E' presente una grande centrale termoelettrica. Funziona come al solito: brucia gas, produce calore per il riscaldamento delle case ed elettricità per la rete generale. Il primo compito è il riscaldamento. Il secondo è vendere tutta l’elettricità generata sul mercato all’ingrosso. A volte, anche quando fa freddo, sotto il cielo limpido appare la neve, ma questo è un effetto collaterale del funzionamento delle torri di raffreddamento.
La centrale termoelettrica media è composta da un paio di dozzine di turbine e caldaie. Se si conoscono con precisione le quantità necessarie di produzione di elettricità e calore, il compito si riduce a ridurre al minimo i costi del carburante. In questo caso, il calcolo si riduce alla scelta della composizione e della percentuale di carico di turbine e caldaie per ottenere la massima efficienza possibile di funzionamento delle apparecchiature. L'efficienza delle turbine e delle caldaie dipende fortemente dal tipo di apparecchiatura, dal tempo di funzionamento senza riparazioni, dalla modalità operativa e molto altro. C'è un altro problema quando, dati i prezzi noti dell'elettricità e dei volumi di calore, è necessario decidere quanta elettricità generare e vendere per ottenere il massimo profitto dal lavoro sul mercato all'ingrosso. Quindi il fattore di ottimizzazione - profitto ed efficienza delle apparecchiature - è molto meno importante. Il risultato potrebbe essere una situazione in cui l'apparecchiatura funziona in modo completamente inefficiente, ma l'intero volume di elettricità generata può essere venduto con il massimo margine.
In teoria, tutto questo è chiaro da tempo e sembra bello. Il problema è come farlo nella pratica. Abbiamo iniziato la modellazione simulativa del funzionamento di ogni apparecchiatura e dell'intera stazione nel suo insieme. Siamo arrivati alla centrale termoelettrica e abbiamo iniziato a raccogliere i parametri di tutti i componenti, misurandone le reali caratteristiche e valutandone il funzionamento nelle diverse modalità. Sulla base di essi, abbiamo creato modelli accurati per simulare il funzionamento di ogni apparecchiatura e li abbiamo utilizzati per calcoli di ottimizzazione. Guardando al futuro, dirò che abbiamo guadagnato circa il 4% dell’efficienza reale semplicemente grazie alla matematica.
Accaduto. Ma prima di descrivere le nostre decisioni, parlerò di come funziona la cogenerazione dal punto di vista della logica decisionale.
Cose basilari
Gli elementi principali di una centrale elettrica sono caldaie e turbine. Le turbine sono azionate dal vapore ad alta pressione, che a sua volta fa ruotare i generatori elettrici, che producono elettricità. L'energia rimanente del vapore viene utilizzata per il riscaldamento e l'acqua calda. Le caldaie sono luoghi in cui viene creato il vapore. Ci vuole molto tempo (ore) per riscaldare la caldaia e accelerare la turbina a vapore, e questa è una perdita diretta di carburante. Lo stesso vale per le variazioni di carico. È necessario pianificare queste cose in anticipo.
Le apparecchiature di cogenerazione hanno un minimo tecnico, che include una modalità operativa minima, ma stabile, in cui è possibile fornire calore sufficiente alle case e ai consumatori industriali. In genere, la quantità di calore richiesta dipende direttamente dalle condizioni meteorologiche (temperatura dell'aria).
Ogni unità ha una curva di efficienza e un punto di massima efficienza operativa: a questo e quel carico, questa e quella caldaia e quella e quella turbina forniscono l'elettricità più economica. Economico - nel senso di un consumo specifico minimo di carburante.
La maggior parte delle nostre centrali di cogenerazione in Russia hanno collegamenti paralleli, quando tutte le caldaie funzionano su un collettore di vapore e anche tutte le turbine sono alimentate da un collettore. Ciò aggiunge flessibilità durante il caricamento dell'attrezzatura, ma complica notevolmente i calcoli. Accade anche che l'attrezzatura della stazione sia divisa in parti che operano su diversi collettori con diverse pressioni di vapore. E se poi si aggiungono i costi per le necessità interne – il funzionamento di pompe, ventilatori, torri di raffreddamento e, diciamo la verità, le saune proprio fuori dal recinto della centrale termoelettrica – allora al diavolo si spezzeranno le gambe.
Le caratteristiche di tutte le apparecchiature non sono lineari. Ogni unità ha una curva con zone in cui l'efficienza è maggiore e minore. Dipende dal carico: al 70% l'efficienza sarà una, al 30% sarà diversa.
L'attrezzatura differisce nelle caratteristiche. Ci sono turbine e caldaie nuove e vecchie e ci sono unità di design diverso. Selezionando correttamente le attrezzature e caricandole in modo ottimale nei punti di massima efficienza, è possibile ridurre il consumo di carburante, con conseguente risparmio di costi o maggiori margini.
Come fa l'impianto di cogenerazione a sapere quanta energia ha bisogno per produrre?
La pianificazione viene effettuata con tre giorni di anticipo: entro tre giorni si conosce la composizione prevista delle attrezzature. Queste sono le turbine e le caldaie che verranno accese. Relativamente parlando, sappiamo che oggi funzioneranno cinque caldaie e dieci turbine. Non possiamo accendere altre apparecchiature o spegnere quella prevista, ma possiamo modificare il carico di ciascuna caldaia dal minimo al massimo e aumentare e diminuire la potenza delle turbine. Il passo dal massimo al minimo varia dai 15 ai 30 minuti, a seconda dell'attrezzatura. Il compito qui è semplice: selezionare le modalità ottimali e mantenerle, tenendo conto delle modifiche operative.
Da dove viene questa composizione di attrezzature? È stato determinato sulla base dei risultati delle negoziazioni sul mercato all'ingrosso. Esiste un mercato per l’energia e l’elettricità. Nel mercato della capacità, i produttori presentano una domanda: “Esistono tali e tali apparecchiature, queste sono le capacità minima e massima, tenendo conto dell'interruzione pianificata per le riparazioni. Possiamo fornire 150 MW a questo prezzo, 200 MW a questo prezzo e 300 MW a questo prezzo”. Queste sono applicazioni a lungo termine. D’altro canto anche i grandi consumatori avanzano richieste: “Abbiamo bisogno di tanta energia”. I prezzi specifici vengono determinati all’intersezione tra ciò che i produttori di energia possono fornire e ciò che i consumatori sono disposti a prendere. Queste capacità sono determinate per ciascuna ora del giorno.
Tipicamente, una centrale termoelettrica trasporta all'incirca lo stesso carico per tutta la stagione: in inverno il prodotto primario è il calore, in estate è l'elettricità. Forti deviazioni sono spesso associate a qualche tipo di incidente nella stazione stessa o nelle centrali elettriche adiacenti nella stessa zona di prezzo del mercato all'ingrosso. Ma ci sono sempre delle fluttuazioni e queste fluttuazioni influiscono notevolmente sull'efficienza economica dell'impianto. La potenza richiesta può essere prelevata da tre caldaie con un carico del 50% o due con un carico del 75% e vedere quale è più efficiente.
La marginalità dipende dai prezzi di mercato e dal costo di generazione dell’elettricità. Sul mercato i prezzi possono essere tali che è redditizio bruciare carburante, ma è bene vendere elettricità. Oppure può darsi che ad una determinata ora sia necessario andare al minimo tecnico e tagliare le perdite. È inoltre necessario ricordare le riserve e il costo del carburante: il gas naturale è solitamente limitato e il gas oltre il limite è notevolmente più costoso, per non parlare dell'olio combustibile. Tutto ciò richiede modelli matematici precisi per capire quali domande presentare e come rispondere al mutare delle circostanze.
Come è stato fatto prima del nostro arrivo
Quasi sulla carta, in base alle caratteristiche non precisissime delle apparecchiature, che differiscono molto da quelle reali. Immediatamente dopo aver testato l'attrezzatura, nella migliore delle ipotesi, saranno più o meno il 2% del fatto e dopo un anno - più o meno il 7-8%. I test vengono eseguiti ogni cinque anni, spesso meno frequentemente.
Il punto successivo è che tutti i calcoli vengono eseguiti con il carburante di riferimento. In URSS, è stato adottato uno schema in cui è stato considerato un determinato combustibile convenzionale per confrontare diverse stazioni che utilizzano olio combustibile, carbone, gas, produzione nucleare e così via. Era necessario comprendere l'efficienza di ciascun generatore nei pappagalli e il carburante convenzionale è proprio quel pappagallo. È determinato dal potere calorifico del combustibile: una tonnellata di combustibile standard equivale approssimativamente a una tonnellata di carbone. Esistono tabelle di conversione per i diversi tipi di carburante. Per la lignite, ad esempio, gli indicatori sono quasi il doppio peggiori. Ma il contenuto calorico non è correlato ai rubli. È come benzina e diesel: non è un dato di fatto che se il diesel costa 35 rubli e 92 costa 32 rubli, il diesel sarà più efficiente in termini di contenuto calorico.
Il terzo fattore è la complessità dei calcoli. Convenzionalmente, in base all'esperienza del dipendente, vengono calcolate due o tre opzioni e più spesso viene selezionata la modalità migliore dalla cronologia dei periodi precedenti per carichi e condizioni meteorologiche simili. Naturalmente, i dipendenti credono di scegliere le modalità più ottimali e credono che nessun modello matematico le supererà mai.
Stiamo arrivando. Per risolvere il problema, stiamo preparando un gemello digitale, un modello di simulazione della stazione. Questo è quando, utilizzando approcci speciali, simuliamo tutti i processi tecnologici per ciascuna apparecchiatura, combiniamo i bilanci vapore-acqua ed energia e otteniamo un modello accurato del funzionamento della centrale termoelettrica.
Per creare il modello utilizziamo:
- Progettazione e specifiche dell'attrezzatura.
- Caratteristiche basate sui risultati degli ultimi test delle apparecchiature: ogni cinque anni la stazione testa e affina le caratteristiche delle apparecchiature.
- Dati negli archivi dei sistemi automatizzati di controllo dei processi e dei sistemi contabili per tutti gli indicatori tecnologici disponibili, i costi e la produzione di calore ed elettricità. In particolare, i dati provenienti dai sistemi di misurazione per la fornitura di calore ed elettricità, nonché dai sistemi di telemeccanica.
- Dati da strisce di carta e grafici a torta. Sì, tali metodi analogici per la registrazione dei parametri operativi delle apparecchiature sono ancora utilizzati nelle centrali elettriche russe e li stiamo digitalizzando.
- Registri cartacei nelle stazioni in cui i principali parametri delle modalità vengono costantemente registrati, compresi quelli che non vengono registrati dai sensori del sistema automatizzato di controllo del processo. Il guardalinee va in giro ogni quattro ore, riscrive le letture e annota tutto in un registro.
Cioè, abbiamo ricostruito set di dati su cosa ha funzionato e in quale modalità, quanto carburante è stato fornito, quale era la temperatura e il consumo di vapore e quanta energia termica ed elettrica è stata ottenuta in uscita. Da migliaia di tali insiemi è stato necessario raccogliere le caratteristiche di ciascun nodo. Fortunatamente, possiamo giocare a questo gioco di data mining da molto tempo.
Descrivere oggetti così complessi utilizzando modelli matematici è estremamente difficile. Ed è ancora più difficile dimostrare all'ingegnere capo che il nostro modello calcola correttamente le modalità operative della stazione. Pertanto, abbiamo intrapreso la strada dell'utilizzo di sistemi di ingegneria specializzati che ci consentono di assemblare ed eseguire il debug di un modello di centrale termica in base al design e alle caratteristiche tecnologiche dell'apparecchiatura. Abbiamo scelto il software Termoflow dell'azienda americana TermoFlex. Ora sono comparsi gli analoghi russi, ma a quel tempo questo particolare pacchetto era il migliore della sua categoria.
Per ciascuna unità vengono selezionati il design e le principali caratteristiche tecnologiche. Il sistema permette di descrivere tutto in modo molto dettagliato sia a livello logico che fisico, fino ad indicare il grado di depositi nei tubi dello scambiatore di calore.
Di conseguenza, il modello del circuito termico della stazione viene descritto visivamente in termini di tecnologi energetici. I tecnologi non comprendono la programmazione, la matematica e la modellazione, ma possono selezionare la progettazione di un'unità, gli input e gli output delle unità e specificarne i parametri. Quindi il sistema stesso seleziona i parametri più adatti e il tecnico li perfeziona in modo da ottenere la massima precisione per l'intera gamma di modalità operative. Ci siamo posti un obiettivo: garantire una precisione del modello del 2% per i principali parametri tecnologici e lo abbiamo raggiunto.
Questo si è rivelato non così facile da fare: i dati iniziali non erano molto accurati, quindi per i primi due mesi abbiamo camminato intorno alla centrale termoelettrica e letto manualmente gli indicatori di corrente dai manometri e adattato il modello al condizioni reali. Per prima cosa abbiamo realizzato modelli di turbine e caldaie. Ogni turbina e caldaia è stata verificata. Per testare il modello è stato creato un gruppo di lavoro al quale sono stati coinvolti rappresentanti della centrale termoelettrica.
Quindi abbiamo assemblato tutte le apparecchiature in uno schema generale e messo a punto il modello CHP nel suo insieme. Ho dovuto lavorare un po' perché negli archivi c'erano molti dati contraddittori. Ad esempio, abbiamo trovato modalità con un'efficienza complessiva del 105%.
Quando si assembla un circuito completo, il sistema considera sempre la modalità bilanciata: vengono compilati i bilanci materiali, elettrici e termici. Successivamente, valutiamo come tutto ciò che è assemblato corrisponde ai parametri effettivi della modalità in base agli indicatori degli strumenti.
Quello che è successo
Di conseguenza, abbiamo ricevuto un modello accurato dei processi tecnici della centrale termoelettrica, basato sulle caratteristiche effettive delle apparecchiature e sui dati storici. Ciò ha consentito che le previsioni fossero più accurate rispetto a quelle basate solo sulle caratteristiche del test. Il risultato è un simulatore dei processi reali dell'impianto, un gemello digitale di una centrale termoelettrica.
Questo simulatore ha permesso di analizzare scenari “what if...” sulla base di determinati indicatori. Questo modello è stato utilizzato anche per risolvere il problema di ottimizzare il funzionamento di una stazione reale.
È stato possibile implementare quattro calcoli di ottimizzazione:
- Il capoturno della stazione conosce il programma di fornitura del calore, i comandi dell’operatore dell’impianto sono noti e il programma della fornitura di energia elettrica è noto: quali apparecchiature sopporteranno quali carichi per ottenere il massimo margine.
- Selezione della composizione dell'attrezzatura in base alla previsione del prezzo di mercato: per una determinata data, tenendo conto del programma di carico e della previsione della temperatura dell'aria esterna, determiniamo la composizione ottimale dell'attrezzatura.
- Presentazione delle domande sul mercato con un giorno di anticipo: quando la composizione dell'attrezzatura è nota e c'è una previsione dei prezzi più accurata. Calcoliamo e presentiamo una domanda.
- Il mercato di bilanciamento è già nel giorno corrente, quando vengono fissati i programmi elettrici e termici, ma più volte al giorno, ogni quattro ore, vengono avviate le contrattazioni sul mercato di bilanciamento, e si può presentare una domanda: “Vi chiedo di aggiungere 5 MW a mio carico.” Dobbiamo trovare le quote di carico o scarico aggiuntive quando questo dà il massimo margine.
Prova
Per eseguire test corretti, abbiamo dovuto confrontare le modalità di carico standard delle apparecchiature della stazione con le nostre raccomandazioni calcolate nelle stesse condizioni: composizione delle apparecchiature, programmi di carico e condizioni meteorologiche. Nel corso di un paio di mesi, abbiamo scelto intervalli da quattro a sei ore al giorno con un programma stabile. Arrivavano alla stazione (spesso di notte), aspettavano che la stazione raggiungesse la modalità operativa e solo allora la calcolavano nel modello di simulazione. Se il capoturno della stazione era soddisfatto di tutto, il personale operativo veniva inviato a girare le valvole e cambiare le modalità dell'attrezzatura.
Gli indicatori prima e dopo sono stati confrontati a posteriori. Durante le ore di punta, giorno e notte, fine settimana e giorni feriali. In ciascuna modalità abbiamo ottenuto un risparmio di carburante (in questa attività il margine dipende dal consumo di carburante). Poi siamo passati completamente a nuovi regimi. Va detto che la stazione ha creduto subito nell'efficacia delle nostre raccomandazioni e verso la fine dei test abbiamo notato sempre più che l'apparecchiatura funzionava nelle modalità da noi precedentemente calcolate.
Risultato del progetto
Impianto: cogenerazione con collegamenti incrociati, 600 MW di potenza elettrica, 2 Gcal di potenza termica.
Team: CROC - sette persone (esperti tecnologici, analisti, ingegneri), CHPP - cinque persone (esperti aziendali, utenti chiave, specialisti).
Periodo di attuazione: 16 mesi.
Risultati:
- Abbiamo automatizzato i processi aziendali di mantenimento dei regimi e di lavoro sul mercato all'ingrosso.
- Condotti test su vasta scala che confermano l'effetto economico.
- Abbiamo risparmiato l'1,2% di carburante grazie alla ridistribuzione dei carichi durante il funzionamento.
- Risparmiato l'1% di carburante grazie alla pianificazione delle attrezzature a breve termine.
- Abbiamo ottimizzato il calcolo delle fasi delle domande sul DAM secondo il criterio della massimizzazione del profitto marginale.
L'effetto finale è di circa il 4%.
Il periodo di ammortamento stimato del progetto (ROI) è di 1–1,5 anni.
Naturalmente per realizzare e testare tutto questo abbiamo dovuto modificare molti processi e lavorare a stretto contatto sia con la direzione della centrale termoelettrica che con l'azienda di generazione nel suo insieme. Ma il risultato ne è valsa decisamente la pena. È stato possibile creare un gemello digitale della stazione, sviluppare procedure di pianificazione di ottimizzazione e ottenere un reale effetto economico.
Fonte: habr.com