Hay una gran central térmica. Funciona como siempre: quema gas, genera calor para calentar las casas y electricidad para la red general. La primera tarea es calentar. El segundo es vender toda la electricidad generada en el mercado mayorista. A veces, incluso en climas fríos, aparece nieve bajo un cielo despejado, pero esto es un efecto secundario del funcionamiento de las torres de enfriamiento.
Una central térmica promedio consta de un par de docenas de turbinas y calderas. Si se conocen con precisión los volúmenes necesarios de generación de electricidad y calor, entonces la tarea se reduce a minimizar los costes de combustible. En este caso, el cálculo se reduce a elegir la composición y porcentaje de carga de turbinas y calderas para lograr la mayor eficiencia posible en el funcionamiento del equipo. La eficiencia de turbinas y calderas depende en gran medida del tipo de equipo, el tiempo de funcionamiento sin reparaciones, el modo de funcionamiento y mucho más. Existe otro problema cuando, teniendo en cuenta los precios conocidos de la electricidad y los volúmenes de calor, es necesario decidir cuánta electricidad generar y vender para obtener el máximo beneficio trabajando en el mercado mayorista. Entonces el factor de optimización (beneficio y eficiencia del equipo) es mucho menos importante. El resultado puede ser una situación en la que el equipo funcione de manera completamente ineficiente, pero todo el volumen de electricidad generada se pueda vender con el máximo margen.
En teoría, todo esto está claro desde hace mucho tiempo y suena hermoso. El problema es cómo hacer esto en la práctica. Comenzamos el modelado de simulación del funcionamiento de cada equipo y de toda la estación en su conjunto. Llegamos a la central térmica y comenzamos a recopilar los parámetros de todos los componentes, midiendo sus características reales y evaluando su funcionamiento en diferentes modos. A partir de ellos, creamos modelos precisos para simular el funcionamiento de cada equipo y los utilizamos para cálculos de optimización. De cara al futuro, diré que ganamos alrededor del 4% de la eficiencia real simplemente gracias a las matemáticas.
Sucedió. Pero antes de describir nuestras decisiones, hablaré de cómo funciona el CHP desde el punto de vista de la lógica de toma de decisiones.
Cosas básicas
Los principales elementos de una central eléctrica son las calderas y las turbinas. Las turbinas son impulsadas por vapor a alta presión, que a su vez hace girar generadores eléctricos, que producen electricidad. La energía del vapor restante se utiliza para calefacción y agua caliente sanitaria. Las calderas son lugares donde se crea vapor. Se necesita mucho tiempo (horas) para calentar la caldera y acelerar la turbina de vapor, y esto supone una pérdida directa de combustible. Lo mismo ocurre con los cambios de carga. Es necesario planificar estas cosas con antelación.
Los equipos de cogeneración tienen un mínimo técnico, que incluye un modo de funcionamiento mínimo, pero estable, en el que es posible proporcionar suficiente calor a hogares y consumidores industriales. Normalmente, la cantidad de calor necesaria depende directamente del clima (temperatura del aire).
Cada unidad tiene una curva de eficiencia y un punto de máxima eficiencia operativa: con tal o cual carga, tal o cual caldera y tal o cual turbina proporcionan la electricidad más barata. Barato, en el sentido de un consumo mínimo de combustible específico.
La mayoría de nuestras centrales combinadas de calor y energía en Rusia tienen conexiones en paralelo, cuando todas las calderas funcionan con un colector de vapor y todas las turbinas también funcionan con un colector. Esto añade flexibilidad a la hora de cargar equipos, pero complica enormemente los cálculos. También sucede que el equipo de la estación está dividido en partes que operan en diferentes colectores con diferentes presiones de vapor. Y si a eso le sumamos los costos de las necesidades internas (el funcionamiento de bombas, ventiladores, torres de enfriamiento y, seamos honestos, saunas justo afuera de la cerca de la central térmica), entonces al diablo se le romperán las piernas.
Las características de todos los equipos no son lineales. Cada unidad tiene una curva con zonas donde la eficiencia es mayor y menor. Depende de la carga: al 70% la eficiencia será la misma, al 30% será diferente.
El equipo difiere en características. Hay turbinas y calderas nuevas y viejas, y hay unidades de diferentes diseños. Seleccionando correctamente el equipo y cargándolo de forma óptima en puntos de máxima eficiencia, se puede reducir el consumo de combustible, lo que se traduce en ahorro de costes o mayores márgenes.
¿Cómo sabe la planta de cogeneración cuánta energía necesita producir?
La planificación se realiza con tres días de antelación: en tres días se conoce la composición prevista del equipo. Estas son las turbinas y calderas que se encenderán. En términos relativos, sabemos que hoy funcionarán cinco calderas y diez turbinas. No podemos encender otros equipos ni apagar el planificado, pero sí podemos cambiar la carga de cada caldera de mínima a máxima, y aumentar y disminuir la potencia de las turbinas. El paso de máximo a mínimo es de 15 a 30 minutos, dependiendo del equipo. La tarea aquí es simple: seleccionar los modos óptimos y mantenerlos, teniendo en cuenta los ajustes operativos.
¿De dónde surgió esta composición de equipos? Se determinó en base a los resultados de la negociación en el mercado mayorista. Existe un mercado de capacidad y electricidad. En el mercado de capacidad, los fabricantes presentan una solicitud: “Existe tal o cual equipo, estas son las capacidades mínima y máxima, teniendo en cuenta la parada prevista para reparaciones. Podemos entregar 150 MW a este precio, 200 MW a este precio y 300 MW a este precio”. Estas son aplicaciones a largo plazo. Por otro lado, los grandes consumidores también presentan peticiones: "Necesitamos mucha energía". Los precios específicos se determinan en la intersección de lo que los productores de energía pueden ofrecer y lo que los consumidores están dispuestos a aceptar. Estas capacidades se determinan para cada hora del día.
Normalmente, una central térmica transporta aproximadamente la misma carga durante toda la temporada: en invierno el producto principal es calor y en verano, electricidad. Las desviaciones fuertes suelen estar asociadas con algún tipo de accidente en la propia estación o en las centrales eléctricas adyacentes en la misma zona de precios del mercado mayorista. Pero siempre hay fluctuaciones, y estas fluctuaciones afectan en gran medida la eficiencia económica de la planta. La potencia requerida la pueden tomar tres calderas con una carga del 50% o dos con una carga del 75% y ver cuál es más eficiente.
La marginalidad depende de los precios del mercado y del costo de la generación de electricidad. En el mercado, los precios pueden ser tales que sea rentable quemar combustible, pero es bueno vender electricidad. O puede ser que en un momento concreto necesites llegar al mínimo técnico y reducir pérdidas. También hay que recordar las reservas y el coste del combustible: el gas natural suele ser limitado y el gas por encima del límite es notablemente más caro, sin mencionar el fuel oil. Todo esto requiere modelos matemáticos precisos para comprender qué solicitudes presentar y cómo responder a las circunstancias cambiantes.
Cómo se hacía antes de llegar
Casi sobre el papel, basándose en las características poco precisas del equipo, que difieren mucho de las reales. Inmediatamente después de probar el equipo, en el mejor de los casos, serán más o menos el 2% del hecho, y después de un año, más o menos el 7-8%. Las pruebas se realizan cada cinco años, a menudo con menos frecuencia.
El siguiente punto es que todos los cálculos se realizan con combustible de referencia. En la URSS, se adoptó un esquema en el que se consideraba un determinado combustible convencional para comparar diferentes estaciones que utilizaban fueloil, carbón, gas, generación nuclear, etc. Era necesario entender la eficiencia en los loros de cada generador, y el combustible convencional es ese mismo loro. Está determinado por el poder calorífico del combustible: una tonelada de combustible estándar equivale aproximadamente a una tonelada de carbón. Existen tablas de conversión para diferentes tipos de combustible. Por ejemplo, en el caso del lignito los indicadores son casi el doble de malos. Pero el contenido calórico no tiene nada que ver con los rublos. Es como la gasolina y el diésel: no es un hecho que si el diésel cuesta 35 rublos y el 92 cuesta 32 rublos, entonces el diésel será más eficiente en términos de contenido calórico.
El tercer factor es la complejidad de los cálculos. Convencionalmente, en función de la experiencia del empleado, se calculan dos o tres opciones y, más a menudo, se selecciona el mejor modo del historial de períodos anteriores para cargas y condiciones climáticas similares. Naturalmente, los empleados creen que están eligiendo los modos más óptimos y creen que ningún modelo matemático los superará jamás.
Ya vamos. Para resolver el problema, estamos preparando un gemelo digital: un modelo de simulación de la estación. Es entonces cuando, utilizando enfoques especiales, simulamos todos los procesos tecnológicos para cada equipo, combinamos los balances de vapor-agua y energía y obtenemos un modelo preciso del funcionamiento de la central térmica.
Para crear el modelo utilizamos:
- Diseño y especificaciones del equipo.
- Características basadas en los resultados de las últimas pruebas de los equipos: cada cinco años la estación prueba y perfecciona las características de los equipos.
- Datos en los archivos de sistemas automatizados de control de procesos y sistemas de contabilidad para todos los indicadores tecnológicos disponibles, costos y generación de calor y electricidad. En particular, datos de sistemas de medición para el suministro de calor y electricidad, así como de sistemas telemecánicos.
- Datos de tiras de papel y gráficos circulares. Sí, estos métodos analógicos para registrar los parámetros operativos de los equipos todavía se utilizan en las centrales eléctricas rusas y los estamos digitalizando.
- Registros en papel en las estaciones donde se registran constantemente los principales parámetros de los modos, incluidos aquellos que no son registrados por los sensores del sistema automatizado de control de procesos. El liniero camina cada cuatro horas, reescribe las lecturas y anota todo en un registro.
Es decir, reconstruimos conjuntos de datos sobre qué funcionaba y en qué modo, cuánto combustible se suministró, cuál fue la temperatura y el consumo de vapor y cuánta energía térmica y eléctrica se obtuvo en la salida. De miles de conjuntos de este tipo, fue necesario recopilar las características de cada nodo. Afortunadamente, hemos podido jugar a este juego de minería de datos durante mucho tiempo.
Describir objetos tan complejos utilizando modelos matemáticos es extremadamente difícil. Y es aún más difícil demostrarle al ingeniero jefe que nuestro modelo calcula correctamente los modos de funcionamiento de la estación. Por ello, tomamos el camino de utilizar sistemas de ingeniería especializados que nos permitan ensamblar y depurar un modelo de central térmica en base al diseño y características tecnológicas del equipo. Elegimos el software Termoflow de la empresa estadounidense TermoFlex. Ahora han aparecido análogos rusos, pero en ese momento este paquete era el mejor de su clase.
Para cada unidad se selecciona su diseño y principales características tecnológicas. El sistema permite describir todo con gran detalle tanto a nivel lógico como físico, hasta indicar el grado de depósitos en los tubos del intercambiador de calor.
Como resultado, el modelo del circuito térmico de la estación se describe visualmente desde el punto de vista de los tecnólogos energéticos. Los tecnólogos no entienden de programación, matemáticas ni modelado, pero pueden seleccionar el diseño de una unidad, las entradas y salidas de las unidades y especificar parámetros para ellas. Luego, el propio sistema selecciona los parámetros más adecuados y el tecnólogo los perfecciona para obtener la máxima precisión para toda la gama de modos de funcionamiento. Nos fijamos un objetivo: garantizar una precisión del modelo del 2% para los principales parámetros tecnológicos y lo logramos.
Esto resultó no ser tan fácil de hacer: los datos iniciales no eran muy precisos, por lo que durante los primeros meses caminamos por la central térmica y leímos manualmente los indicadores actuales de los manómetros y sintonizamos el modelo al condiciones reales. Primero hicimos modelos de turbinas y calderas. Se verificó cada turbina y caldera. Para probar el modelo se creó un grupo de trabajo en el que se incluyeron representantes de la central térmica.
Luego reunimos todo el equipo en un esquema general y ajustamos el modelo CHP en su conjunto. Tuve que trabajar un poco porque había muchos datos contradictorios en los archivos. Por ejemplo, encontramos modos con una eficiencia general del 105%.
Al montar un circuito completo, el sistema siempre considera el modo equilibrado: se elaboran balances de materiales, eléctricos y térmicos. A continuación, evaluamos cómo todo lo ensamblado corresponde a los parámetros reales del modo según los indicadores de los instrumentos.
Qué pasó
Como resultado, recibimos un modelo preciso de los procesos técnicos de la central térmica, basado en las características reales de los equipos y datos históricos. Esto permitió que las predicciones fueran más precisas que las basadas únicamente en las características de la prueba. El resultado es un simulador de procesos reales de una planta, un gemelo digital de una central térmica.
Este simulador permitió analizar escenarios de “qué pasaría si…” en base a indicadores determinados. Este modelo también se utilizó para resolver el problema de optimizar el funcionamiento de una estación real.
Fue posible implementar cuatro cálculos de optimización:
- El jefe de turno de la estación conoce el cronograma de suministro de calor, se conocen las órdenes del operador del sistema y se conoce el cronograma de suministro de electricidad: qué equipo absorberá qué cargas para obtener los márgenes máximos.
- Selección de la composición de los equipos en función de la previsión de precios de mercado: para una fecha determinada, teniendo en cuenta el calendario de carga y la previsión de temperatura del aire exterior, determinamos la composición óptima de los equipos.
- Presentar solicitudes al mercado con un día de antelación: cuando se conoce la composición de los equipos y se dispone de una previsión de precios más precisa. Calculamos y presentamos una solicitud.
- El mercado de equilibrio ya está dentro del día actual, cuando se fijan los horarios eléctricos y térmicos, pero varias veces al día, cada cuatro horas, se inicia la negociación en el mercado de equilibrio y usted puede presentar una solicitud: “Le pido que agregue 5 MW para mi carga”. Necesitamos encontrar las cuotas de carga o descarga adicional cuando esto dé el margen máximo.
Prueba
Para realizar pruebas correctas, necesitábamos comparar los modos de carga estándar del equipo de la estación con nuestras recomendaciones calculadas en las mismas condiciones: composición del equipo, horarios de carga y clima. En el transcurso de un par de meses, elegimos intervalos de cuatro a seis horas del día con un horario estable. Llegaron a la estación (a menudo de noche), esperaron a que la estación entrara en modo operativo y solo entonces lo calcularon en el modelo de simulación. Si el supervisor de turno de la estación estaba satisfecho con todo, entonces se enviaba al personal operativo para girar las válvulas y cambiar los modos del equipo.
Los indicadores de antes y después se compararon a posteriori. Durante las horas punta, día y noche, fines de semana y días laborables. En cada modo logramos ahorros de combustible (en esta tarea, el margen depende del consumo de combustible). Luego cambiamos completamente a nuevos regímenes. Hay que decir que la estación rápidamente creyó en la efectividad de nuestras recomendaciones, y hacia el final de las pruebas notamos cada vez más que el equipo funcionaba en los modos que habíamos calculado previamente.
Resultado del proyecto
Instalación: Cogeneración con conexiones cruzadas, 600 MW de potencia eléctrica, 2 Gcal de potencia térmica.
Equipo: CROC: siete personas (expertos en tecnología, analistas, ingenieros), CHPP: cinco personas (expertos en negocios, usuarios clave, especialistas).
Plazo de ejecución: 16 meses.
resultados:
- Automatizamos los procesos comerciales de mantenimiento de regímenes y trabajo en el mercado mayorista.
- Se realizaron pruebas a gran escala que confirman el efecto económico.
- Ahorramos un 1,2% de combustible gracias a la redistribución de cargas durante la operación.
- Ahorré un 1% de combustible gracias a la planificación de equipos a corto plazo.
- Optimizamos el cálculo de etapas de aplicaciones en la presa según el criterio de maximizar el beneficio marginal.
El efecto final es de alrededor del 4%.
El período de recuperación estimado del proyecto (ROI) es de 1 a 1,5 años.
Por supuesto, para poder implementar y probar todo esto, tuvimos que cambiar muchos procesos y trabajar estrechamente tanto con la dirección de la central térmica como con la empresa generadora en su conjunto. Pero el resultado definitivamente valió la pena. Fue posible crear un gemelo digital de la estación, desarrollar procedimientos de planificación de optimización y obtener un efecto económico real.
Fuente: habr.com