Методы оптимизации режимов энергетического оборудования

Содержание

Введение………………………………………………………………………….3

1. Выбор оптимального состава агрегатов……………………………………4

2. Оптимальное распределение тепловой нагрузки между агрегатами ТЭЦ…7

3. Оптимизация режимов работы турбин при прохождении провалов электрических нагрузок…………………………………………………………..9

4. Эффективность применения частотных регулируемых приводов в системах теплоснабжения……………………………………………………………………13

Выводы………………………………………………………………………….23

Список  литературы 
 
 
 

    Введение

    В условиях реструктуризации и перехода к рыночным механизмам в энергетике России приоритетными в развитии энергетической науки становятся направления, связанные со снижением себестоимости  отпускаемой тепловой и электрической  энергии на основе повышения эффективности  их работы. При этом следует отметить, что речь идет не о введении дополнительных мощностей путем постройки новых  источников энергии, а о повышении  конкурентоспособности существующих.

    На  сегодняшний день разработанные  методики оптимизации режимов работы и управления оборудованием ТЭЦ  недостаточно учитывают фактическое  состояние, связанное с устареванием и моральным износом основного  и вспомогательного оборудования, а  нормативная база энергетических характеристик  оборудования требует постоянной корректировки  в процессе эксплуатации. Существующие методы планирования оптимального управления режимами работы энергетическим оборудованием  трудоемки и занимают много времени, что снижает оперативность принятия решений персоналом ТЭЦ не только в вопросах эффективного распределения  нагрузок между агрегатами, но и  подготовки и подачи качественных отчетов  и ценовых заявок по участию ТЭЦ  в реализации электроэнергии на ОРЭМ.[10]

    Рассмотрим  некоторые методики оптимизации  режимов работы энергетического  оборудования. 

1. Выбор оптимального состава  агрегатов

    До  сих пор при рассмотрении оптимального распределения мощностей предполагалось, что включенные в работу агрегаты на электростанциях заданы. Однако, состав работающих агрегатов значительно предопределяет экономичность и надежность системы. Неравномерность графиков нагрузки системы делает целесообразным, а иногда и необходимым периодические остановки агрегатов при снижении нагрузки и включение их при увеличении.

    Включение в работу отдельных агрегатов  влияет на величину и размещение резервов, на режим электрической сети, на перетоки по межсистемным линиям электропередач, на расход топлива системы и т.п. Поэтому задача выбора оптимального состава агрегатов относится к числу

важнейших.

    В общем случае для системы, k тепловых станций, задача заключается в том, чтобы для каждого расчетного интервала времени определить:

    1) состав агрегатов;

    2) моменты пуска и остановки  агрегатов;

    3) распределение нагрузки между  ними, обеспечивающее минимум эксплуатационных  затрат и выполнение всех требований  по надежности.

    При постановке математического описания задачи необходимо учитывать:

    1) энергетические характеристики;

    2) пусковые расходы агрегатов (котлы  или турбины при остановке  охлаждаются, поэтому при новом  пуске требуют тепло. Эти затраты зависят от длительности остановки агрегата, если она меньше суток, если больше – не зависят);

    3) вид, сорт, стоимость топлива на  ТЭС;

    4) потери мощности, ограничения в  электрических сетях;

    5) ограничения на комбинации работающих  агрегатов; и др.

    В соответствии с вышеназванным задача выбора состава агрегатов является:

    – нелинейной,

    – целочисленной,

    – многоэкстремальной,

    – имеет высокую размерность (2n, n-число  агрегатов).

    Нельзя  непосредственно решать задачу методом  неопределенных множителей Лагранжа, т.к. изменение числа работающих агрегатов является дискретным, при  этом характеристики станции меняются скачком. Можно использовать метод  динамического программирования, но только для числа агрегатов до 20-30. Нет достаточно общих методов  для организации вариантного  анализа различных составов. Все  существующие методические приемы являются приближенными.

    Пусть имеется энергосистема только с  ТЭС, т.е. все агрегаты установлены  на тепловых электростанциях. Нагрузку энергосистемы примем неизменной и вначале не будем учитывать пусковые расходы. Далее примем, что все активные мощности распределяются между включенными агрегатами оптимально по критерию.[6]

    μ = b_i/(1- σ_i)= idem                                            (1)

    Определим критерий выгодности остановки одного из работающих агрегатов, например, агрегата j. Удельные расходы затрат обозначим γ, тогда:

    γ j = B j/ Pj                                                 (2)

    Пусть агрегат j, об остановке которого идет речь, работает до остановки с мощностью P_{j 0} и с удельным расходом затрат γ_{j 0}. Тогда экономия затрат от остановки агрегата составит:

    Э_{j 0} =γ_{j 0} P_{j 0}                                                                           (3)

    При остановке агрегата j придется мощность P_{j 0} возложить на другие агрегаты энергосистемы по принципам оптимального распределения мощностей.

    Здесь μ₀ и μ_к – начальное и конечное значение удельного прироста затрат в системе при остановке агрегата j ; σ _j0 и σ _jк – начальное и конечное значение удельного прироста потерь мощности в сети.

    На  основе данного критерия можно принять  следующий алгоритм выбора оптимального состава агрегатов. Для каждого  рассматриваемого периода, например суток, выбирают оптимальные агрегаты. Вначале  предполагают, что работают все и  находят оптимальное распределение  активных мощностей при этом условии. Затем находят экономию от остановки  для каждого агрегата в отдельности, а также удельную экономию на единицу  номинальной мощности:

    Э₀ = Э Р _jном                                             (6).

    При остановке в первую очередь выбирают агрегат, дающий наибольшую удельную экономию. Учет ведется по удельной экономии потому, что в любой час можно  остановить агрегаты с номинальной  мощностью не более, чем δP=PΣном −РΣ −Rопт ,

    где PΣном – номинальная мощность всех агрегатов, PΣ – суммарная нагрузка потребителей, Rопт – заданная величина оптимального резерва мощности в системе. После остановки первого агрегата, дающего наибольшую удельную экономию, вновь производят оптимальное распределение мощностей по работающим агрегатам, затем – расчет удельных экономий от остановки дополнительных агрегатов. Опять выбирают для остановки агрегат, дающий наибольшую удельную экономию и т.д. до тех пор, пока или вообще не будет агрегатов, или остановка очередного не будет приводить к недопустимому снижению резерва мощности.

    Таким образом выясняется, какие агрегаты должны стоять в течение отдельных часов суток.

    Для приближенного учета пусковых расходов агрегатов считаем, что их выгодно  останавливать только на некоторое  число часов в сутки τ, тогда в остальные часы суток повышают удельные расходы агрегата путем добавки к фактическим затратам γ j Pj пусковых расходов за τ часов, разделенных на число рабочих часов. Исправленный удельный расход затрат для нагрузки Pj. Будет:

    =                                         (4)

    где Tуд – пусковые расходы за час стоянки. Затем производят новый выбор оптимальных агрегатов без учета пусковых расходов и вновь корректируют удельные расходы. Ввиду сложности расчетов задачу выбора оптимального состава агрегатов рекомендуется решать с использованием ЭВМ.[6] 

2. Оптимальное распределение тепловой нагрузки между агрегатами ТЭЦ

    Такая задача часто возникает в условиях эксплуатации ТЭЦ с установленным  оборудованием на различные начальные параметры в периоды, когда тепловая нагрузка недостаточна для по условиям графика нагрузки все турбины должны находиться в работе и значительную долю электрической энергии приходится производить конденсационным методом.

    Максимальная  комбинированная выработка электрической энергии определяет наиболее высокую тепловую экономичность ТЭЦ в целом только в случае, когда начальные и конечные параметры (температура конденсации) всех турбин одинаковы. Если же на ТЭЦ установлены турбины с различными начальными параметрами, то максимальная комбинированная выработка электрической энергии не всегда определяет наиболее высокую тепловую экономичность ТЭЦ в целом, так как передача всей тепловой нагрузки на теплофикационные турбины с наиболее высокими начальными параметрами с целью увеличения комбинированной выработки энергии приводит в рассматриваемых условиях к увеличению низкоэкономичной конденсационной выработки на турбинах с более низкими начальными параметрами.

    Условием  наиболее высокой экономичности  ТЭЦ с любым набором оборудования является минимальный расход условного топлива на отпуск заданного количества и качества (параметров) электрической энергии и теплоты. При одинаковых КПД всех работающих котлов, а также одинаковых внутренних относительных КПД отсеков турбин ниже патрубков отбора условием оптимального теплового режима ТЭЦ является минимальный расход эксергии на удовлетворение заданной тепловой нагрузки [8];

                                           (5)

    где — коэффициент работоспособности отработавшей теплоты, отводимой в систему теплоснабжения; Т_Т — средняя температура отработавшей теплоты, К; Т_0.С — средняя температура отвода теплоты в окружающую среду, в данном случае из конденсатора турбоустановки, К.

    В том случае, когда у всех турбоустановок ТЭЦ Т_{0 с} = idem и для теплоснабжения используется только пар из отборов турбин, условию максимальной тепловой экономичности соответствует минимальная средняя температура насыщенного пара или, что то же самое, минимальное среднее давление в отборе.

    При Т_{0 с} = idem и одинаковом давлении в отборах у всех турбоустановок ТЭЦ, но при разных температурах перегрева пара в отборах условию максимальной тепловой экономичности соответствует минимальная температура пара, используемого для теплоснабжения.

    При одинаковых значениях Т_Т у всех турбоустановок, но разных значениях Т_{0 с}, т.е. при разных температурах отвода теплоты из конденсатора, минимальное значение имеет место в турбоустановке с наиболее высокой температурой конденсации. В первую очередь целесообразно использовать в этом случае отборы турбин, имеющих наиболее высокую температуру конденсации. 

3. Оптимизация режимов работы турбин при прохождении  провалов электрических  нагрузок

    В современных энергосистемах наблюдается  тенденция большого разуплотнения  графиков электрических нагрузок, увеличение неравномерности и снижения относительного минимума нагрузки, отсюда, появляется необходимость перевода большей  части основного теплотехнического  оборудования в неноминальный режим  работы.

    Особые  затруднения в эксплуатации вызывают глубокие снижения нагрузки в основном, в ночное время, при этом вся тяжесть  регулирования приходится на оборудование высокого давления (агрегаты мощностью 100, 150, 200 МВт).

    Регулирование ночных провалов до 1970 г, производилось  путем разгружения части этих агрегатов до 60% и разгрузки до 5-10 МВт агрегатов мощностью 100 МВт.

    Работа  турбогенераторов на низких нагрузках  приводит к большим перерасходам топлива, а их чрезмерно частый останов - к увеличению износа оборудования. Все это привело к необходимости  отыскания более экономичных  и надежных путей прохождения  суточных провалов графиков электрических  нагрузок в сочетании с высокой  маневренностью.

    Одним из возможных способов резервирования турбоагрегатов после проведения комплекса  испытаний и исследований - это  перевод турбогенератора в режим  синхронного компенсатора. При этом генератор остается включенным в  сеть и за счет потребления активной мощности вращается вместе с турбиной с номинальной скоростью.

    Подача  острого пара в турбину прекращается, а в проточную часть турбины  подается охлаждающий пар для  обеспечения и поддержания необходимого температурного состояния. При этом генератор может работать как  компенсирующее устройство (синхронный компенсатор), так и в чисто  двигательном режиме (без реактивной мощности).

      Рисунок 1. Схема дополнительных трубопроводов для перевода турбогенератора 100 МВТ в режим синхронного компенсатора.

      I – острый пар; II – из коллектора третьих отборов; III – от уравнительной линии деаэраторов.

    Для турбин К-100-90 (рисунок 1) в цилиндр высокого давления - ЦВД охлаждающий пар подается в 3-й отбор из общестанционного коллектора 3-х отборов (t=240°С   р=0,4 МПа). Этот пар проходит сначала, XI и ХII ступени ЦВД, а затем через перепускные трубы поступает в цилиндр низкого давления (ПНД) и сбрасывается в конденсатор. Для возможности работы турбины при ухудшенном вакууме (летний период) предусматривается дополнительный трубопровод подачи пара в паровпуск ЦНД из паровой уравнительной линии деаэраторов.

    Во  избежание расхолаживания насадной втулки перед него уплотнения при работе турбогенератора в РД, когда уплотняющий пар (деаэрационный) имеет температуру 130-150°С, а также быстрого её нагрева во время перехода на активную нагрузку, была выполнена схема подвода острого пара в I отсос переднего уплотнения ЦВД и установлена задвижка, связывающая этот отсос с 3-им отбором   ЦВД. Для охлаждения патрубков используется принцип подхвата обратными паровыми потоками из конденсатора в проточную часть воды в виде мелкодисперсной влаги. Для подвода конденсата используется линия рециркуляции с реконструкцией коллектора.

   Рисунок 2. Схема дополнительных трубопроводов для перевода турбогенератора 200 МВТ в режим синхронного компенсатора.

   I – из горячего промперегрева; II – из холодного промперегрева; III – из уравнительной линии деаэраторов; IV – сброс в конденсатор.

    Работа  турбины К-200-130 в моторном режиме (рисунок 2) обеспечивается подводом в проточную часть цилиндров среднего и низкого давления пара от постороннего источника для поддержания необходимого температурного состояния металла цилиндров. С этой целью турбоустановка оборудуется следующими дополнительными трубопроводами:

    а) подводом пара из паропроводов горячего промперегрева соседних работавших блоков в камеры передних концевых уплотнений ЦВД и ЦСД;

    б) подвода пара в IV отбор турбины (ЦСД) из паропроводов холодного промперегрева соседних работающих блоков;

      в) подвода деаэрационного пара в перепускные трубы ЦНД.

    Для охлаждения выхлопных патрубков  цилиндра низкого давления при работе турбины в моторном режиме или  на холостом ходу в конденсаторе турбины смонтированы специальные коллекторы с форсунками с подводом основного конденсата из линии рециркуляции.

    На  основании исследований [1, 2, 3]   надежности и технико-экономических  расчетов установлено, что в условиях пиковых электрических нагрузок тепловых электростанций, РД является наиболее надежным и экономичным способом прохождения ночных провалов суточных графиков нагрузки, обеспечивающим наличие вращающего резерва в энергосистеме.

    Опыт  эксплуатации выявил ряд преимуществ  работы турбогенераторов в РД перед  пуско - остановочным способом резервирования турбогенераторов.

    В частности, большое значение для  эксплуатационного персонала имеет  тот факт, что число переключений при переводе и выводе из режима РД значительно сокращается.

    Режим РД исключает следующие операции:

    а) набор вакуума;

    б) толчок турбины;

    в) набор оборотов;

    г) синхронизацию, включение в сеть и др.

    Это приводит к сокращению времени пуска  (время пуска до номинальной нагрузки для К-100-90 составляют 25-30 минут) и  уменьшению занятости персонала  в самый ответственный период. При этом снижается утомляемость персонала, и практически исключаются ошибочные переключения. Наличие вращающихся резервов в энергообъединении позволяет диспетчерской службе при любой необходимости обеспечить быстрый подъем нагрузки.

    Простота  процесса вывода, прохождения провала  и нагружение при применении РД дают возможность широко применять автоматизацию этого способа резервирования мощности несложными средствами.

    Одним из главных вопросов применения РД является его экономическая целесообразность по сравнению с другими способами  резервирования. 
 
 

4. Эффективность применения частотных  регулируемых приводов в системах теплоснабжения

    Перевод централизованных систем теплоснабжения на новые технологии регулирования  должен сопровождаться модернизацией  тепловых источников, автоматизацией тепловых пунктов местных абонентских установок, совершенствованием систем транспорта теплоты, что требует определенных капитальных вложений (инвестиций) в системы теплоснабжения.

    Внедрение новых технологий регулирования  тепловой нагрузки в системах теплоснабжения должно осуществляться на основании  технико-экономических расчетов различных энергетических объектов, являющихся составными элементами систем теплоснабжения.

    Для оптимизации параметров систем теплоснабжения в отечественной практике технико-экономических  расчетов широко используется метод  приведенных затрат [4], который в общем виде описывается формулой

    3 = КЕ_н + И ,                                                   (6)

    где К- капитальные вложения, руб.; Е_н - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, год^-1; И- ежегодные издержки, руб./год.

    Оптимальное решение при использовании этого  метода определялось минимальным значением  приведенных затрат в реализацию проекта.

    В настоящее время сфера применения этого метода ограничена. Объясняется  это произошедшими в экономике  страны рыночными преобразованиями: сокращением бюджетного финансирования; приватизацией и акционированием собственности; жесткой кредитной и налоговой политикой; изменением структуры финансирования инвестиционной деятельности; привлечением иностранных инвестиций.

      Недостатком метода приведенных затрат в этих условиях является то, что он не позволяет оценить величину дохода, полученного от реализации проекта. Целесообразность применения метода приведенных затрат сохраняется при оптимизации параметров теплофикационных систем, сравнении затрат в альтернативные проекты, определении затрат на реконструкции объектов и систем, а также при обосновании выбора технологических схем. При применении метода приведенных затрат вместо нормативного коэффициента эффективности капитальных затрат Е_н рекомендуется принимать уровень эффективности затрат, приемлемый для инвесторов Е, который в общем случае не должен быть меньше процентной ставки по депозитным вкладам в банках [8].

      В современных экономических условиях оценка привлекательности инвестиционных проектов в энергетике должна производиться с учетом интересов всех участников инвестиционного проекта и может осуществляться при помощи следующих методов: метода определения срока окупаемости; метода чистого дисконтированного дохода; метода внутренней ставки рентабельности; метода расчета совокупных затрат; метода индекса доходности инвестиций [7, 8, 9]. Экономические показатели, рассчитанные с помощью этих методов, отражают эффективность проекта с позиции интересов участвующих в проекте инвесторов. В этом случае в качестве регулятора нормы дисконта вместо коэффициента эффективности капитальных вложений выступают реальные процентные ставки по депозитам и кредитам банков.

      Практика  показывает, что одним из наиболее используемых критериев эффективности инвестиционных проектов является чистый дисконтированный доход, который показывает ожидаемую максимальную доходность проекта из всех предложенных к рассмотрению.

      Метод чистого дисконтированного дохода основан на сопоставлении величины начальных инвестиций с общей суммой дисконтированных денежных поступлений, предполагаемых в течение срока использования инвестиций. Все денежные потоки при этом дисконтируются к расчетному году с помощью коэффициента дисконтирования (ставки дисконта):

      ЧДД=                                              (7)

      где П_t- приток реальных денег в год, К_инв - инвестированный капитал; Т - срок действия проекта; Р - ставка дисконта.

      Если  ЧДД>0, дисконтированный приток денег больше дисконтированного оттока денег за весь расчетный период - вложение денег в проект выгодно.

      При ЧДД=0 доходность инвестиций равна норме дисконта, т.е. дисконтированные притоки денег равны дисконтированным оттокам, в итоге -доходность проекта равна 0.

      В случае ЧДД<0 дисконтированный приток денег превышает отток денег за весь расчетный период, а значит инвестиционный проект невыгоден.

      При сравнении альтернативных проектов предпочтение следует отдавать проекту с большим положительным значением ЧДД.

      Оценим  эффективность внедрения преобразователей частоты методом чистого дисконтного дохода [7, 8, 9].

      По  результатам наблюдений [5, 11] экономия электроэнергии при применении частотных регулируемых приводов достигает 20-60%. Результаты этих наблюдений позволяют сделать технико-экономическую оценку эффективности применения частотных регулируемых приводов.

      Расход  электроэнергии за отопительный период W на привод электродвигателя мощностью N кВт составляет:

      W = Nn,                                                                (8)

      где n - число часов работы преобразователя частоты.

      При расчете чистого дисконтированного  дохода принимаем срок действия проекта 10 лет, а ставку дисконта равной 10%. Расчет выполняем для двух случаев: экономия электроэнергии от применения преобразователей частоты составляет 20% и 60%. Стоимость электроэнергии принята равной 0,79 руб./кВтч. Расчет выполнен в ценах 2001 г. В расчете использовались данные по оборудованию, поставляемому фирмой «Автоматик Apr» (г. Красногорск).

      Расчеты чистого дисконтированного дохода для преобразователей частоты различной мощности сведены в таблице 2. В качестве исходных данных для расчетов принимаем данные таблицы 1.

      Для нахождения величины чистого дисконтированного  дохода использовалась формула (8), которая в случае однократных инвестиций и постоянных денежных поступлений несколько упрощается и принимает вид:

                                                 (9)

      Таблица 1. Сравнительная характеристика расходов сетевой воды при количественном и качественном регулировании тепловой нагрузки*