Как загрузить станцию?

Сегодня, в условиях усиливающейся конкуренции на электроэнергетическом рынке, приходится сдвигать акценты в управлении энергооборудованием тепловых электростанций. Это оправдано и экономически, и с точки зрения здравого смысла. На протяжении всей истории отечественной энергетики принцип, по которому выбирался «самый надёжный» из режимов работы агрегатов, ставился во главу угла. Но всегда ли целесообразно избыточноерезервирование мощностей? Ответ поможет найти математическая модель, позволяющая выявить, насколько эффективно загружается оборудование. О моделировании различных режимов рассуждает Николай Коруков, менеджер PwC.

Как загрузить станцию?


Cразу скажем несколько слов о безопасности. При моделировании учитываются все данные о плановых остановках оборудования, накладываются ограничения на минимальные и максимальные нагрузки, а также на продолжительность работы, остаточный ресурс и многое другое. Таким образом, речь не идёт об опасных играх с продолжительной работой оборудования на пределе мощности. Норм безопасности тоже ещё никто не отменял. Однако нынешняя практика эксплуатации агрегатов позволяет выявить массу возможностей для максимизации прибыли. Выбор оптимального режима загрузки турбо- и котлоагрегатов ТЭС позволяет увеличить инвестиции генерирующих компаний на поддержание и обновление оборудования.
16_new.jpg
Выбор оптимальных режимов

Топливные затраты являются основной статьей расходов на тепловых электростанциях. Их доля в структуре операционных расходов составляет обычно не менее 50 %. Топливные затраты ТЭС зависят от объёма израсходованного топлива и его цены.

Цена на топливо для ТЭС является внешним фактором и никак не зависит от эксплуатации генерирующего объекта, в то время как количество топлива зависит от режима, в котором работает электростанция. Основные характеристики этого режима – электрическая и тепловая нагрузка на каждый из турбоагрегатов (ТА) и загрузка котлоагрегатов (КА). На рисунке 1 приведена типовая энергетическая характеристика турбоагрегата – удельный расход тепла на выработку электроэнергии. Эта диаграмма определяет диапазон доступных режимов работы ТА и расход тепла, а вместе с ним и топлива, необходимый для обеспечения каждого из режимов. Видно, что расход тепла сильно меняется в зависимости от нагрузки на теплофикационную турбину. Для самой нижней точки графика – самый экономичный режим работы турбины – расход составляет около 950 ккал/кВт*ч, для самой верхней – около 1550 ккал/кВт*ч, то есть отличие по расходу тепла между двумя этими режимами составляет более 60 %. Так как расход топлива – это прямое следствие расхода тепла в голову турбины, то разница в расходе топлива будет примерно такой же.

Рассмотрим небольшой пример: допустим, на какой-то ТЭС функционируют всего две одинаковые турбины с приведённой на рисунке энергетической характеристикой. Пусть ТЭС необходимо покрывать тепловую нагрузку в 200 Гкал/час и электрическую нагрузку в 140 МВт. На рисунке жёлтым и красным цветами обозначены два режима работы ТЭС, обеспечивающие требуемую нагрузку потребителей ТЭС. При этом расход тепла для «красного» примерно на 2,5–3 % выше, чем для «жёлтого». Таким образом, расход топлива, а вместе с ним и топливные затраты будут отличаться на такую же величину.

При этом «жёлтый» режим не является оптимальным, он просто-напросто лучше «красного». Для корректного поиска оптимальной загрузки необходимо перебрать все возможные комбинации режимов работы турбин, которых бесчисленно много даже в такой простой модельной ситуации. То есть вручную такая задача не решается. Но её можно решить с помощью определённых математических моделей и методов на компьютере.

На базе этого авторами была создана математическая имитационная модель ТЭС путём занесения энергетических и прочих характеристик её оборудования в специальную базу данных и использования алгоритмов поиска минимума функций, основанных на методах целочисленного и нелинейного программирования.

Для моделирования используются следующие характеристики работы ТЭС: удельный расход тепла на выработку электроэнергии для турбоагрегатов с учётом износа оборудования, КПД котлоагрегатов, минимальный и максимальный уровни нагрузки, скорость набора нагрузки для агрегатов, профиль тепловой и электрической нагрузки станции, цена на топливо, цены на электроэнергию и теплоэнергию, профили ремонтов, показатели аварийности оборудования и т. д. Также программа позволяет решать поставленную задачу для станций с поперечными связями, на которых нет прямой связи загрузки котлоагрегатов с загрузкой турбин, как это имеет место в случае блочных станций. Для станций с поперечными связями необходимо дополнительно выбирать состав работающего оборудования.

Результатом моделирования являются оптимальные величины загрузки котло- и турбоагрегатов станции в каждый час её работы – оптимальный профиль загрузки агрегатов. При отсутствии жёстких ограничений на объёмы выработки электроэнергии можно моделировать загрузку, ориентируясь не на топливные затраты, а непосредственно на валовую прибыль.

Анализ эффективности режимов

16_new2.jpg

Ниже приведены некоторые итоги, полученные авторами в результате моделирования указанных задач для ТЭЦ с пятью турбоагрегатами (суммарная установленная мощность – 230 МВт) и девятью котлоагрегатами при отсутствии жёстких ограничений на объёмы выработки электроэнергии.

На рисунке 2 показаны месячные значения фактической валовой прибыли и валовой прибыли, которую можно было бы получить при оптимальном режиме, выявленном расчётным способом (валовая прибыль здесь определена как сумма выручек от продажи электроэнергии на РСВ и тепловой энергии за вычетом расходов на топливо). Видно, что в каждый месяц года потенциальная валовая прибыль, которую можно было бы получить, загружая агрегаты таким образом, как подсказывает модель, значительно превосходит фактически полученную. Это означает, что без ущерба для безопасности можно было распределять нагрузку между агрегатами более рационально и эффективно. И тогда за год можно было бы получить выигрыш в валовой прибыли около 30 %.

Резюмируя результаты моделирования, можно сказать, что у тепловых станций есть существенный потенциал повышения прибыльности в рамках только управления режимами работы турбо- и котло-агрегатов, при соблюдении всех основных ограничений, связанных с работой электростанции. Такое моделирование можно и нужно проводить для любой тепловой станции, чтобы, как минимум, представлять себе реальные возможности станции и, как максимум, использовать результаты моделирования для выбора режимов и получения дополнительной прибыли.


12 сентября 2012 в 15:06

тепловая генерация, инновации, ТЭС, тепловая энергия

Другие пользователи читают

Солёное электричество

Проблема сохранения энергии является одной из ключевых для современной энергетики. Благодаря новым технологиям люди ...

11 августа 2017 в 16:25
«Иркутскэнерго» сдаст ГЭС за 149,2 млрд рублей

24 июля «Иркутскэнерго» неожиданно для рынка объявило о проведении внеочередного собрания акционеров 25 августа. Компания...

24 июля 2017 в 23:46
«Крымские» турбины оставили «Силмаш» без головы

Совет директоров «Силовых машин» отправил в досрочную отставку гендиректора компании Романа Филиппова. Его кресло занял...

20 июля 2017 в 12:20
«Интер РАО» завершило первый этап «очистки» от неэффективных мощностей

«Интер РАО» завершило первичную оценку неэффективной генерации, выведя из эксплуатации около 3 ГВт мощности за последние...

14 июля 2017 в 17:27