Je zde velká tepelná elektrárna. Funguje jako obvykle: spaluje plyn, vyrábí teplo pro vytápění domů a elektřinu pro obecnou síť. Prvním úkolem je vytápění. Druhým je prodej veškeré vyrobené elektřiny na velkoobchodním trhu. Občas se sníh objeví i za chladného počasí s jasnou oblohou, ale to je vedlejší efekt provozu chladicích věží.
Průměrná tepelná elektrárna se skládá z několika desítek turbín a kotlů. Pokud jsou přesně známy požadované objemy výroby elektřiny a tepla, pak je úkolem minimalizovat náklady na palivo. V tomto případě výpočet spočívá ve volbě složení a procenta zatížení turbín a kotlů pro dosažení co nejvyšší účinnosti provozu zařízení. Účinnost turbín a kotlů silně závisí na typu zařízení, době provozu bez oprav, provozním režimu a mnoha dalších. Dalším problémem je, když se při známých cenách elektřiny a objemech tepla musíte rozhodnout, kolik elektřiny vyrobit a prodat, abyste získali maximální zisk z práce na velkoobchodním trhu. Pak je optimalizační faktor – zisk a efektivita zařízení – mnohem méně důležitý. Výsledkem může být situace, kdy zařízení funguje zcela neefektivně, ale celý objem vyrobené elektřiny lze prodat s maximální marží.
Teoreticky je to všechno už dávno jasné a krásně to zní. Problém je, jak to udělat v praxi. Zahájili jsme simulační modelování provozu každého zařízení a celé stanice jako celku. Přijeli jsme do tepelné elektrárny a začali shromažďovat parametry všech komponentů, měřit jejich reálné vlastnosti a vyhodnocovat jejich provoz v různých režimech. Na jejich základě jsme vytvořili přesné modely pro simulaci provozu jednotlivých zařízení a použili je pro optimalizační výpočty. Když se podívám do budoucna, řeknu, že jsme získali asi 4 % skutečné účinnosti jednoduše díky matematice.
Stalo. Než ale popíšu naše rozhodnutí, budu mluvit o tom, jak funguje KVET z pohledu logiky rozhodování.
Základní věci
Hlavními prvky elektrárny jsou kotle a turbíny. Turbíny jsou poháněny vysokotlakou párou, která zase roztáčí elektrické generátory, které vyrábějí elektřinu. Zbývající energie páry se využívá pro vytápění a ohřev vody. Kotle jsou místa, kde vzniká pára. Nahřátí kotle a urychlení parní turbíny zabere hodně času (hodiny) a to je přímá ztráta paliva. Totéž platí pro změny zatížení. Tyto věci si musíte předem naplánovat.
Zařízení KVET má technické minimum, které zahrnuje minimální, ale stabilní provozní režim, ve kterém je možné zajistit dostatek tepla pro domácnosti a průmyslové spotřebitele. Požadované množství tepla obvykle přímo závisí na počasí (teplota vzduchu).
Každá jednotka má křivku účinnosti a bod maximální provozní účinnosti: při takovém a takovém zatížení poskytuje ten a ten kotel a ta a ta turbína nejlevnější elektřinu. Levné - ve smyslu minimální měrné spotřeby paliva.
Většina našich kogeneračních jednotek v Rusku má paralelní zapojení, kdy všechny kotle pracují na jednom parním kolektoru a všechny turbíny jsou také poháněny jedním kolektorem. To přidává flexibilitu při nakládání zařízení, ale značně komplikuje výpočty. Stává se také, že zařízení stanice je rozděleno na části, které pracují na různých kolektorech s různými tlaky páry. A když se k tomu připočítají náklady na interní potřeby – provoz čerpadel, ventilátorů, chladicích věží a upřímně řečeno saun přímo za plotem tepelné elektrárny – tak se čertovi podlomí nohy.
Charakteristiky všech zařízení jsou nelineární. Každá jednotka má křivku se zónami, kde je účinnost vyšší a nižší. Záleží na zátěži: při 70 % bude účinnost jedna, při 30 % jiná.
Zařízení se liší ve vlastnostech. Existují nové a staré turbíny a kotle a existují jednotky různých konstrukcí. Správným výběrem vybavení a jeho optimálním naložením v bodech maximální účinnosti můžete snížit spotřebu paliva, což vede k úspoře nákladů nebo větším maržím.
Jak kogenerační jednotka ví, kolik energie potřebuje k výrobě?
Plánování se provádí tři dny předem: do tří dnů bude známé plánované složení zařízení. To jsou ty turbíny a kotle, které budou zapnuté. Relativně víme, že dnes bude v provozu pět kotlů a deset turbín. Nemůžeme zapnout jiné zařízení ani vypnout plánované, ale můžeme změnit zatížení pro každý kotel z minima na maximum a zvýšit a snížit výkon turbín. Krok z maxima do minima je od 15 do 30 minut v závislosti na zařízení. Úkol je zde jednoduchý: vyberte optimální režimy a udržujte je s přihlédnutím k provozním úpravám.
Kde se vzala tato skladba zařízení? Byl stanoven na základě výsledků obchodování na velkoobchodním trhu. Existuje trh s energií a elektřinou. Na kapacitním trhu výrobci podávají žádost: „Je tam takové a takové zařízení, to jsou minimální a maximální kapacity s přihlédnutím k plánované odstávce na opravy. Můžeme dodat 150 MW za tuto cenu, 200 MW za tuto cenu a 300 MW za tuto cenu.“ Jedná se o dlouhodobé aplikace. Na druhou stranu velcí spotřebitelé také požadují: "Potřebujeme tolik energie." Konkrétní ceny se určují na průsečíku toho, co mohou výrobci energie poskytnout a co jsou ochotni odebírat spotřebitelé. Tyto kapacity jsou určeny pro každou hodinu dne.
Tepelná elektrárna obvykle nese přibližně stejné zatížení po celou sezónu: v zimě je primárním produktem teplo a v létě elektřina. Silné odchylky jsou nejčastěji spojeny s nějakou havárií na samotné stanici nebo na přilehlých elektrárnách ve stejné cenové zóně velkoobchodního trhu. Ale vždy existují výkyvy a tyto výkyvy velmi ovlivňují ekonomickou efektivitu závodu. Potřebný výkon mohou odebírat tři kotle se zátěží 50% nebo dva se zátěží 75% a uvidíte, který je účinnější.
Marginalita závisí na tržních cenách a nákladech na výrobu elektřiny. Na trhu mohou být ceny takové, že je výhodné spalovat palivo, ale elektřinu je dobré prodávat. Nebo se může stát, že v konkrétní hodinu musíte jít na technické minimum a snížit ztráty. Je třeba pamatovat také na zásoby a cenu paliva: zemní plyn je obvykle omezený, nadlimitní plyn je znatelně dražší, o topném oleji nemluvě. To vše vyžaduje přesné matematické modely, abychom pochopili, které aplikace podat a jak reagovat na měnící se okolnosti.
Jak se to dělalo, než jsme přijeli
Téměř na papíře na základě nepříliš přesných charakteristik zařízení, které se od skutečných značně liší. Ihned po otestování zařízení budou v nejlepším případě plus mínus 2 % skutečnosti a po roce - plus mínus 7–8 %. Testy se provádějí každých pět let, často méně často.
Dalším bodem je, že všechny výpočty se provádějí v referenčním palivu. V SSSR bylo přijato schéma, kdy se uvažovalo o určitém konvenčním palivu pro porovnání různých stanic využívajících topný olej, uhlí, plyn, jadernou výrobu atd. Bylo nutné pochopit účinnost papoušků každého generátoru a konvenčním palivem je právě papoušek. Je určena výhřevností paliva: jedna tuna standardního paliva se přibližně rovná jedné tuně uhlí. Existují převodní tabulky pro různé druhy paliva. Například u hnědého uhlí jsou ukazatele téměř dvakrát horší. Ale obsah kalorií nesouvisí s rubly. Je to jako benzín a nafta: není pravda, že pokud nafta stojí 35 rublů a 92 stojí 32 rublů, pak bude nafta z hlediska obsahu kalorií účinnější.
Třetím faktorem je složitost výpočtů. Obvykle se na základě zkušeností zaměstnance vypočítávají dvě nebo tři možnosti a častěji je nejlepší režim vybrán z historie předchozích období pro podobné zatížení a povětrnostní podmínky. Zaměstnanci přirozeně věří, že volí ty nejoptimálnější režimy, a věří, že žádný matematický model je nikdy nepřekoná.
Přicházíme. Pro vyřešení problému připravujeme digitální dvojče – simulační model stanice. Právě tehdy pomocí speciálních přístupů simulujeme všechny technologické procesy pro každé zařízení, kombinujeme parovodní a energetické bilance a získáváme přesný model provozu tepelné elektrárny.
K vytvoření modelu používáme:
- Konstrukce a specifikace zařízení.
- Vlastnosti založené na výsledcích nejnovějších testů zařízení: každých pět let stanice testuje a zpřesňuje vlastnosti zařízení.
- Data v archivech automatizovaných systémů řízení procesů a účetních systémů pro všechny dostupné technologické ukazatele, náklady a výrobu tepla a elektřiny. Zejména údaje z měřicích systémů pro dodávku tepla a elektřiny a také ze systémů telemechaniky.
- Data z papírových proužkových a výsečových grafů. Ano, takové analogové metody záznamu provozních parametrů zařízení se v ruských elektrárnách stále používají a digitalizujeme je.
- Papírové protokoly na stanicích, kde jsou neustále zaznamenávány hlavní parametry režimů, včetně těch, které nezaznamenávají čidla automatizovaného systému řízení procesu. Čárový obchází každé čtyři hodiny, přepisuje odečty a vše zapisuje do protokolu.
To znamená, že jsme zrekonstruovali datové sady o tom, co v jakém režimu fungovalo, jaké množství paliva bylo dodáno, jaká byla teplota a spotřeba páry a kolik tepelné a elektrické energie bylo získáno na výstupu. Z tisíců takových sad bylo nutné sesbírat charakteristiky každého uzlu. Naštěstí jsme tuto hru Data Mining mohli hrát již dlouho.
Popsat takto složité objekty pomocí matematických modelů je extrémně obtížné. A ještě obtížnější je dokázat hlavnímu inženýrovi, že náš model správně vypočítává provozní režimy stanice. Vydali jsme se proto cestou využití specializovaných inženýrských systémů, které nám umožňují sestavit a odladit model tepelné elektrárny na základě konstrukčních a technologických charakteristik zařízení. Vybrali jsme software Termoflow od americké společnosti TermoFlex. Nyní se objevily ruské analogy, ale v té době byl tento konkrétní balíček nejlepší ve své třídě.
Pro každou jednotku je vybrán její design a hlavní technologické charakteristiky. Systém umožňuje vše velmi podrobně popsat jak na logické, tak fyzické úrovni, až po uvedení stupně usazenin v trubkách výměníku tepla.
Výsledkem je, že model tepelného okruhu stanice je popsán vizuálně z hlediska energetických technologů. Technologové nerozumí programování, matematice a modelování, ale dokážou vybrat design jednotky, vstupy a výstupy jednotek a specifikovat jim parametry. Poté systém sám vybere nejvhodnější parametry a technolog je zpřesní tak, aby získal maximální přesnost pro celý rozsah provozních režimů. Stanovili jsme si cíl - zajistit přesnost modelu 2% pro hlavní technologické parametry a toho jsme dosáhli.
Ukázalo se, že to není tak snadné: počáteční údaje nebyly příliš přesné, takže jsme prvních pár měsíců chodili po tepelné elektrárně a ručně odečítali aktuální ukazatele z tlakoměrů a ladili model na skutečné podmínky. Nejprve jsme vyrobili modely turbín a kotlů. Každá turbína a kotel byly ověřeny. Pro testování modelu byla vytvořena pracovní skupina a byli do ní zařazeni zástupci tepelné elektrárny.
Poté jsme veškeré zařízení sestavili do obecného schématu a vyladili model CHP jako celek. Musel jsem udělat nějakou práci, protože v archivech bylo mnoho protichůdných údajů. Našli jsme například režimy s celkovou účinností 105 %.
Když sestavujete kompletní obvod, systém vždy bere v úvahu vyvážený režim: sestaví se materiálové, elektrické a tepelné bilance. Dále vyhodnotíme, jak vše sestavené odpovídá skutečným parametrům režimu podle indikátorů z přístrojů.
Co se stalo
Díky tomu jsme získali přesný model technických procesů tepelné elektrárny na základě skutečných charakteristik zařízení a historických dat. To umožnilo, aby byly předpovědi přesnější než na základě samotných testovacích charakteristik. Výsledkem je simulátor reálných procesů závodu, digitální dvojče tepelné elektrárny.
Tento simulátor umožnil analyzovat scénáře „co kdyby...“ na základě daných indikátorů. Tento model byl také použit pro řešení problému optimalizace provozu reálné stanice.
Bylo možné implementovat čtyři optimalizační výpočty:
- Vedoucí směny stanice zná harmonogram dodávek tepla, jsou známy příkazy operátora systému a je znám harmonogram dodávek elektřiny: která zařízení poberou jaké zátěže, aby se dosáhlo maximálních marží.
- Výběr skladby zařízení na základě prognózy tržní ceny: pro daný termín, s přihlédnutím k harmonogramu zátěže a předpovědi teploty venkovního vzduchu, určíme optimální skladbu zařízení.
- Podání žádostí na trh den předem: když je známo složení zařízení a existuje přesnější cenová předpověď. Vypočítáme a podáme žádost.
- Vyrovnávací trh je již v rámci aktuálního dne, kdy jsou pevné elektrické a tepelné plány, ale několikrát denně, každé čtyři hodiny, se na vyrovnávacím trhu spouští obchodování a můžete podat žádost: „Prosím o doplnění 5 MW do mé zátěže.” Musíme najít podíly dodatečného nakládky nebo vykládky, když to dává maximální marži.
Testování
Pro správné testování jsme potřebovali porovnat standardní režimy zatížení zařízení stanice s našimi vypočítanými doporučeními za stejných podmínek: složení zařízení, rozvrhy zatížení a počasí. V průběhu několika měsíců jsme zvolili čtyř až šestihodinové intervaly dne se stabilním rozvrhem. Přišli na stanici (často v noci), počkali, až stanice dosáhne provozního režimu, a teprve pak to vypočítali v simulačním modelu. Pokud byl vedoucí směny stanice se vším spokojen, pak byl vyslán obsluhující personál, aby otočil ventily a změnil režimy zařízení.
Ukazatele před a po byly následně porovnány. Ve špičce, ve dne iv noci, o víkendech a všedních dnech. V každém režimu jsme dosáhli úspory paliva (v tomto úkolu závisí marže na spotřebě paliva). Pak jsme přešli úplně na nové režimy. Je třeba říci, že stanice rychle uvěřila v účinnost našich doporučení a ke konci testů jsme stále častěji zaznamenávali, že zařízení pracuje v režimech, které jsme předtím vypočítali.
Výsledek projektu
Zařízení: CHP s příčnými přípojkami, elektrický výkon 600 MW, tepelný výkon 2 400 Gcal.
Tým: CROC - sedm lidí (technologickí experti, analytici, inženýři), CHPP - pět lidí (obchodní experti, klíčoví uživatelé, specialisté).
Doba realizace: 16 měsíců.
Výsledky:
- Automatizovali jsme obchodní procesy udržování režimů a práce na velkoobchodním trhu.
- Provedeny testy v plném rozsahu potvrzující ekonomický efekt.
- Přerozdělením zátěže během provozu jsme ušetřili 1,2 % paliva.
- Úspora 1 % paliva díky krátkodobému plánování vybavení.
- Optimalizovali jsme výpočet fází aplikací na DAM podle kritéria maximalizace mezního zisku.
Konečný efekt je asi 4 %.
Odhadovaná doba návratnosti projektu (ROI) je 1–1,5 roku.
Abychom to všechno mohli zavést a otestovat, museli jsme samozřejmě změnit mnoho procesů a úzce spolupracovat jak s vedením tepelné elektrárny, tak s výrobcem jako celkem. Výsledek ale rozhodně stál za to. Bylo možné vytvořit digitální dvojče stanice, vyvinout postupy optimalizačního plánování a získat skutečný ekonomický efekt.
Zdroj: www.habr.com