Modélisation du fonctionnement d'une vraie centrale thermique pour optimiser les régimes : vapeur et mathématiques

Il y a une grande centrale thermique. Elle fonctionne comme d'habitude : brûle du gaz, produit de la chaleur pour le chauffage des 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, lors de gelées sous un ciel clair, la neige apparaît, mais c'est 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 nécessaires de production d'électricité et de chaleur sont connus avec précision, la tâche se résume à minimiser les coûts de combustible. Dans ce cas, le calcul se concentre sur le choix de la composition et du pourcentage de charge des turbines et des chaudières pour atteindre le rendement énergétique le plus élevé. Le rendement des turbines et des chaudières dépend fortement du type d'équipement, du temps de fonctionnement sans maintenance, du mode de fonctionnement et de bien d'autres facteurs. Il existe aussi un autre problème où, avec des prix connus de l'électricité et des volumes de chaleur, il faut déterminer combien produire et vendre d'électricité pour obtenir le maximum de profit sur le marché de gros. Dans ce cas, le facteur d'optimisation — le profit et le rendement de l'équipement — est beaucoup moins important. Le résultat peut être un mode où l'équipement fonctionne de manière absolument inefficace, mais tout le volume d'électricité produit peut être vendu avec la marge maximale.

En théorie, tout cela est clair depuis longtemps et sonne bien. Le problème est comment le faire en pratique. Nous avons commencé à modéliser par simulation le fonctionnement de chaque unité d'équipement et de l'ensemble de la centrale. Nous sommes arrivés à la centrale et avons commencé à recueillir les paramètres de tous les nœuds, en mesurant leurs caractéristiques réelles et en évaluant le fonctionnement dans différents modes. Sur cette base, nous avons créé des modèles précis pour simuler le fonctionnement de chaque unité d'équipement et les avons utilisés pour des calculs d'optimisation. Pour anticiper, je dirai que nous avons gagné environ 4 % d'efficacité réelle simplement grâce aux mathématiques.

C'est réussi. Mais avant de décrire nos solutions, je vais parler de la façon dont fonctionne une centrale thermique du point de vue de la logique de prise de décision.

Choses de base

Les principaux éléments d'une centrale électrique sont les chaudières et les turbines. Les turbines sont entraînées par la vapeur à haute pression, faisant ainsi tourner les générateurs électriques qui produisent de l'électricité. L'énergie résiduelle de la vapeur sert au chauffage et à l'eau chaude. Les chaudières sont les lieux où la vapeur est générée. Le temps nécessaire pour chauffer la chaudière et faire démarrer la turbine à vapeur est très long (des heures), ce qui entraîne une perte directe de combustible. Il en va de même pour les variations de charge. Il est essentiel de planifier ces choses à l'avance.

L'équipement de la centrale thermique a un minimum technique, qui inclut un mode de fonctionnement minimum, mais stable, permettant de fournir une quantité suffisante de chaleur aux foyers et aux consommateurs industriels. En général, la quantité de chaleur nécessaire dépend directement des conditions climatiques (température de l'air).

Chaque unité a une courbe de rendement et un point de rendement maximal : à une certaine charge, telle chaudière et telle turbine produisent l'électricité la moins chère. Moins chère, en termes de consommation spécifique de combustible minimale.

La plupart des centrales thermiques en Russie fonctionnent sur des connexions parallèles, où toutes les chaudières alimentent un collecteur de vapeur et toutes les turbines sont également alimentées par un seul collecteur. Cela ajoute de la flexibilité dans le chargement de l'équipement, mais complique fortement les calculs. Il arrive aussi que l'équipement de la centrale soit divisé en parties fonctionnant sur différents collecteurs avec des pressions de vapeur différentes. Et si l'on ajoute les dépenses pour les besoins internes - le fonctionnement des pompes, des ventilateurs, des refroidisseurs, et, avouons-le, des saunas juste derrière la clôture de la centrale, cela devient vraiment compliqué.

Les caractéristiques de tout l'équipement sont non linéaires. Chaque unité a une courbe avec des zones où le rendement est supérieur ou inférieur. Cela dépend de la charge : à 70 %, le rendement sera l'un, à 30 %, il sera un autre.

Les équipements diffèrent par leurs caractéristiques. Il existe des turbines et chaudières neuves et anciennes, ainsi que des unités de différentes conceptions. En choisissant correctement l'équipement et en le chargeant de manière optimale aux points de rendement maximal, il est possible de réduire la consommation de combustible, ce qui conduit à des économies de coûts ou à une plus grande rentabilité.

Comment la centrale thermique sait-elle combien d'énergie elle doit produire ?

La planification s'effectue pour trois jours à l'avance : trois jours avant, la composition prévue des équipements devient connue. Ce sont les chaudières et turbines qui seront mises en service. En d'autres termes, nous savons qu'aujourd'hui, cinq chaudières et dix turbines fonctionneront. Nous ne pouvons pas allumer un autre équipement ou éteindre celui prévu, mais nous pouvons ajuster la charge de chaque chaudière entre le minimum et le maximum, et moduler la puissance des turbines. L'étape de maximum à minimum prend entre 15 et 30 minutes selon l'unité de l'équipement. Ici, la tâche est simple : choisir les modes optimaux et les maintenir en tenant compte des ajustements opérationnels.

D'où provient cette composition d'équipement ? Elle est déterminée par les résultats des enchères sur le marché de gros. Il existe un marché de la capacité et de l'électricité. Sur le marché de la capacité, les producteurs soumettent une demande : « Nous avons tel équipement, voici les puissances minimale et maximale en tenant compte des arrêts programmés pour maintenance. Nous pouvons fournir 150 MW à tel prix, 200 MW à tel prix, et 300 MW à tel prix ». Ce sont des demandes à long terme. D'un autre côté, de grands consommateurs soumettent également des demandes : « Nous avons besoin de telle quantité d'énergie ». Les prix spécifiques sont déterminés au moment de l'intersection entre ce que les producteurs d'énergie peuvent fournir et ce que les consommateurs veulent obtenir. Ces capacités sont déterminées pour chaque heure de la journée.

En général, une centrale thermique supporte une charge à peu près constante durant toute la saison : en hiver, le produit prioritaire est la chaleur, tandis qu'en été, c'est l'électricité. De fortes fluctuations sont souvent liées à des accidents sur la centrale elle-même ou sur des centrales électriques voisines dans une même zone tarifaire du marché de gros. Mais il y a toujours des variations, et ces variations affectent fortement l'efficacité économique de l'exploitation de la centrale. La puissance nécessaire peut être fournie par trois chaudières avec une charge de 50 % ou deux avec une charge de 75 %, et il convient de voir ce qui est plus efficace dans ce cas.

La rentabilité dépend des prix sur le marché et du coût de production d'électricité. Il se peut que sur le marché, les prix se forgent de manière à ce qu'il soit rentable de brûler le carburant, mais de bien vendre l'électricité. Il se peut aussi qu'à un moment donné, il faille réduire au minimum technique et diminuer les pertes. Il est également nécessaire de tenir compte des réserves et du coût des combustibles : le gaz naturel, par exemple, est généralement limité, tandis que le gaz excédentaire est nettement plus cher, sans parler du mazout. Tout cela nécessite des modèles mathématiques précis pour comprendre quelles offres soumettre et comment réagir aux circonstances changeantes.

Comment cela se faisait avant notre arrivée

Pratiquement sur papier avec des caractéristiques de matériel pas très précises, qui révèlent une grande divergence par rapport aux faits. Immédiatement après les tests de l'équipement, dans le meilleur des cas, elles seront de plus ou moins 2 % par rapport à la réalité, et après un an, cela pourra aller jusqu'à 7-8 %. Les tests sont réalisés une fois tous les cinq ans, souvent moins fréquemment.

Le point suivant est que tous les calculs sont effectués en carburant conditionnel. En URSS, un schéma a été adopté où un certain carburant conditionnel était utilisé pour comparer différentes centrales fonctionnant au mazout, au charbon, au gaz, à la production nucléaire, etc. Il fallait comprendre l'efficacité en 'unités' de chaque générateur, et le carburant conditionnel est cette unité. Elle est déterminée par le pouvoir calorifique du carburant : une tonne de carburant conditionnel équivaut à peu près à une tonne de charbon. Il existe des tables de conversion pour différents types de combustibles. Par exemple, pour le lignite, les indicateurs sont presque deux fois moins bons. Mais le pouvoir calorifique n'a pas de lien avec les roubles. C'est comme l'essence et le diesel : il n'est pas évident que si le diesel coûte 35 roubles et que le 92 coûte 32 roubles, alors en termes de pouvoir calorifique, le diesel sera plus efficace.

Le troisième facteur est la complexité des calculs. Sur la base de l'expérience d'un employé, deux ou trois options sont calculées, et le meilleur mode est souvent choisi parmi l'historique des périodes précédentes pour des charges et des conditions météorologiques similaires. Naturellement, les employés croient qu'ils choisissent les modes les plus optimaux et estiment qu'aucun modèle mathématique ne pourra jamais les surpasser.

Nous arrivons. Pour résoudre la tâche, nous préparons un jumeau numérique - un modèle simulé de la centrale. C'est lorsque nous utilisons des approches spéciales pour simuler tous les processus technologiques pour chaque unité d'équipement, établissons les bilans de vapeur et d'énergie et obtenons un modèle précis du fonctionnement de la centrale thermique.

Pour créer le modèle, nous utilisons :

• La conception et les caractéristiques techniques de l'équipement.
• Les caractéristiques des derniers tests de l'équipement : tous les cinq ans, la centrale teste et précise les caractéristiques de l'équipement.
• Les données des archives du système de contrôle automatisé et des systèmes de comptabilité sur tous les indicateurs technologiques disponibles, les consommations et la production de chaleur et d'électricité. En particulier, les données des systèmes de comptabilité sur la livraison de chaleur et d'électricité, ainsi que des systèmes de télégestion.
• Les données provenant de diagrammes papier à bandes et circulaires. Oui, ces méthodes analogiques d'enregistrement des paramètres de fonctionnement de l'équipement sont encore utilisées dans les centrales électriques russes, et nous les numérisons.
• Des journaux papier dans les centrales, où les principaux paramètres des modes sont constamment enregistrés, y compris ceux qui ne sont pas fixés par les capteurs du système de contrôle automatisé. Un agent de contrôle fait le tour toutes les quatre heures, note les relevés et enregistre tout dans le journal.

C'est-à-dire que nous avons des ensembles de données récupérées sur ce qui fonctionnait dans quel mode, combien de carburant était injecté, quelles étaient la température et le débit de la vapeur, et combien d'énergie thermique et électrique était produite à la sortie. Parmi des milliers de tels ensembles, il fallait rassembler les caractéristiques de chaque nœud. Heureusement, nous savons jouer à ce Data Mining depuis longtemps.

Décrire de tels objets complexes à l'aide de modèles mathématiques est extrêmement difficile. Et il est encore plus difficile de prouver au chef ingénieur que notre modèle calcule correctement les modes de fonctionnement de la centrale. C'est pourquoi nous avons choisi d'utiliser des complexes d'ingénierie spécialisés, permettant de composer et de régler le modèle de la centrale thermique sur la base des caractéristiques constructives et technologiques de l'équipement. Nous avons choisi le logiciel Termoflow de la société américaine TermoFlex. À ce moment-là, il s'agissait du meilleur package de sa catégorie, bien que des analogues russes soient maintenant disponibles.

Pour chaque unité, ses caractéristiques constructives et ses principales spécifications technologiques sont choisies. Le système permet de décrire tout de manière très détaillée, tant au niveau logique qu'au niveau physique, jusqu'à indiquer le taux de dépôts dans les tubes des échangeurs de chaleur.

En fin de compte, le modèle de la carte thermique de la station est décrit visuellement en termes de technologues en énergie. Les technologues ne s'y connaissent pas en programmation, en mathématiques et en modélisation, mais ils peuvent choisir la construction de l'élément, les entrées et sorties des unités et spécifier les paramètres dessus. Ensuite, le système sélectionne de lui-même les paramètres les plus appropriés, et le technologue les ajuste pour obtenir une précision maximale sur toute la gamme des modes de fonctionnement. Nous nous sommes fixés pour objectif d'assurer une précision du modèle de 2 % pour les principaux paramètres technologiques, et nous y sommes parvenus.

Cela s'est avéré plus difficile que prévu : les données de base n'étaient pas très précises, donc pendant les premiers mois, nous avons parcouru les centrales thermiques et noté manuellement les indicateurs actuels sur les manomètres, affinant le modèle selon les modes réels. Nous avons d'abord modélisé les turbines et les chaudières. Chaque turbine et chaudière a été vérifiée. Pour valider le modèle, nous avons constitué un groupe de travail et y avons inclus des représentants des centrales thermiques.

Ensuite, nous avons rassemblé tout l'équipement dans un schéma commun et avons ajusté le modèle de la centrale thermique dans son ensemble. Cela a demandé beaucoup de travail, car les archives contenaient de nombreuses données contradictoires. Par exemple, nous avons trouvé des modes avec un rendement total de 105 %.

Lorsque l'on construit un schéma complet, le système considère toujours un mode équilibré : des bilans matériels, électriques et thermiques sont élaborés. Ensuite, nous évaluons comment tout cela, dans l'ensemble, correspond aux paramètres réels du mode d'opération selon les indicateurs des instruments.

Ce qui a été réalisé

En fin de compte, nous avons obtenu un modèle précis des processus technologiques de la centrale thermique, basé sur les caractéristiques réelles de l'équipement et les données historiques. Cela nous a permis de prévoir avec plus de précision que sur la base des seules caractéristiques des essais. Cela a donné un simulateur des processus réels de la station, jumeau numérique de la centrale thermique.

Dans ce simulateur, nous avons créé la possibilité de réaliser une analyse selon des scénarios de type « quoi, si… » en fonction des indicateurs spécifiés. Ce modèle a également été utilisé pour résoudre le problème d'optimisation du fonctionnement de la véritable station.

Nous avons réussi à réaliser quatre calculs d'optimisation :

1. Le responsable de l'équipe de la station connaît le calendrier de la libération de la chaleur, les équipes de l'opérateur système sont connues, le calendrier de la libération de l'électricité est connu : quel équipement emporter pour quelles charges afin d'obtenir un maximum de marge.
2. Sélection de la composition de l'équipement basée sur les prévisions de prix sur le marché : à une date donnée, en tenant compte du calendrier de charge et de la prévision de la température extérieure, nous déterminons la composition optimale de l'équipement.
3. Soumission de demandes sur le marché pour les jours à venir : lorsque la composition de l'équipement est connue et qu'il y a une prévision de prix plus précise. Nous calculons et soumettons la demande.
4. Le marché d'équilibrage — déjà à l'intérieur des jours en cours, lorsque les graphiques électriques et thermiques sont fixés, mais plusieurs fois par jour, toutes les quatre heures, les enchères commencent sur le marché d'équilibrage, et il est possible de soumettre une demande : « Je demande à être surchargé de 5 MW ». Il faut trouver des parts de surcharge ou de décharge lorsque cela donne la marge maximale.

Essais

Pour des tests corrects, nous devions comparer les modes standard de charge de l'équipement de la station avec nos recommandations de calcul dans des conditions identiques : composition de l'équipement, graphiques de charge et météo. Pendant quelques mois, nous avons sélectionné des intervalles de quatre à six heures avec un graphique stable. Nous venions à la station (souvent la nuit), attendions que la station atteigne son mode, puis nous le calculions dans un modèle de simulation. Si le responsable de l'équipe de la station était satisfait, nous envoyions le personnel opérationnel ajuster les vannes et changer les modes de l'équipement.

Nous avons comparé les performances avant et après en fait. Aux heures de pointe, de jour comme de nuit, pendant les week-ends et les jours de semaine. Dans chaque mode, nous avons réalisé des économies sur le carburant (dans cette tâche, la marge dépend de la consommation de carburant). Ensuite, nous sommes passés complètement à de nouveaux modes. Il convient de noter qu'à la station, ils ont rapidement cru à l'efficacité de nos recommandations, et vers la fin des tests, nous remarquions de plus en plus souvent que l'équipement fonctionnait dans les modes que nous avions calculés auparavant.

Résultat du projet

Objet : CCPP avec connexions transversales, 600 MW de puissance électrique, 2 400 Gcal — thermique.

Équipe : KROK — sept personnes (experts-technologues, analystes, ingénieurs), CCPP — cinq personnes (experts commerciaux, utilisateurs clés, spécialistes).
Délai de réalisation : 16 mois.

Résultats :

• Nous avons automatisé les processus métier liés à la gestion des modes et au fonctionnement sur le marché de gros.
• Nous avons réalisé des tests en conditions réelles confirmant l'effet économique.
• Nous avons économisé 1,2 % de carburant grâce à la redistribution des charges lors de la gestion du mode.
• Nous avons conservé 1 % de carburant grâce à une planification à court terme de la composition de l'équipement.
• Nous avons optimisé le calcul des étapes des demandes sur le RCV en fonction du critère de maximisation du bénéfice marginal.

L'effet final s'élève à environ 4 %.

Le retour sur investissement (ROI) estimé pour le projet est de 1 à 1,5 an.

Bien sûr, pour mettre tout cela en œuvre et le tester, il a été nécessaire de modifier de nombreux processus et de travailler en étroite collaboration à la fois avec la direction de la centrale thermique et avec l’entreprise de production dans son ensemble. Mais le résultat en valait certainement la peine. Nous avons réussi à créer un jumeau numérique de la centrale, à développer des procédures de planification optimisée et à obtenir un véritable effet économique.

Source : habr.com