Il y a une grande centrale thermique. Il fonctionne comme d'habitude : il brûle du gaz, génère de la chaleur pour chauffer les maisons et de l'électricité pour le réseau général. La première tâche est le chauffage. La seconde consiste à vendre toute l’électricité produite sur le marché de gros. Parfois, même par temps froid, de la neige apparaît sous un ciel dégagé, mais il s'agit d'un effet secondaire du fonctionnement des tours de refroidissement.
Une centrale thermique moyenne se compose de quelques dizaines de turbines et de chaudières. Si les volumes requis de production d'électricité et de chaleur sont connus avec précision, la tâche consiste alors à minimiser les coûts de carburant. Dans ce cas, le calcul revient à choisir la composition et le pourcentage de charge des turbines et des chaudières pour obtenir l'efficacité de fonctionnement de l'équipement la plus élevée possible. L'efficacité des turbines et des chaudières dépend fortement du type d'équipement, de la durée de fonctionnement sans réparation, du mode de fonctionnement et bien plus encore. Il existe un autre problème lorsque, compte tenu des prix connus de l'électricité et des volumes de chaleur, vous devez décider de la quantité d'électricité à produire et à vendre afin de tirer le meilleur parti de votre travail sur le marché de gros. Le facteur d’optimisation – profit et efficacité des équipements – est alors beaucoup moins important. Le résultat peut être une situation dans laquelle l'équipement fonctionne de manière totalement inefficace, mais la totalité du volume d'électricité produit peut être vendue avec une marge maximale.
En théorie, tout cela est clair depuis longtemps et semble beau. Le problème est de savoir comment procéder dans la pratique. Nous avons commencé la modélisation par simulation du fonctionnement de chaque équipement et de l'ensemble de la station dans son ensemble. Nous sommes arrivés à la centrale thermique et avons commencé à collecter les paramètres de tous les composants, à mesurer leurs caractéristiques réelles et à évaluer leur fonctionnement dans différents modes. Sur cette base, nous avons créé des modèles précis pour simuler le fonctionnement de chaque équipement et les avons utilisés pour des calculs d'optimisation. Pour l’avenir, je dirai que nous avons gagné environ 4 % d’efficacité réelle simplement grâce aux mathématiques.
Arrivé. Mais avant de décrire nos décisions, je parlerai du fonctionnement du CHP du point de vue de la logique décisionnelle.
Choses de base
Les principaux éléments d’une centrale électrique sont les chaudières et les turbines. Les turbines sont entraînées par de la vapeur à haute pression, qui à son tour fait tourner des générateurs électriques, qui produisent de l'électricité. L'énergie vapeur restante est utilisée pour le chauffage et l'eau chaude. Les chaudières sont des lieux où de la vapeur est créée. Il faut beaucoup de temps (heures) pour chauffer la chaudière et accélérer la turbine à vapeur, ce qui constitue une perte directe de combustible. Il en va de même pour les changements de charge. Vous devez planifier ces choses à l’avance.
L'équipement de cogénération a un minimum technique, qui comprend un mode de fonctionnement minimum mais stable, dans lequel il est possible de fournir suffisamment de chaleur aux habitations et aux consommateurs industriels. En règle générale, la quantité de chaleur requise dépend directement de la météo (température de l'air).
Chaque unité possède une courbe de rendement et un point de rendement maximum de fonctionnement : à telle ou telle charge, telle chaudière et telle turbine fournissent l'électricité la moins chère. Bon marché - dans le sens d'une consommation spécifique de carburant minimale.
La plupart de nos centrales de production combinée de chaleur et d'électricité en Russie ont des connexions parallèles, lorsque toutes les chaudières fonctionnent sur un seul collecteur de vapeur et que toutes les turbines sont également alimentées par un seul collecteur. Cela ajoute de la flexibilité lors du chargement de l'équipement, mais complique grandement les calculs. Il arrive également que les équipements de la station soient divisés en parties fonctionnant sur différents collecteurs avec des pressions de vapeur différentes. Et si vous ajoutez les coûts liés aux besoins internes - le fonctionnement des pompes, des ventilateurs, des tours de refroidissement et, soyons honnêtes, des saunas juste à l'extérieur de la clôture de la centrale thermique - alors les jambes du diable se briseront.
Les caractéristiques de tous les équipements sont non linéaires. Chaque unité présente une courbe avec des zones où l'efficacité est supérieure et inférieure. Cela dépend de la charge : à 70 % le rendement sera un, à 30 % il sera différent.
L'équipement diffère par ses caractéristiques. Il existe des turbines et des chaudières nouvelles et anciennes, ainsi que des unités de conceptions différentes. En sélectionnant correctement l'équipement et en le chargeant de manière optimale aux points d'efficacité maximale, vous pouvez réduire la consommation de carburant, ce qui entraîne des économies de coûts ou des marges plus importantes.
Comment la centrale de cogénération sait-elle la quantité d’énergie dont elle a besoin pour produire ?
La planification est effectuée trois jours à l'avance : dans un délai de trois jours, la composition prévue des équipements est connue. Ce sont les turbines et les chaudières qui seront mises en marche. Relativement parlant, on sait que cinq chaudières et dix turbines fonctionneront aujourd'hui. Nous ne pouvons pas allumer d'autres équipements ou éteindre celui prévu, mais nous pouvons modifier la charge de chaque chaudière du minimum au maximum et augmenter et diminuer la puissance des turbines. Le pas du maximum au minimum est de 15 à 30 minutes, selon l'équipement. La tâche ici est simple : sélectionner les modes optimaux et les maintenir en tenant compte des ajustements opérationnels.
D’où vient cette composition d’équipement ? Il a été déterminé sur la base des résultats des échanges sur le marché de gros. Il existe un marché pour l’énergie et l’électricité. Sur le marché de capacité, les constructeurs déposent une demande : « Il existe tel ou tel équipement, ce sont les capacités minimales et maximales, compte tenu de l'arrêt prévu pour réparation. Nous pouvons fournir 150 MW à ce prix, 200 MW à ce prix et 300 MW à ce prix. Ce sont des applications à long terme. D’un autre côté, les gros consommateurs formulent également des demandes : « Nous avons tellement besoin d’énergie. » Les prix spécifiques sont déterminés à l’intersection de ce que les producteurs d’énergie peuvent fournir et de ce que les consommateurs sont prêts à accepter. Ces capacités sont déterminées pour chaque heure de la journée.
En règle générale, une centrale thermique transporte à peu près la même charge toute la saison : en hiver, le produit principal est la chaleur et en été, l'électricité. Les écarts importants sont le plus souvent associés à une sorte d'accident survenu à la centrale elle-même ou dans des centrales électriques adjacentes situées dans la même zone de prix du marché de gros. Mais il y a toujours des fluctuations, et ces fluctuations affectent grandement l’efficacité économique de l’usine. La puissance requise peut être prise par trois chaudières avec une charge de 50 % ou deux avec une charge de 75 % et voir laquelle est la plus efficace.
La marginalité dépend des prix du marché et du coût de production de l’électricité. Sur le marché, les prix peuvent être tels qu'il est rentable de brûler du carburant, mais il est bon de vendre de l'électricité. Ou il se peut qu'à une heure particulière, vous deviez aller au minimum technique et réduire les pertes. Il ne faut pas oublier non plus les réserves et le coût du carburant : le gaz naturel est généralement limité, et le gaz au-dessus de la limite est sensiblement plus cher, sans parler du fioul. Tout cela nécessite des modèles mathématiques précis pour comprendre quelles candidatures soumettre et comment réagir à l’évolution des circonstances.
Comment cela s'est passé avant notre arrivée
Presque sur papier, basé sur des caractéristiques peu précises de l'équipement, qui diffèrent grandement de celles réelles. Immédiatement après avoir testé l'équipement, au mieux, ils représenteront plus ou moins 2 % de la réalité, et après un an, plus ou moins 7 à 8 %. Les tests sont effectués tous les cinq ans, souvent moins fréquemment.
Le point suivant est que tous les calculs sont effectués en carburant de référence. En URSS, un système a été adopté lorsqu'un certain combustible conventionnel était envisagé pour comparer différentes centrales utilisant du fioul, du charbon, du gaz, de la production nucléaire, etc. Il fallait comprendre l'efficacité chez les perroquets de chaque générateur, et le carburant conventionnel est ce même perroquet. Il est déterminé par le pouvoir calorifique du combustible : une tonne de combustible standard équivaut approximativement à une tonne de charbon. Il existe des tables de conversion pour différents types de carburant. Par exemple, pour le lignite, les indicateurs sont presque deux fois plus mauvais. Mais la teneur en calories n'est pas liée aux roubles. C'est comme l'essence et le diesel : ce n'est pas un fait que si le diesel coûte 35 roubles et que le 92 coûte 32 roubles, alors le diesel sera plus efficace en termes de teneur en calories.
Le troisième facteur est la complexité des calculs. Classiquement, sur la base de l'expérience de l'employé, deux ou trois options sont calculées et, le plus souvent, le meilleur mode est sélectionné à partir de l'historique des périodes précédentes pour des charges et des conditions météorologiques similaires. Naturellement, les employés estiment qu'ils choisissent les modes les plus optimaux et estiment qu'aucun modèle mathématique ne les surpassera jamais.
On arrive. Pour résoudre le problème, nous préparons un jumeau numérique - un modèle de simulation de la station. C'est alors que, grâce à des approches particulières, nous simulons tous les processus technologiques pour chaque équipement, combinons les bilans vapeur-eau et énergétique et obtenons un modèle précis du fonctionnement de la centrale thermique.
Pour créer le modèle que nous utilisons :
- Conception et spécifications de l'équipement.
- Caractéristiques basées sur les résultats des derniers tests des équipements : tous les cinq ans, la station teste et affine les caractéristiques des équipements.
- Données dans les archives des systèmes de contrôle de processus automatisés et des systèmes comptables pour tous les indicateurs technologiques disponibles, les coûts et la production de chaleur et d'électricité. En particulier, les données des systèmes de comptage pour la fourniture de chaleur et d'électricité, ainsi que des systèmes télémécaniques.
- Données provenant de bandes de papier et de diagrammes circulaires. Oui, de telles méthodes analogiques d’enregistrement des paramètres de fonctionnement des équipements sont toujours utilisées dans les centrales électriques russes et nous les numérisons.
- Journaux papier dans les stations où les principaux paramètres des modes sont enregistrés en permanence, y compris ceux qui ne sont pas enregistrés par les capteurs du système de contrôle automatisé des processus. Le monteur de lignes se promène toutes les quatre heures, réécrit les lectures et note tout dans un journal.
Autrement dit, nous avons reconstitué des ensembles de données sur ce qui fonctionnait dans quel mode, la quantité de carburant fournie, la température et la consommation de vapeur et la quantité d'énergie thermique et électrique obtenue à la sortie. Parmi des milliers de ces ensembles, il était nécessaire de collecter les caractéristiques de chaque nœud. Heureusement, nous pouvons jouer à ce jeu de Data Mining depuis longtemps.
Décrire des objets aussi complexes à l’aide de modèles mathématiques est extrêmement difficile. Et il est encore plus difficile de prouver au chef mécanicien que notre modèle calcule correctement les modes de fonctionnement de la station. Par conséquent, nous avons choisi d'utiliser des systèmes d'ingénierie spécialisés qui nous permettent d'assembler et de déboguer un modèle de centrale thermique en fonction de la conception et des caractéristiques technologiques de l'équipement. Nous avons choisi le logiciel Termoflow de la société américaine TermoFlex. Aujourd'hui, des analogues russes sont apparus, mais à cette époque, ce package était le meilleur de sa catégorie.
Pour chaque unité, sa conception et ses principales caractéristiques technologiques sont sélectionnées. Le système permet de tout décrire de manière très détaillée, tant au niveau logique que physique, jusqu'à indiquer le degré de dépôts dans les tubes de l'échangeur thermique.
De ce fait, le modèle du circuit thermique de la station est décrit visuellement en termes de technologues en énergie. Les technologues ne comprennent pas la programmation, les mathématiques et la modélisation, mais ils peuvent sélectionner la conception d'une unité, les entrées et sorties des unités et en spécifier les paramètres. Ensuite, le système sélectionne lui-même les paramètres les plus adaptés et le technologue les affine afin d'obtenir une précision maximale pour toute la gamme des modes de fonctionnement. Nous nous sommes fixés un objectif : garantir une précision du modèle de 2 % pour les principaux paramètres technologiques et nous y sommes parvenus.
Cela s'est avéré pas si facile à faire : les données initiales n'étaient pas très précises, donc pendant les premiers mois, nous avons fait le tour de la centrale thermique, lu manuellement les indicateurs de courant sur les manomètres et réglé le modèle sur la conditions réelles. Nous avons d’abord réalisé des maquettes de turbines et de chaudières. Chaque turbine et chaudière a été vérifiée. Pour tester le modèle, un groupe de travail a été créé et des représentants de la centrale thermique y ont été inclus.
Ensuite, nous avons rassemblé tous les équipements dans un schéma général et réglé le modèle CHP dans son ensemble. J'ai dû faire quelques travaux car il y avait beaucoup de données contradictoires dans les archives. Par exemple, nous avons trouvé des modes avec un rendement global de 105 %.
Lorsque vous assemblez un circuit complet, le système considère toujours le mode équilibré : des bilans matériels, électriques et thermiques sont établis. Ensuite, nous évaluons comment tout ce qui est assemblé correspond aux paramètres réels du mode en fonction des indicateurs des instruments.
Qu'est-il arrivé
En conséquence, nous avons reçu un modèle précis des processus techniques de la centrale thermique, basé sur les caractéristiques réelles des équipements et les données historiques. Cela a permis aux prédictions d'être plus précises que celles basées uniquement sur les caractéristiques des tests. Le résultat est un simulateur de processus réels d’usine, un jumeau numérique d’une centrale thermique.
Ce simulateur a permis d'analyser des scénarios « et si… » à partir d'indicateurs donnés. Ce modèle a également été utilisé pour résoudre le problème de l'optimisation du fonctionnement d'une station réelle.
Il a été possible de mettre en œuvre quatre calculs d'optimisation :
- Le chef d'équipe de la station connaît le programme d'approvisionnement en chaleur, les commandes de l'exploitant du système sont connues et le programme d'approvisionnement en électricité est connu : quel équipement prendra quelles charges afin d'obtenir des marges maximales.
- Sélection de la composition des équipements en fonction de la prévision des prix du marché : pour une date donnée, en tenant compte du planning de charge et de la prévision de la température de l'air extérieur, nous déterminons la composition optimale des équipements.
- Dépôt des candidatures sur le marché un jour à l'avance : lorsque la composition du matériel est connue et qu'il existe une prévision de prix plus précise. Nous calculons et soumettons une demande.
- Le marché d'équilibrage existe déjà dans la journée en cours, lorsque les horaires électriques et thermiques sont fixés, mais plusieurs fois par jour, toutes les quatre heures, des négociations sont lancées sur le marché d'équilibrage, et vous pouvez déposer une demande : « Je vous demande d'ajouter 5 MW à ma charge. Il faut trouver les parts de chargement ou de déchargement supplémentaire lorsque cela donne la marge maximale.
Test
Pour des tests corrects, nous devions comparer les modes de chargement standards des équipements de la station avec nos recommandations calculées dans les mêmes conditions : composition des équipements, horaires de charge et météo. Au cours de quelques mois, nous avons choisi des intervalles de quatre à six heures dans la journée avec un horaire stable. Ils sont venus à la station (souvent la nuit), ont attendu que la station soit en mode de fonctionnement et l'ont ensuite calculé dans le modèle de simulation. Si le chef d'équipe de la station était satisfait de tout, le personnel d'exploitation était alors envoyé pour ouvrir les vannes et modifier les modes de l'équipement.
Les indicateurs avant et après ont été comparés après coup. Aux heures de pointe, de jour comme de nuit, le week-end et en semaine. Dans chaque mode, nous avons réalisé des économies de carburant (dans cette tâche, la marge dépend de la consommation de carburant). Ensuite, nous sommes passés complètement à de nouveaux régimes. Il faut dire que la station a rapidement cru à l'efficacité de nos recommandations, et vers la fin des tests nous avons de plus en plus constaté que les équipements fonctionnaient dans les modes que nous avions calculés précédemment.
Résultat du projet
Installation : cogénération avec connexions croisées, 600 MW de puissance électrique, 2 400 Gcal de puissance thermique.
Equipe : CROC - sept personnes (experts technologiques, analystes, ingénieurs), CHPP - cinq personnes (experts métiers, utilisateurs clés, spécialistes).
Délai de mise en œuvre : 16 mois.
Résultats:
- Nous avons automatisé les processus commerciaux de maintien des régimes et de travail sur le marché de gros.
- Réalisation de tests grandeur nature confirmant l'effet économique.
- Nous avons économisé 1,2 % de carburant grâce à la redistribution des charges pendant l'exploitation.
- Économie de 1 % de carburant grâce à une planification des équipements à court terme.
- Nous avons optimisé le calcul des étapes de candidatures sur le DAM selon le critère de maximisation du profit marginal.
L'effet final est d'environ 4 %.
La période de récupération estimée du projet (ROI) est de 1 à 1,5 an.
Bien entendu, pour mettre en œuvre et tester tout cela, nous avons dû modifier de nombreux processus et travailler en étroite collaboration avec la direction de la centrale thermique et la société de production dans son ensemble. Mais le résultat en valait vraiment la peine. Il a été possible de créer un jumeau numérique de la gare, de développer des procédures de planification d'optimisation et d'obtenir un réel effet économique.
Source: habr.com