и обоснованность результатов подтверждается:

- использованием в расчетах реальных характеристик оборудования существующих ТЭЦ (ТЭЦ-23 и ТЭЦ-25 ОАО "Мосэнерго");

- сравнением полученных вариантов с фактическим распределением нагрузок на примере реальных суточных графиков ТЭЦ-25;

- идентичностью результатов оптимизационных расчетов с результатами, полученными с использованием аналогичных программных комплексов других авторов;

- применением современных методов анализа исходных данных и методов оптимизации распределения нагрузок.

Личный вклад автора заключается в разработке вышеуказанных методических положений, а также в проведение расчетов для ТЭЦ на базе программного обеспечения кафедры АСУ ТП и предложенного автором аналитического метода с последующим анализом полученных результатов и выдачей рекомендаций по использованию разработанных алгоритмов.

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

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 5 работ, среди которых 2 статьи в рецензируемых изданиях.

Структура и объем диссертации. Работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованной литературы, включающего 69 наименований, содержит 218 страниц печатного текста, 45 рисунка.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

Во введении обоснована актуальность, научная и практическая значимость темы, сформулированы цель и задачи работы, а также ее научная новизна.

В первой главе приведен анализ проблем российской энергетики и ее реструктуризации, современного состояния оптового рынка электроэнергии и мощности, правил и условий его функционирования. Дана краткая характеристика математических методов решения оптимизационных задач с точки зрения их применимости для задачи оптимального распределения тепловых и электрических нагрузок на ТЭЦ. Приведен краткий анализ работ, посвященных этой проблеме и учитывающих особенности решения поставленной задачи в современных условиях рынка.

На основе проведенного анализа выявлены следующие общие проблемы и недостатки известных методов:

- независимо от сложности состава оборудования ТЭЦ оптимальное распределение тепловой и электрической энергии производится раздельно (например, оптимальное распределение электрической нагрузки при заданном распределении тепловой нагрузки);

- как правило, рассматриваются ТЭЦ либо блочного типа, либо не блочного с поперечными связями;

- недостаточное внимание уделяется формированию расходных характеристик энергоблоков и агрегатов ТЭЦ с учетом их реального состояния и их анализу с точки зрения применимости различных методов оптимизации;

- отсутствуют методические положения по учету требований и условий рынка "на сутки вперед" (PCB) при решении поставленной сложной задачи на ТЭЦ со сложным составом оборудования и при большом количестве внешних связей ТЭЦ по отпуску тепловой и электрической энергии;

- и ряд других ограничений.

С целью учета недостатков существующих методик оптимизаций, сформулированы цель и задачи работы для ТЭЦ со сложным составом оборудования.

Во второй главе приведен анализ принципов функционирования оптового рынка "на сутки вперед" с целью выявления требований и этапов решения общей задачи оптимального управления режимами работы оборудования ТЭЦ в составе ТГК (РГК) и в частности, задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузки ТЭЦ с несколькими выходами на оптовый рынок электроэнергии при условии обеспечения отпуска тепла по всем ветвям ТЭЦ.

Анализ условий и принципов работы НОРЭМ выявил следующие проблемы, возникающие при решении данной задачи:

- в условиях работы оптового рынка электроэнергии и мощности по группам точек поставки (ПТТ) и при наличии на ТЭЦ нескольких ветвей по отпуску тепла необходимо обеспечить одновременно большое количество балансовых уравнений и ограничений, что приводит к значительному увеличению разхмерности оптимизационной задачи (из-за большого количества оптимизируемых параметров);

- из-за наличия сложных (перекрещивающихся) связей по отпуску электроэнергии на несколько ГТП и тепла на ряд ветвей, наличие большого количества балансовых уравнений и ограничений исключает (затрудняет) применение ранее использовавшихся методов (в том числе экспертные методы) распределения тепловой нагрузки между энергогенерирукнцими агрегатами ТЭЦ, особенно при наличии на ТЭЦ блочного, неблочного оборудования и ПВК, что приводит к необходимости постановки и решении

одновременного (совместного) распределения тепловой и электрической нагрузки ТЭЦ.

Исходя из принятого по условиям работы рынка PCB, задачу оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ необходимо решить несколько раз (в различных постановках):

- при подготовке предложений ТЭЦ (совместно с ТГК) на выход в оптовый рынок электроэнергии PCB (подача предложений - сутки Х-2);

- при оперативном управлении текущими режимами оборудования ТЭЦ;

- при участии ТЭЦ на текущем балансирующем рынке (в последующем - на рынке системных услуг).

Предлагаются следующие общие методические подходы к решению поставленной задачи:

1. Оборудование ТЭЦ группируется в эквивалентные группы таким образом, чтобы каждая эквивалентная группа имела по одному выходу на ГТП и на тепловую ветвь (для ПВК только тепловую ветвь).

2. Задачи совместного оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ декомпозируются на два шага (этапа). На первом этапе тепловая и электрическая нагрузки ТЭЦ распределяются между эквивалентными группами, на втором этапе тепловая и электрическая нагрузки каждой эквивалентной группы, полученные на 1-ом этапе, распределяются между генерирующим оборудованием внутри каждой группы. Как правило, число эквивалентных групп не превышает 5-6, а внутри каждой группы число агрегатов - не более 4-х, соответственно при использовании данного подхода уменьшается размерность оптимизационной задачи для каждого этапа. Корректность полученных результатов обеспечивается соблюдением всех балансовых уравнений и ограничений.

3. Энергетические характеристики отдельных энергоблоков и других агрегатов ТЭЦ, а также эквивалентных групп представляются в форме полинома второй степени. Эквивалентные характеристики группы оборудования формируются или уточняются перед проведением оптимизационных расчетов на базе оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок внутри эквивалентной группы при варьировании Q и N в допустимых (заданных СО) пределах.

4. Формирование эквивалентных характеристик проводиться для выбранного (известного) режима работы теплофикационной установки и сетевых

подогревателей. Их выбор осуществляется известными методами, исходя из требуемой тепловой нагрузки и температуры прямой сетевой воды.

5. Принимается, что в первую очередь загружаются теплофикационные отборы турбин, а ПВК - по остаточному принципу в случае, если при отпуске требуемого объема тепловой энергии не хватает мощности тепловых отборов.

6. В диссертационной работе в качестве математических методов оптимизации используются метод множителей Лагранжа и метод динамического программирования. Выбор метода производится на основе анализа характеристики относительного прироста расхода топлива как для отдельных агрегатов, так и для эквивалентных групп оборудования.

Приведена общая постановка задачи оптимального распределения тепловой и электрической энергии при заданных составе генерирующего оборудования, объема отпуска тепловой и электрической энергии по тепловым ветвям и ГТП соответственно. С учетом особенностей решения поставленной задачи на разных временных разрезах выбраны критерии оптимизации.

При выполнении оптимизационных расчетов на первом этапе в качестве критерия оптимизации служит .максимальная выработка электрической мощности на тепловом потреблении по каждой ГТП при заданном составе генерирующего оборудования, прогнозируемом объеме отпуска тепла по ветвям ТЭЦ (почасовые) и при заданных СО граничных условиях по мощности по каждому ГТП, т.е. необходимо найти максимум функции:

(1)

где Я^т{д[т) - электрическая мощность на тепловом потреблении /-го агрегата ]-ой эквивалентной группы оборудования.

При этом действуют следующие балансовые уравнения:

)- ). О)

где Ь=1,2,...,р - количество ГТП; 1=1,2,...,г - количество тепловых ветвей; г=1,2,..., т""'" - количество ПВК в ;-ой эквивалентной группе оборудования на базе ПВК.

Также имеются следующие ограничения:

NГsNksNГ, (4)

(5)

где - тепловая нагрузка г'-го агрегата при заданном режиме работы теплофикационной установки; ЛГ™", - минимальная и максимальная

электрические нагрузки /-го агрегата при заданной тепловой нагрузке ; -суммарный отпуск тепла по /-ой ветви; 0,\ - суммарный отпуск тепла по ;-ой эквивалентной группе оборудования; N,(¡2; ) - суммарная электрическая нагрузка на тепловом потреблении 7-ой эквивалентной группы.

Критерием оптимизации при оперативном управлении режимами работы оборудования ТЭЦ и на этапе корректировки текущих режимов при участии ТЭЦ на балансирующем рынке (и рынке системных услуг) является максимальная суммарная прибыль станции (ТГК) от ее участия в РД, РСВ и БР и от продажи тепловой энергии.

Так как на рынке электроэнергии все расчеты ведутся для каждого часа суток, то прибыль станции (ТГК) за час операционных суток составит (без учета штрафов за отклонения):

Я, = |АС; -а + |(дс^ + АС(?Д -Л'(л + АСД, -Х1Г + АС% -Я*), (6)

где АС,' -Сп -С;, С77- тариф на тепловую энергию; С]- тепловая составляющая на выработку 1 Гкал тепловой энергии: дС? = С.Э - С,3,., С,' - продажная стоимость 1 МВт мощности на соответствующем рынке (РД, СД, РСВ и БР); СЦ - топливная составляющая в себестоимости выработки электроэнергии на ТЭЦ.

При постоянном тарифе на тепловую энергию Сп, заданных величинах АС?, , и АС(э,( переменных по часам суток, но постоянных для заданного часа величинах АС,1?,,, АС,'.. Максимум критерия П, совпадает с минимумом затрат на топлизо на ТЭЦ:

Таким образом, сформулированы особенности решения поставленной задачи на разных временных разрезах с выбором критериев оптимизации, обеспечивающих максимальную прибыль ТЭЦ.

В третей главе приведена постановка задачи оптимального одновременного распределения тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ со сложным составом оборудования и большим числом внешних связей по ГТП и тепловым ветвям с

описанием балансовых уравнений по ТЭЦ в целом и по внешним связям, а также перечень основных параметрических и технологических ограничений.

В качестве критерия оптимальности используется минимум затрат на топливо, как основной показатель характеризующий экономичность работы ТЭЦ:

(7)

где 5/( - расход топлива на ТЭЦ за 1-й час/-го вида; Сп - удельная стоимость/-го вида топлива.

При сжигании одного вида топлива критерий оптимизации принимает вид:

где В,(ЛГ,,(?,)_ функция расхода топлива на ¿-ом агрегате от его тепловой и электрической нагрузки.

С учетом разделения оборудования ТЭЦ на эквивалентные группы целевая функция примет вид (ПВК рассматриваются отдельно):

в,.-|я(лг;,е;)-пнп, (9)

при соблюдении условий:

- для каждой к-ой группы точек поставки

I'

(10)

- для каждой 1-ой тепловой ветви

т, Пчж

|е; + | еГ'-й"; (")

- ограничения по минимальным и максимальным значениям параметров

лг™ 5 щ £ дг;'5-', * е; * (?Г > (12)

^"""^Г^Г"; (13)

- по лимиту суммарного расхода/-го вида топлива (для ¿-го часа или за сутки в целом):

| В^В'п (14)

где В) - максимальный возможный расход /-го вида топлива; щ - количество а1регатов, работающих на/-м виде топлива.

Также имеются функциональные ограничения, обусловленные зависимостью минимальных и максимальных значений электрических нагрузок агрегатов ТЭЦ от их теплофикационной нагрузки:

-/(12); ЛГ^ -/02). (15)

Исходя из приведенных выше методических положений, разработан общий алгоритм оптимального распределения на этапе оперативного управления, состоящего из следующих основных этапов:

1 - формирование матрицы исходных данных для 1-го часа (состав генерирующего оборудования, системные ограничения по мощностям, тепловая и электрическая нагрузка по всем выходам ТЭЦ);

2 - выбор режимов работы теплофикационных турбин и теплофикационных установок (по тепловому графику ТЭЦ);

3 - формирование матрицы ограничений по всем агрегатам, ГТП, тепловым ветвям и пр.;

4 - расчет (уточнение) энергетических характеристик агрегатов и эквивалентных характеристик групп оборудования, а также выбранных режимов теплофикационных турбин;

5 - анализ энергетических характеристик и выбор математического метода оптимизации на уровне эквивалентных групп и внутри эквивалентной группы;

6 - формирование матрицы отклонений долгосрочных и текущих параметров, а также их анализ по степени влияния на расход топлива;

7 - проведение оптимизационных расчетов на уровне эквивалентных групп и внутри групп (алгоритмы приведены ниже);

8 - проверка выполнения балансовых уравнений по мощности по всем ГТП и веткам отпуска тепла, ограничений системного характера и внутри ТЭЦ (по видам сжигаемого топлива) и повтор расчетов, если какое-либо ограничение не выполняется, с введением соответствующих корректировок.

Для каждой ТЭЦ, ка основе данного общего алгоритма, составляется отдельный программный комплекс с учетом особенностей отпуска тепла и электроэнергии, состава оборудования и т. д.

Учет реального состояния оборудования предлагается осуществлять в виде поправок к расходу топлива, рассчитанному для номинальных значений параметров, но двум группам параметров (долгосрочных и текущих). Поправки по группе долгосрочных параметров (недогревы в сетевых подогревателях, КПД котла и др.) должны быть учтены на всех стадиях решения оптимизационной задачи, текущие - при оперативном управлении режимами работы оборудования.

Для выбора параметров Л,, которые влияют на энергетические характеристики оборудования, в качестве критерия, предлагается использовать величину частной производной критерия оптимизации (например, расход топлива) по данному параметру при заданных условиях работы станции:

ав««?«.^)

(16)

дП, дП,

Условие значимости параметра 17, является е„, > е„ ш, где еВт - погрешность вычисления В1т(<2ш>Х,т).

Для учета влияния этих параметров создается библиотека поправок, позволяющая в каждой дискретной точке по энергетической и тепловой нагрузке блока вычислить приведенный расход топлива.

Для выбора математического метода оптимизации в главе рассмотрены особенности (условия применимости) методов множителей Лагранжа (МЛ) и динамического программирования (ДП).

Преимуществом метода МЛ является возможность получения аналитического решения оптимизационной задачи при небольшом количестве переменных (не более 6-8), чтс* обеспечивает большую оперативность решения с большой долей вероятности нахождения глобального оптимума. Недостаток метода - сложность учета большого количества ограничений. Применение модифицированной функции Лагранжа с учетом системы ограничений приводит к значительному увеличению размерности задачи и потери преимущества метода.

В соответствии с целевой функцией (9) приведенная функция Лагранжа будет иметь следующий вид:

р т'Г1 т™

р„р = + - 1<?Ж1 -> а?)

где оптимизируемыми параметрами являются Я)1Пк, <рык, р -

количество ГТП на ТЭЦ, т'1П - количество агрегатов в пределах рассматриваемой к-ой ГТП, г - количество тепловых ветЕей на ТЭЦ, тколичество агрегатов в пределах рассматриваемой /-ой тепловой ветви.

Приравнивая производные Рпр от указанных параметров к нулю, получим систему уравнений:

[

ЗЛГ™

зо; °Р„Р

Мг»

"Р

•N1

во,

гтп

- ь?

■<?нк =0;

-<Рцв =0;

(18)

■0;

V

В работе предлагается итеративный метод решения задачи по следующему алгоритму:

1 шаг - решается оптимизационная задача без учета ограничений;

2 шаг - проверяется выполнение ограничений, накладываемых на оптимизируемые параметры; если для какого-либо параметра оптимальное значение выходит за пределы ограничений, то его значение фиксируется на соответствующем граничном значении.

3 шаг - повторяется 1 шаг с фиксированным значением параметра 2-го шага. Если таких параметров несколько, то производим их ранжирование по степени важности (экспертный выбор). Опты проведенных расчетов применительно к условиям работы оборудования ТЭЦ-25 показал, что число итераций не превышает 2-3, при этом общее время счета возрастает незначительно.

'"I

Если > ^<2/,„ах, то выполняется загрузка ПВК:

еЧ,ЧА'| _ I IX -±¡1 ~

Iй'

(19)

и решается задача оптимального распределения нагрузок между ПВК.

В главе также приводятся методические положения построения эквивалентных характеристик групп оборудования.

В четвертой главе проведены расчеты по методу ДП с использованием программного комплекса, разработанного на кафедре АСУТП (Макартчян В.А, Аракелян Э.К. и др.). Метод реализован применительно к условной ТЭЦ с блочной (2хТ-250) и неблочной (4хТ100 + 4хТГМ-96) компоновкой. При построении энергетических характеристик оборудования и эквивалентных групп

в основу положены нормативные характеристики аналогичного оборудования ТЭЦ-23 ОАО "Мосэнерго". Оптимальное распределение тепловой и электрической нагрузок внутри эквивалентных групп, в качестве которых взяты блочная и неблочная части ТЭЦ, произведены по методу ДП, а между эквивалентными группами - двумя методами.

Также была исследована эффективность использования разработанной методики оптимизации для распределения нагрузок между блочной и неблочной частями рассматриваемой ТЭЦ методом динамического программирования. Результаты оптимизации распределения нагрузок показали, что для полученного распределения, при пониженных электрических нагрузках, большую тепловую нагрузку (на тепловых отборах) несет неблочная часть ТЭЦ, а при увеличении электрической нагрузки происходит разоружение 1 -ой очереди по тепловой нагрузке и нагружение блочной части ТЭЦ.

Также проведена оценка эффективности разработанной методики в сравнении с другими (альтернативными, случайными допустимыми) вариантами распределений на примере двух сочетаний заданных нагрузок ТЭЦ.

Таблица 1. Результату сравнения оптимально распределения с альтернативными вариантами

Уровень нагрузок Распределение нагрузок Расходы топлива

^небл Опсбл Ибл Ом ВнебЛ Вбл Вст дв ДВ/Вст*,%

<Э„=800 Гкал/ч, N«,=600 МВт 241 425 359 375 106,25 129,68 235,93* - -

200 400 400 40 95,57 141,84 237,41 1,48 0,63

300 400 300 400 120,67 117,49 238,16 2,23 0,95

250 350 350 450 105,02 132,15 237,17 1,24 0,53

0С*=750 Гкал/ч, N„=900 МВт 402 240 498 510 142,17 172,42 314,58* -

400 350 500 400 149,66 166,62 316,28 1,7 0,54

350 350 550 | 400 133,56 181,96 315,52 0,94 0,3

400 400 500 350 151,99 164,23 316,22 1,63 0,52

Как видно из результатов, эффективность оптимизации по суммарному расходу топлива на станции (одному из главных показателей эффективности работы ТЭЦ) достигает 0,3-1,0% в сравнении с альтернативными вариантами.

Анализ полученных результатов показывает, что принятый метод решения задачи в 2 этапа обеспечивает оперативность решения и позволяет получить снижение затрат топлива по сравнению с равномерным распределением 0,2-0,5% часового расхода.

Анализ учета влияния отклонения долгосрочных параметров на результаты расчета проведен на примере распределения нагрузок между двумя блоками Т-

250 при увеличенном недогреве в сетевых подогревателях одного из блоков на 5 и 10 °С. Получено, что при этом ухудшаются экономические показатели блока, вследствие чего происходит перераспределение нагрузок между блоками.

Влияние порядка подключения агрегатов при построении матрицы оптимальных решений в ДП проведено на примере оптимального распределения N и Q между 4-мя блоками Т-250 при сравнении предлагаемой методики выбора на каждом шаге подключения агрегата с произвольным подключением энергоблоков. Расчеты показали целесообразность такого подхода, при этом на пониженных нагрузках N и Q экономия топлива от применения метода составляет 0,2-0,6%.

Метод множителей Лагранжа опробован применительно к условиям работы ТЭЦ-25 ОАО "Мосэнерго" как при распределении нагрузок между эквивалентными группами, так и внутри них. С этой целью на базе нормативных характеристик оборудования ТЭЦ-25 получены энергетические характеристики блоков Т-250 при двухступенчатом подогреве сетевой воды при давлении в отборе Рт=1,2 ата и режиме работы турбины с закрытой диафрагмой, для турбин ПТ-60 и котлов ТГМ-84Б при работе турбины в режиме "Т" (Рт=1,2 ата). Эквивалентные характеристики для всех 4-х групп (без ПВК) получены с учетом всех ограничений на базе оптимального распределения нагрузок внутри группы методом МЛ:

В, - вя -N, + аъ -Q, +a3l -N, Q, -N,2 tas-Q;. (20)

Коэффициенты регрессионных зависимостей эквивалентных характеристик групп оборудования, рассчитанные с помощью программного продукта Table Curve 3D, приведены в табл. 2 (без групп ПВК).

Таблица 2. Коэффициенты регрессионных уравнений групп оборудования ТЭЦ-25

Группы а0 ai а2 аз а4 а5

Блок №7 21,57 0,1359 0,0621 -1,927-Ю-04 4,856-10"и4 4.234-10"ш

локи №5-6 45,73 0,1403 0,04418 -1,289-Ю"04 2,604-10"и4 5,812-10ЦЙ

локи №3-4 23,3 0,2173 0,06324 -4,663-10"04 3,622-Ю""4 1,93-10"и4

2 ПТ-60 37,58 1,793 -0,6236 2,675-Ю414 1,09-10"04 3,145-Ю-04

2 ТГМ-84 0 0,3277 0,1357 -6,99-10"04 1,469-10"04 2,229-10"и5

Расчеты проведены по приведенной в главе 3 методике в среде МаШСАБ. В основу расчетов по оптимальному распределению тепловой и электрической нагрузок положены реальные суточные графики по тепловой и электрической нагрузок, соответствующие ограничениям по минимальной и

максимальной нагрузкам по всем ГТП и тепловым ветвям от СО, реальны режимы работы теплофикационных турбин и сетевых установок.

Расчеты проведены для зимнего режима работы ТЭЦ на базе разработанной среде Delphi программы. Результаты оптимального распределения для 4-характерных нагрузок этих суток представлены в таблице.

Также приведены результаты расчета затрат топлива при фактическо распределение на ТЭЦ-25 в эти же часы (станционные ведомости). Анали проведенных расчетов подтверждают результаты, полученные для условной ТЭТ (0,2-0,6% в часовом разрезе). Для рассмотренных суток общая экономия расход топлива составляет 60 т.у.т.

Таблица 3. Сравнение оптимального и фактического распределения нагрузок дл ТЭЦ-25

Нагрузки ТЭЦ Распределение нагрузок и расход топлива по агрегатам IЭЦ Расход топлива. вш, т.у.т./ч Разность, T.J.T./4 (°/о

МВт qu,„ Гкап/ч Вар. распр. ПТ-60 1 ПТ-60 2 Блок 3 Блок 4 Блок 5 Блок 6 Блок 7

V, а n2 Qi ^ е, Q* Qs Qb Ст

1035 1010* Факт. 55 70 44 70 195 180 192 165 190 170 179 170 180 185 396,57 ...

Опт. 50 35 50 35 175 123 224 292 179 216 177 150 180 159 392,63 3,94 (0,99)

1363 1112* Факт. 59 80 61 80 247 200 257 177 235 190 259 189 245 196 504,16 ...

Опт. 60 35 60 35 275 240 238 227 275 240 210 159 245 176 501,26 2.9 (0,58)

1183 1300* Факт, 57 90 45 70 220 230 227 240 205 215 214 225 215 230 451,78 —

Опт. 1 51 67,5 51 67,5 243 178 240 315 200 265 183 236 215 171 448,3 3,48 (0,78

1374 17054 * Факт. 59 80 61 80 249 322 259 320 235 240 261 303 250 320 532,79 —

Опт. 60 66 60 66 256 330 256 330 256 330 236 250 250 293 530,91 1.88 (0,35,

* - турбина ПТ-60 работает в режиме "Т". ** - турбина ПТ-60 работает в режиме "ПТ" (£>„„, = 20 Гкал/ч). Результаты, расчетов, приведенные в главе 4, подтверждаю

работоспособность и эффективность предлагаемых методических положений алгоритмов, их реализующих.

Также в главе приведена схема интеграции разработанной методик оптимизации в рамках АСУ эксплуатируемых в настоящее время ТЭЦ.

Для возможности применения программного комплекса в рамках современны ПТК (Квинт, Те1ерегт и др.), предлагается использовать возможност программирования языка СИ, поскольку он является наиболее распространенны, среди данных ПТК.

Разработанный алгоритм оптимизации управления режимами работы ТЭЦ со сложным составом оборудования, для возможности использования в рамках наиболее распространенных ПТК, целесообразно реализовать в виде программного продукта на языке С++. Для ПТК Квинт реализацию можно выполнить в рамках расчетной и операторской станций.

На рис. 1 приведена структура ПТК Квинт с учетом расположения программного комплекса оптимизации.

[Ьп^ратосйая* Расчетная".....

стайер

О.

стана'.'

Программный комплекс

Системная сеть

К^ГС-иГ.П-

1 ! I 1

-Т...1..........Т....1......

Сл-Л ГвМмый ыодупь

-—

| 1<а

т- :

Датчики и исполнительные устройства

Рис. 1. Расположение программного комплекса в структуре ПТК Квинт

В настоящее время, наряду с наличием в АСУ ТЭЦ современных ПТК, существуют и АСУ энергоблоков без применения ПТК. В этих условиях возникает вопрос использования реализации разработанного алгоритма применительно к АСУ без использования ПТК.

Для решения данной задачи предлагается создание модуля программы, обеспечивающего обработку значений параметров работы блока, вводимых оператором вручную, на основе показаний блочных приборов.

При этом оператор осуществляет ввод данных в блок обработки исходной информации как единовременно (нормативные данные и особенности конкретной ТЭЦ), так и периодически (ввод значений текущих параметров по показаниям приборов). После введения необходимых исходных данных оператором, инженер осуществляет задание ограничений и почасовых суммарных нагрузок по ГТП и тепловым ветвям, полученным от СО, с целью проведения оптимизационных расчетов.

Результаты расчетов в виде значений нагрузок каждого агрегата и эквивалентной группы предоставляются инженеру, который при проведении предварительной оптимизации фиксирует полученные результаты, а при

оперативном управлении - передает полученные результаты начальнику смены станции, главному инженеру станции или дежурному инженеру станции для последующего принятия ими решения об изменении нагрузок агрегатов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Основные результаты, полученные в работе, а также выводы могут быть сформулированы следующим образом

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

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

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

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

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

6. При использовании метода динамического программирования для оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок между большим числом (более трех) агрегатов (энергоблоков, котлов, турбин) разработан метод оптимальной очередности подключения агрегатов, позволяющий получить дополнительную экономию топлива по сравнению с

традиционным использованием метода (случайным подключением агрегатов) в размере 0,2-1,0%.

7. Методические положения и алгоритмы реализованы:

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

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

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

Основное содержание диссертационной работы изложено в следующих публикациях:

1. Цыпулев Д.Ю., Аракелян Э.К. Оптимизация работы ТЭЦ со сложным составом оборудования в условиях переменных графиков энергопотребления // Вестник МЭИ. - М.: Изд-во МЭИ. - 2007. - №1. - С. 32-37.

2. Цыпулев Д.Ю., Аракелян Э.К. Методические положения оптимального управления режимами ТЭЦ со сложным составом оборудования // Теплоэнергетика: Ежемесячный теоретический и научно-практический журнал. - М.: Наука. - 2008. - №3. - С. 67-73.

3. Цыпулев Д.Ю., Аракелян Э.К. Оптимизация работы ТЭЦ со сложным составом оборудования в условиях переменных графиков энергопотребления // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Двенадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и спирантов: Тез. докл. в 3-х т. -М.: МЭИ, 2006. Т. 3. - С. 227-228.

4. Цыпулев Д.Ю. Постановка задачи оптимизация работы ТЭЦ с оптимизации режимных параметров энергоблоков в условиях переменных графиков энергопотребления // Ресурсо-энергосбережение и эколого-энергетическая безопасность промышленных городов: Материалы конф. Всеросийская науч.-практ. конф. Волжский, 2006. - С. 38-42.

5. Цыпулев Д.Ю., Аракелян Э.К. Оптимизация режимных параметров в задаче распределения тепловой и электрической нагрузок между энергоблоками ТЭЦ // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика. Тринадцатая Междунар. науч.-техн. конф. студентов и спирантов: Тез. докл. в 3-х т. -М.: Издательский дом МЭИ, 2007. Т. 3. - С. 215-216.

Подписано в печать I ü. Oír. Зак.с/$ тИр. ]00 п.л. ¡ЛЬ Полиграфический центр МЭИ(ТУ) Красноказарменная ул.,д.13

Список терминов, условных обозначений и сокращений.

ВВЕДЕНИЕ.

Глава 1. Анализ современного состояния энергетики России, обзор технической литературы по проблеме оптимального управления режимами работы ТЭЦ. Постановка задачи исследований.

1.1. Основные проблемы энергетики России на современном этапе.

1.2. Анализ методов оптимизации для задачи распределения тепловой и электрической нагрузок на электростанциях.

1.3. Обзор работ по оптимизации управления режимами работы ТЭЦ.

1.4. Выводы по главе. Постановка задачи исследований.

Глава 2. Основные требования к решению задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок на ТЭЦ со сложным составом оборудования с учетом работы ТЭЦ на НОРЭМ.

2.1. Основные принципы функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности (НОРЭМ).

2.2. Особенности оптимизации управления ТЭЦ в системе ОАО "Мосэнерго".

2.3. Этапы решения задачи оптимизации режимов работы ТЭЦ в рамках функционирования НОРЭМ.

2.4. Постановка задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок ТЭЦ в условиях НОРЭМ, целевые функции и ограничения.

2.5. Выводы по главе.

Глава 3. Разработка алгоритма оптимального совместного распределения тепловой и электрической энергии на ТЭЦ со сложным составом оборудования

3.1. Постановка задачи оптимизации распределения тепловой и электрической нагрузок на этапе оперативного управления ТЭЦ.

3.2. Условия и ограничения, накладываемые при решении задачи оптимального распределения тепловой и электрической нагрузок при оперативном управлении ТЭЦ.

3.3. Математические методы оптимизации, используемые в алгоритме оптимизации совместного распределения электрической и тепловой нагрузок ТЭЦ со сложным составом оборудования.

3.3.1. Особенности применения метода Лагранжа при совместном распределении тепловой и электрической нагрузки между теплофикационными агрегатами ТЭЦ.

3.3.2. Особенности применения метода динамического программирования при совместном распределении тепловой и электрической нагрузки между теплофикационными агрегатами ТЭЦ.

3.4. Алгоритм оптимизации совместного распределения тепловой и электрической нагрузок на этапе оперативного управления ТЭЦ со сложным составом оборудования.

3.4.1. Методика построения эквивалентных характеристик групп оборудования ТЭЦ (с применением динамического программирования).

3.4.2. Методические положения по учету реального состояния оборудования энергоблока при построении энергетических характеристик.

3.4.3. Алгоритм оптимального распределения с применением метода множителей Лагранжа.

3.5. Выводы по главе.'.

Глава 4. Практическая реализация алгоритмов оптимизации применительно к оборудованию ТЭЦ ОАО "Мосэнерго".

4.1. Реализация алгоритма оптимального распределения электрической и тепловой нагрузок на примере характеристик части оборудования

ТЭЦ-23.

4.1.1. Построение характеристик энергоблоков Т-250/300 и турбоагрегатов Т-100/120.

4.1.2. Построение эквивалентных характеристик неблочной (Т-100/120) и блочной (Т-250/300) части ТЭЦ.

4.1.3. Применение алгоритма оптимального распределения для характеристик части оборудования ТЭЦ-23.

4.2. Анализ эффективности выбора последовательности нагружения энергоблоков при реализации алгоритма динамического программирования распределения нагрузок.

4.3. Реализация алгоритма оптимального распределения электрической и тепловой нагрузок на примере оборудования ТЭЦ-25.

4.3.1. Построение энергетических характеристик оборудования ТЭЦ-25, а также эквивалентных характеристик групп оборудования.

4.3.2. Применение алгоритма оптимального распределения применительно к условиям ТЭЦ-25.

4.3.3. Сравнение результатов оптимального распределения с результатами расчетов, полученных с помощью программного комплекса IOSO NM для ТЭЦ-25.

4.4. Особенности программной реализации разработанных методических положений оптимизации распределения нагрузок.

4.5. Выводы по главе.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

При этом, как правило, при решении данной задачи используются нормативные энергетические характеристики отдельных энергоблоков в виде зависимости расхода тепла или топлива от электрической мощности, полученные при номинальных начальных и конечных параметрах пара. Вместе с тем известно, что реальные энергетические характеристики, особенно при работе оборудования на частичных нагрузках, могут значительно отличаться от нормативных, в основном, в сторону ухудшения их отдельных показателей [8,15].

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

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

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

Диссертационная работа состоит из четырех глав.

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

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

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

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

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

4.5. Выводы по главе. Оценка эффективности применения методики

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

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

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

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

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

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

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

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

Заключение

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

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

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

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

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

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

7. Методические положения и алгоритмы реализованы:

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

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

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

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

1. Александров А. С. Выбор состава работающего генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии и мощности. Екатеринбург: 2007. 157 с.

2. Аминов Р.З., Аминов В.З. Градиентный метод распределения нагрузок на ТЭЦ с использованием множителей Лагранжа. //Известия ВУЗов. Энергетика, 1979. №2.

3. Аракелян Э.К., Бурначян Г.А., Минасян С.А. Влияние режимных факторов и технического состояния на реальные энергетические характеристики энергоблока К-200-130// Изв. Вузов. Энергетика, 1983. №1, С.57-62.

4. Аракелян Э.К. Методика выбора оптимальных параметров и режимов работы оборудования энергоблоков на частичных нагрузках// М., Теплоэнергетика, 2002, №4, стр. 67-69.

5. Аракелян Э.К., Минасян С.А., Агабабян Г.Э. Методика многокритериальной оптимизации покрытия суточных графиков электрической нагрузки с учетом реальных динамических характеристик оборудования ТЭС. Труды международной научной конференции

6. CONTROL-2005, М.: Изд. МЭИ, 2005.

7. Аракелян Э.К., Нгуен Ван Мань, Нгуен Чонг Хунг. Оптимальное распределение нагрузки между параллельно работающими энергетическими блоками с учетом фактора надежности// Вестник МЭИ, 1997, №3, с. 15-20.

8. Аракелян Э.К., Пикина Г.А. Оптимизация и оптимальное управление: Учебное пособие.- М.: Изд. МЭИ, 2003.-356 с.

9. Аракелян Э.К, Старшинов В.А. Повышение экономичности и маневренности оборудования тепловых электростанций. М.: Изд. МЭИ, 1995. 320с.

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

11. Бабкин Д. В. Суточное планирование и оптимизация режимов работы объединенной энергосистемы в условиях оптового рынка электроэнергии (мощности). Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: 2004. 150 с.

12. Васин В.П., Старшинов В.А. Распределение нагрузок между агрегатами электростанции при невыпуклых расходных характеристиках. // Труды МЭИ, выпуск 346. М.: МЭИ, 1978. 124 с.

13. Веников В. А., Журавлев В. Г., Филиппова Г. А. Оптимизация режимов электростанций и энергосистем. М.: энергоатомиздат, 1990.

14. Воропай Н.И., Паламарчук С.И., Подковальников C.B. Современное состояние и проблемы электроэнергетики России. Энергорынок, 2001, №2.

15. Горнштейн В. М. и др. Методы оптимизации режимов энергосистем. М.: Энергия, 1981.-336 с.

16. Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка НП АТС. 2008.

17. Дубов Ю.А., Травкин С.И., Якимец В.Н., Многокритериальные модели формирования и выбора вариантов систем. М.: Наука, 1986.

18. Елизаров Д. П. Теплоэнергетические установки электростанций. — 2-е издание, перераб. и доп. -М.: Энергоиздат, 1982.

19. Емельянов В.В., Курейчик В.В., Курейчик В.М. Теория и практика эволюционного моделирования. — М.: Физматлит, 2003.

20. Кудрявый В.В. Оптимизация режимов работы оборудования ТЭЦ с учетом экологических ограничений. Вестник МЭИ — 1996. №1. С.37-40.

21. Концепция Стратегии ОАО РАО "ЕЭС России" на 2003-2008 гг.

22. Левенталь Г.В., Попырин Л.С. Оптимизация теплоэнергетических установок. -М.: Энергоатомиздат, 1972.

23. Мань Н. В., Аракелян Э. К., Хунг Н. Ч. Оптимизация фактического режима эксплуатации теплоэнергетических установок. //Вестник МЭИ, 1997. №6. С. 56-61.

24. Мань Н. В. Применение «оврагоперешагового» метода оптимизации для идентификации передаточной функции объектов управления. // Теплоэнергетика, 1995. №6, С. 71-77.

25. 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. М.: 2004. 170 с.

26. Наумова Е. А. Методы динамического программирования в задачах управления производством. Санкт-Петербург.: Издательский центр СПб МТУ, 1996.

27. Наумов И. В. Разработка методики оптимальной загрузки энергоагрегатов электростанций мегаполиса в условиях рыночных отношений. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: 2006. 192 с.

28. Нгуен Дык Тхао. Учет фактора надежности при выборе оптимального состава генерирующего оборудования ТЭС. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1991. 198 с.

29. Нгуен Чонг Хунг. Многоцелевая оптимизация режимов работы теплоэнергетических установок. Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. М.: МЭИ, 1998. 160 с.

30. Пикина Г.А. Математические методы оптимизации и оптимального управления: Учебное пособие.- М.: Изд. МЭИ, 2000.-168 с.Поляк Б.Т. Введение в оптимизацию. М.: Наука, 1983.

31. Плетнев Г. П. Автоматизированные системы управления объектами тепловых электростанций. М.: МЭИ, 1995.

32. Плетнев Г.П., Долинин И.В. Основы построения и функционирования АСУ тепловых электростанций. М.: Изд-во МЭИ, 2001. 156 с.

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

34. Плетнев Т.П., Щедеркина Т.Е. Управление электрической нагрузкой энергоблоков ТЭС с учетом эксплуатационных ограничений. // Известия ВУЗов, 1983. №5.