CC BY
129
УДК 621.311.16.019.3
ОПТИМИЗАЦИЯ СОСТАВА ОСНОВНОГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ ПРИ НОРМАЛЬНЫХ РЕЖИМАХ РАБОТЫ
© Е.Л. Степанова1, С.Н. Сушко2
1Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева, 664033, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 130. 2Иркутский государственный технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
Разработана методика, позволяющая проводить совместное решение двух оптимизационных задач: распределения тепловых и электрических нагрузок между основным генерирующим оборудованием ТЭЦ и выбора его оптимального работающего состава. Среди возможных вариантов состава оборудования ТЭЦ выбирается такой, при котором значение целевой функции, например, расход топлива (или стоимость топлива, если используется несколько видов топлива), является наименьшим. При этом должны соблюдаться все установленные в задаче условия, определяющие процесс функционирования электростанции: требуемая электрическая мощность и тепловая нагрузка. Методика проиллюстрирована на примере математической модели промышленно-отопительной ТЭЦ.
Ил. 1. Табл. 2. Библиогр. 5 назв.
Ключевые слова: ТЭЦ; паровые котлы; паровые турбины; оптимизация; режимы работы.
CHP PERMANENT EQUIPMENT OPTIMIZATION UNDER NORMAL OPERATION MODES E.L. Stepanova, S.N. Sushko
1 Melentiev Institute of Energy Systems, 130 Lermontov St., Irkutsk, 664033, Russia. Irkutsk State Technical University, 83 Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
The authors develop a procedure that enables a simultaneous solution of two optimization problems of thermal and electrical load distribution between CHP main generating equipment and of the choice of its optimal unit mix. Among possible options the choice is made for such CHP equipment composition that provides the lowest value of the efficiency function, e.g. fuel consumption (or fuel cost, if several types of fuel are used). At that all the conditions determining CHP operation including required electric power and heat load, which are specified in the problem, must be observed. Procedure is shown on the example of a mathematical model of industrial heating CHP. 1 figure. 2 tables. 5 sources.
Key words: CHP; steam boilers; steam turbines; optimization; operation modes.
Введение
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) предназначены для обеспечения потребителя электрической и тепловой энергией. Повышение эффективности их работы является одним из значимых направлений в развитии энергетики России. Выход из строя оборудования из-за его старения и практически единичные вводы новых генерирующих мощностей делают эту проблему в настоящее время еще более актуальной.
Задачи оптимального распределения тепловых и электрических нагрузок между котло- и турбоагрегатами при определении режимов работы ТЭЦ [2-5] тесно связаны с задачей выбора оптимального состава основного оборудования, включенного в работу [1]. Необходимость совместного решения указанных оптимизационных задач обусловлена следующими обстоятельствами:
- включенные в работу котло- и турбоагрегаты даже при нулевой полезной нагрузке имеют так называемые энергозатраты холостого хода, которые исчезают при остановке соответствующего оборудования;
- один и тот же внешний полезный отпуск энергии может обеспечиваться и при различных вариантах состава и загрузки генерирующего оборудования, и при различной энергетической и экономической эффективности, так как многие ТЭЦ имеют в своем составе разнотипное оборудование.
Постановка задачи
Рассмотрим применение методики оптимизации состава оборудования и распределения нагрузок между ними для нормальных режимов работы ТЭЦ, когда находящееся в работоспособном состоянии оборудование способно обеспечить заданную электрическую и тепловую нагрузку потребителя в виде
1Степанова Елена Леонидовна, кандидат технических наук, старший научный сотрудник, тел.: 89148713669, e-mail: [email protected]
Stepanova Elena, Candidate of technical sciences, Senior Researcher, tel.: 89148713669, e-mail: [email protected]
2Сушко Светлана Николаевна, кандидат технических наук, доцент кафедры теплоэнергетики, тел.: 89025104300,
e-mail: [email protected]
Sushko Svetlana, Candidate of technical sciences, Associate Professor of the Department of Power Engineering, tel.: 89025104300, e-mail: [email protected]
горячей воды и пара различных параметров (давления и температуры).
При рассмотрении задач оптимизации состава работающего оборудования и режимов работы ТЭЦ возникает нелинейная задача смешанного типа с непрерывно и дискретно изменяющимися переменными. Среди возможных вариантов состава оборудования ТЭЦ необходимо выбрать такой, при котором значение целевой функции, например расход (или стоимость, если используется несколько видов топлива), является наименьшим. При этом должны соблюдаться все установленные в задаче условия, определяющие процесс функционирования электростанции: требуемую электрическую мощность и тепловую нагрузку в виде горячей воды и пара.
Для решения указанных оптимизационных задач в ИСЭМ СО РАН разработан следующий методический подход [1]. В создаваемую математическую модель ТЭЦ вводятся вспомогательные вещественные переменные б,, изменение которых от 0 до 1 (для одного
котло- или турбоагрегата) позволяет оценить необходимость включения/исключения из работы ТЭЦ того или иного генерирующего оборудования. Математическое описание каждого отключаемого агрегата имеет следующий вид:
БВН = (3)
где НI - подсистема нелинейных уравнений-равенств /го агрегата; в, - подсистема нелинейных уравнений-неравенств /-го агрегата; Б^8 - вектор параметров
экстенсивных технологических связей (расходов и мощности), которые входят в подсистемы уравнений и неравенств, связанных с /-м агрегатом технологическими связями других агрегатов схемы; Б- вектор
экстенсивных параметров технологических связей, входящих в подсистему уравнений и неравенств /-го отключаемого агрегата; X/ - вектор оптимизируемых параметров /-го агрегата; У/ - вектор вычисляемых параметров /-го агрегата; уС - вектор параметров
интенсивных технологических свойств (давление, температура, энтальпия); б/ - вспомогательная переменная, нулевое или близкое к нулю значение которой соответствует отключению /-го агрегата, а равное единице или близкое к ней значение - включению в работу.
Следует отметить, что выражениями (1)-(3) можно описывать не только отдельный котло- и турбоагрегат ТЭЦ, который может быть включен/выключен, но и группу однотипных параллельно включенных и равномерно загруженных агрегатов. В этом случае б/ будет равняться числу включенных в работу агрегатов группы.
В общем случае задача решается в три этапа.
На первом этапе решается нелинейная задача, в которой как режимные параметры, так и вспомогательные переменные, соответствующие агрегатам ТЭЦ, подлежащим включению/отключению, изменяются непрерывно. Математическая запись данной задачи имеет следующий вид:
х™" < х < хтах; (7)
0 < б < бтах. (8)
где К - критерий эффективности (минимум суммарного часового расхода топлива ТЭЦ или минимум топливных издержек (если сжигается более одного вида топлива), максимум электрической мощности ТЭЦ или максимум отпуска тепла в виде пара или горячей воды); N Ц - суммарная электрическая мощность ТЭЦ;
х е Ек - вектор непрерывно изменяющихся 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 е Ет - вектор определяемых параметров (расходы острого пара на турбины, расходы пара из нерегулируемых отборов турбин, электрические мощности турбин, давление в нерегулируемых отборах турбин и т.д.); б е ЕЕ - вектор дискретно-изменяющихся оптимизируемых параметров, задающий состав находящегося в работе оборудования (котло- и турбоагрегатов); бтах - максимальный заданный состав работающего оборудования; Р/ - заданная нагрузка /-го внешнего потребителя тепла; Б - число внешних потребителей тепла; Н - т-мерная векторная функция ограничений-равенств (служит для определения вектора у, включает уравнения, описывающие технологические связи между элементами схемы, энергетические и материальные балансы элементов технологической схемы ТЭЦ и др.); С- /-мерная векторная функция ограничений-неравенств (включает ограничения снизу и сверху на такие параметры, как расходы острого пара на турбины, электрические мощности турбин и др.); хтт, хтах - векторы минимальных и максимальных значений х.
Если в результате решения указанной задачи (с учетом выполнения условий по обеспечению потребителей требуемыми электрическими и тепловыми нагрузками) для полученных значений вспомогательных переменных работающих агрегатов выполняется условие
\<*, - <£ (9)
где бп - целая величина, отвечающая условию 0 < < ¿тах, то состав оборудования, получаемый
округлением вспомогательных переменных до ближайших целых значений, можно считать оптимальным. Для такого состава оборудования решается задача распределения нагрузок, рассматриваемая в третьем этапе. В оптимизационных расчетах, проводимых по описанному методическому подходу, значение £ принималось равным 0,15.
На втором этапе формируется множество «подозрительных» на оптимальность вариантов состава работающего оборудования. Принималось, что под такое формирование попадают котло- и турбоагрегаты, значения вспомогательных переменных которых не соответствуют условию (9). Кроме того, из рассмотрения (посредством введенных дополнительных ограничений) исключаются такие варианты состава оборудования, при которых производство электрической и тепловой энергии ТЭЦ (с учетом собственных нужд) ниже нагрузок, требуемых внешними потребителями. Такой вариант состава включенного в работу оборудования является заведомо недопустимым.
Далее для перехода к третьему этапу вспомогательные переменные исключаются из списка оптимизируемых параметров и им присваиваются целые величины.
На третьем этапе для каждого варианта состава котло- и турбоагрегатов ТЭЦ, определенного как «оптимальный» в результате решения задачи первого этапа или входящего в множество «подозрительных» на оптимальность вариантов, решается задача, математическое описание которой имеет следующий вид:
хтп < х < хтах; (13)
& еД (14)
где б - фиксированное значение вектора дискретных переменных б; О - множество «подозрительных» на оптимальность вариантов состава оборудования (формируется с учетом находящегося в работоспособном состоянии оборудования).
Пример решения задачи определения оптимального состава работающего оборудования и распределения тепловых и электрических нагрузок ТЭЦ
Описанная методика оптимизации состава основ-
ного оборудования и режимов работы ТЭЦ иллюстрируется на примере промышленно-отопительной ТЭЦ, ее упрощенная технологическая схема показана на рисунке.
Электростанция имеет установленную электрическую мощность 655 МВт, располагаемую тепловую мощность по отпуску тепла потребителям 1043 Гкал, температурный график сетевой воды 150/70 С. Расчетная температура наружного воздуха составляет -36 С. В качестве топлива используется бурый уголь.
Для проведения оптимизационных расчетов с помощью программно-вычислительного комплекса «Система машинного построения программ» [3] была создана математическая модель ТЭЦ, в которую в качестве дополнительных оптимизируемых параметров были введены вспомогательные переменные для каждого котло- и турбоагрегата. В связи с тем, что на ТЭЦ имеется однотипное оборудование, работающее в одном энергоблоке, некоторые агрегаты были объединены в группы: четыре паровых котла БКЗ-420-140 (ст. № 1-4), два паровых котла БКЗ-500-140 (ст. № 5, 6) и две паровые турбины ПТ-60-130/13 (ст. № 1, 2). Оптимизируемые вспомогательные переменные для этих групп агрегатов имели следующие границы: для группы паровых котлов БКЗ-420-140 - {0; 4}, для БКЗ-500-140 - {0; 2} и для паровых турбин ПТ-60-130/13 -{0; 2}.
Решалась задача определения оптимального состава оборудования и распределения нагрузок ТЭЦ (задача первого этапа). Предварительно принималось, что в работе находится все основное генерирующее оборудование электростанции, требуемая электрическая мощность ТЭЦ равна 500 МВт, тепловая нагрузка в горячей воде составляет 416 Гкал/ч, тепловая нагрузка ТЭЦ в паре - 44 Гкал/ч. Критерием оптимальности был принят расход топлива паровыми котлами ТЭЦ. В результате решения этой оптимизационной задачи были получены значения вспомогательных переменных для каждого котло- и турбоагрегата (табл. 1).
Из табл. 1 видно, что в отношении значения вспомогательной переменной парового котла БКЗ-500-140 (ст. № 7) выполняется условие (9), и это позволяет сделать вывод об исключении этого агрегата из работы при данном режиме ТЭЦ. Значения вспомогательных переменных группы паровых котлов БКЗ-420-140 (ст. № 1-4), БКЗ-500-140 (ст. № 5, 6) и паровых турбин ПТ-60-130/13 (ст. № 1, 2) не попадают под условие (9). Поэтому далее согласно описанной выше методике было сформировано множество «подозрительных» на оптимальность возможных вариантов состава работающего оборудования. Вспомогательные переменные исключались из оптимизируемых параметров, а их значениям были присвоены целые величины. Для каждого варианта решалась задача третьего этапа. Описание возможных вариантов состава работающего оборудования и полученных расходов топлива котлами ТЭЦ (критерии оптимальности) для каждого из вариантов приведено в табл. 2.
Пар на производство 4 Мпа
Пар на производство 1,3 Мпа
21 Прямая сетевая вода
Упрощенная технологическая схема ТЭЦ: 1 - группа паровых котлов БКЗ-420-140 (4 шт.); 2 - группа паровых котлов БКЗ-500-140 (2 шт.); 3 - паровой котел БКЗ-500-140; 4 - паровой котел БКЗ-820-140; 5 - группа паровых турбин ПТ-60-130/13 (2 шт.); 6, 7 - паровые турбины Т-175/210-130; 8 - паровая турбина Т-185/220-130; 9-13 - редукционно-охладительные установки; 14-19 - собственные сетевые подогреватели турбин Т-175/210-130 и Т-185/220-130 соответственно; 20 - группа подогревателей добавочной воды; 21 - группа общестанционных основных подогревателей сетевой воды
Значения вспомогательных переменных основного оборудования ТЭЦ, полученные в результате решения задачи первого этапа
Таблица 1
Наименование оборудования ТЭЦ Принятая граница для вспомогательных переменных Значение вспомогательных переменных
Паровые котлы
БКЗ-420-140 (ст. № 1-4) 0; 4 2,53
БКЗ-500-140 (ст. № 5, 6) 0; 2 1,29
БКЗ-500-140 (ст. № 7) 0; 1 0,01
БКЗ-820-140 (ст. № 8) 0; 1 0,96
Паровые турбины
ПТ-60-130/13 (ст. № 1, 2) 0; 2 1,60
Т-175/210-130 (ст. № 3) 0; 1 0,97
Т-175/210-130 (ст. № 4) 0; 1 0,98
Т-185/220-130 (ст. № 5) 0; 1 0,97
Таблица 2
Варианты состава оборудования и полученные в результате решения _задачи третьего этапа расходы топлива ТЭЦ_
Наименование Значение вспомогательных переменных для вариантов
1 2 3 4 5 6 7 8
Электрическая мощность ТЭЦ, МВт 500
Тепловая нагрузка ТЭЦ в горячей воде, Гкал/ч 416
Тепловая нагрузка ТЭЦ в паре, Гкал/ч 44
Паровые котлы
БКЗ-420-140 (ст. № 1-4) 2 2 2 2 3 3 3 3
БКЗ-500-140 (ст. № 5, 6) 1 1 2 2 1 1 2 2
БКЗ-500-140 (ст. № 7) 0 0 0 0 0 0 0 0
БКЗ-820-140 (ст. № 8) 1 1 1 1 1 1 1 1
Паровые турбины
ПТ-60-130/13 (ст. № 1, 2) 1 2 1 2 1 2 1 2
Т-175/210-130 (ст. № 3) 1 1 1 1 1 1 1 1
Т-175/210-130 (ст. № 4) 1 1 1 1 1 1 1 1
Т-185/220-130 (ст. № 5) 1 1 1 1 1 1 1 1
Расход топлива котлами ТЭЦ, т у.т./ч 199,48 199,49 199,27 199,28 199,05 199,07 199,29 199,27
Проведенный анализ полученных результатов (см. табл. 2.) позволяет сделать вывод о том, что наиболее выгодным в плане экономии топлива ТЭЦ будет вариант № 5, когда в работе остаются три паровых котла БКЗ-420-140 (ст. № 1-3), один котел БКЗ-500-140 (ст. № 5), один котел БКЗ-820-140 (ст. № 8) и по одной турбине ПТ-60-130/13 (ст. № 1), Т-175/210-130 (ст. № 3), Т-175/210-130 (ст. № 4) и Т-185/220-130 (ст. № 5).
Выводы
Разработанная методика совместного решения задач оптимизации состава оборудования и режимов работы ТЭЦ может применяться при:
- планировании режимов работы действующей
ТЭЦ и оперативного управления после аварийного отказа или во время планового ремонта части оборудования;
- оценке последствий послеаварийных режимов ТЭЦ для планирования режимов работы электроэнергетической системы;
- модернизации и расширении действующих ТЭЦ для обоснования необходимой реконструкции;
- проектировании новых ТЭЦ для выбора вариантов состава основного оборудования;
- принятии решений подключения новых теплоисточников или новых энергопотребителей.
Статья поступила 31.03.2014 г.
1. Клер А.М., Деканова Н.П., Степанова Е.Л. Оптимизация режимных параметров и состава работающего оборудования крупных энергоисточников // Известия РАН. Энергетика. 2004. № 6. С. 43-52.
2. Клер А.М., Максимов А.С., Степанова Е.Л. Оптимизация режимов работы ТЭЦ с использованием быстродействующих математических моделей теплофикационных паровых турбин // Теплофизика и аэромеханика. 2006. № 1. (13). С. 159-167.
рический список
3. Математическое моделирование и оптимизация в задачах оперативного управления тепловыми электростанциями / А.М. Клер [и др.]. Новосибирск: Наука, 1997. 120 с.
4. Оптимизация режимов работы ТЭЦ с учетом реального состояния основного оборудования / А.М. Клер [и др.] // Теплоэнергетика. 2009. № 6. С. 53-57.
5. Теплосиловые системы: оптимизационные исследования: монография / А.М. Клер [и др.]. Новосибирск: Наука, 2005. 236 с.
