Modellazione del funzionamento di una reale centrale termoelettrica per l'ottimizzazione dei regimi: vapore e matematica

C'è una grande centrale termoelettrica. Funziona come al solito: brucia gas, produce calore per il riscaldamento delle abitazioni e elettricità per la rete comune. Il primo compito è il riscaldamento. Il secondo è vendere tutta l'elettricità prodotta nel mercato all'ingrosso. A volte, durante il freddo con cielo sereno, appare della neve, ma questo è un effetto collaterale del funzionamento delle torri di raffreddamento.

Una centrale termoelettrica media è composta da un paio di dozzine di turbine e caldaie. Se i volumi necessari di produzione di energia elettrica e calore sono noti, il compito si riduce alla minimizzazione dei costi del combustibile. In questo caso, il calcolo si riduce alla scelta della composizione e della percentuale di carico delle turbine e delle caldaie per ottenere il massimo rendimento. L'efficienza delle turbine e delle caldaie dipende fortemente dal tipo di attrezzature, dal tempo di funzionamento senza riparazioni, dalla modalità di lavoro e da molte altre variabili. C'è anche un'altra problematica, quando a prezzi noti dell'elettricità e volumi di calore bisogna decidere quanto produrre e vendere di elettricità per ottenere il massimo profitto lavorando nel mercato all'ingrosso. In questo caso, il fattore di ottimizzazione — profitto e rendimento dell'attrezzatura — ha un'importanza molto minore. Il risultato può essere una modalità in cui l'attrezzatura funziona in modo completamente inefficiente, ma tutto il volume di elettricità prodotto può essere venduto con il massimo margine.

In teoria, tutto questo è chiaro da tempo e suona bene. Il problema è come realizzarlo nella pratica. Abbiamo avviato una simulazione del funzionamento di ogni singola unità di equipaggiamento e dell'intera stazione nel suo complesso. Siamo andati alla centrale e abbiamo iniziato a raccogliere i parametri di tutti i nodi, misurando le loro caratteristiche reali e valutando il funzionamento in diverse modalità. Sulla base di queste informazioni, creavamo modelli precisi per simulare il funzionamento di ogni unità di attrezzatura e li utilizzavamo per calcoli ottimizzati. Anticipando, dirò che abbiamo ottenuto circa il 4% di reale efficienza semplicemente grazie alla matematica.

È stato fatto. Ma prima di descrivere le nostre soluzioni, racconterò come funziona una centrale termoelettrica dal punto di vista della logica decisionale.

Cose di base

Gli elementi principali di una centrale elettrica sono caldaie e turbine. Le turbine vengono messe in movimento dal vapore ad alta pressione, che a sua volta fa girare i generatori elettrici, i quali producono energia elettrica. I residui di energia del vapore vengono utilizzati per riscaldamento e acqua calda. Le caldaie sono i luoghi dove viene prodotto il vapore. Il riscaldamento della caldaia e l'accelerazione della turbina a vapore richiedono molto tempo (ore), e ciò comporta perdite dirette di combustibile. Lo stesso vale per il cambiamento di carico. È necessario pianificare queste cose in anticipo.

Le attrezzature delle centrali termoelettriche hanno un minimo tecnico che include un regime di funzionamento minimo, ma stabile, in cui è possibile fornire una quantità sufficiente di calore a case e consumatori industriali. Di solito, la quantità necessaria di calore dipende direttamente dalle condizioni climatiche (temperatura dell'aria).

Ogni unità ha una curva di efficienza e un punto di massima efficienza operativa: a un certo carico, una determinata caldaia e una determinata turbina producono energia elettrica a costo minimo. Economica nel senso di avere un consumo specifico di combustibile minimo.

La maggior parte delle centrali termoelettriche in Russia ha collegamenti paralleli, dove tutte le caldaie operano su un unico collettore di vapore e tutte le turbine vengono alimentate anche dallo stesso collettore. Questo aggiunge flessibilità al carico delle attrezzature, ma complica notevolmente i calcoli. A volte, l'attrezzatura della centrale è divisa in parti che operano su collettori diversi con diverse pressioni del vapore. E se aggiungiamo i costi per le necessità interne – il funzionamento delle pompe, dei ventilatori, delle torri di raffreddamento e, per non nasconderci dietro un dito, delle saune proprio dietro il muro della centrale – allora qui veramente ci si complica.

Le caratteristiche di tutte le attrezzature sono non lineari. Ogni unità ha una curva con zone in cui l'efficienza è più alta o più bassa. Questo dipende dal carico: al 70% l'efficienza sarà una, al 30% sarà un'altra.

Le attrezzature differiscono per caratteristiche. Ci sono turbine e caldaie nuove e vecchie, e ci sono unità di diverse costruzioni. Scegliendo correttamente le attrezzature e caricandole in modo ottimale nei punti di massima efficienza, è possibile ridurre il consumo di combustibile, il che porta a risparmi sui costi o a una maggiore marginalità.

Come fa la centrale a sapere quanta energia deve produrre?

La pianificazione avviene tre giorni prima: entro 72 ore diventa noto il piano dell'attrezzatura prevista. Si tratta delle turbine e delle caldaie che saranno in funzione. In termini semplici, sappiamo che oggi funzioneranno cinque caldaie e dieci turbine. Non possiamo attivare altra attrezzatura o disattivare quella pianificata, ma possiamo variare per ogni caldaia il carico da un minimo a un massimo, e per le turbine aumentare e diminuire la potenza. Il passaggio dal massimo al minimo varia da 15 a 30 minuti a seconda dell'unità di attrezzatura. Qui il compito è semplice: scegliere le modalità ottimali e mantenerle tenendo conto delle correzioni operative.

Da dove proviene questo insieme di attrezzature? È stato determinato in base ai risultati delle aste sul mercato all'ingrosso. Esiste un mercato della potenza e dell'elettricità. Sul mercato della potenza, i produttori presentano una domanda: «C'è tale attrezzatura, ecco quali potenze minima e massima considerando la programmazione per la manutenzione. Possiamo fornire 150 MW a questo prezzo, 200 MW a quest'altro prezzo, e 300 MW a tale prezzo». Queste sono domande a lungo termine. D'altra parte, i grandi consumatori presentano anch'essi domande: «Abbiamo bisogno di tale energia». I prezzi specifici vengono definiti nel momento in cui si incrociano ciò che i produttori di energia possono fornire con ciò che i consumatori vogliono ricevere. Queste potenze vengono definite per ogni ora della giornata.

Di solito, la centrale termica presenta un carico abbastanza uniforme durante tutta la stagione: in inverno, la priorità è il calore, mentre in estate è l'elettricità. Forti deviazioni sono spesso legate a incidenti nella stessa stazione o in stazioni elettriche adiacenti nella stessa zona di prezzo del mercato all'ingrosso. Tuttavia, ci sono sempre fluttuazioni, e queste fluttuazioni influenzano notevolmente l'efficienza economica dell'operato della stazione. La potenza necessaria può essere ottenuta con tre caldaie caricate al 50% o due caricate al 75%, e si valuta quale delle due sia più efficiente.

La marginalità dipende dai prezzi di mercato e dai costi di produzione dell'energia elettrica. Sul mercato, i prezzi possono collocarsi in modo che sia conveniente bruciare il combustibile, ma vendere bene l'elettricità. E può capitare che in un certo momento sia necessario scendere al minimo tecnico e ridurre le perdite. È importante tenere presente le scorte e il costo del combustibile: lo stesso gas naturale è solitamente limitato, mentre il gas oltre il limite è notevolmente più costoso, per non parlare del petrolio. Tutto ciò richiede modelli matematici precisi per capire quali richieste presentare e come reagire alle circostanze in cambiamento.

Come si faceva prima del nostro arrivo

Praticamente su carta, basandosi su caratteristiche non molto precise delle attrezzature, che hanno una grande variazione rispetto ai dati reali. Subito dopo i test delle attrezzature, nel miglior dei casi, saranno più o meno il 2% rispetto al dato effettivo, e già dopo un anno - più o meno il 7-8%. I test vengono condotti una volta ogni cinque anni, spesso anche meno.

Il prossimo punto è che tutti i calcoli vengono effettuati in combustibile convenzionale. In Unione Sovietica è stata adottata una scheda in cui veniva considerato un certo combustibile convenzionale per il confronto tra diverse centrali a petrolio, carbone, gas, generazione nucleare e così via. Era necessario comprendere l'efficienza in 'pappagalli' di ogni generatore, e il combustibile convenzionale è proprio quel pappagallo. Viene definito dal potere calorifico del combustibile: una tonnellata di combustibile convenzionale equivale a circa una tonnellata di carbone. Ci sono tabelle di conversione per diversi tipi di combustibili. Ad esempio, per il carbone lignitoso i dati sono quasi due volte peggiori. Ma il potere calorifico non è legato ai rubli. È come la benzina e il diesel: non è detto che se il diesel costa 35 rubli e la benzina 92 costa 32 rubli, il diesel sia più efficace in termini di potere calorifico.

Il terzo fattore è la complessità dei calcoli. Condizionatamente, sulla base dell'esperienza del dipendente, vengono calcolati due o tre varianti, e più spesso viene scelto il miglior regime dalla storia dei periodi precedenti per carichi e condizioni meteorologiche simili. Naturalmente, i dipendenti credono di scegliere i regimi più ottimali e ritengono che nessun modello matematico li supererà mai.

Arriviamo. Per risolvere il problema, prepariamo un gemello digitale: un modello di simulazione della centrale. È quando, tramite approcci speciali, simuliamo tutti i processi tecnologici per ogni unità di attrezzatura, bilanciamo i flussi di vapore e acqua e otteniamo un modello preciso del funzionamento della centrale elettrica.

Per creare il modello utilizziamo:

• La struttura e le caratteristiche tecniche dell'attrezzatura.
• Caratteristiche in base ai risultati degli ultimi test dell'attrezzatura: ogni cinque anni la centrale effettua prove e aggiorna le caratteristiche dell'attrezzatura.
• Dati negli archivi dell'ASU TP e nei sistemi di contabilità per tutti i parametri tecnologici disponibili, i consumi e la produzione di calore e energia elettrica. In particolare, dati dai sistemi di contabilità sui rilasci di calore e energia elettrica, oltre a quelli dei sistemi di telemeccanica.
• Dati da diagrammi cartacei a nastro e circolari. Sì, questi metodi analogici di registrazione dei parametri di funzionamento delle attrezzature vengono ancora utilizzati nelle centrali elettriche russe, e noi li digitalizziamo.
• Giornali cartacei presso le centrali, dove vengono registrati costantemente i principali parametri dei regimi, inclusi quelli che non vengono registrati dai sensori dell'ASU TP. Un addetto effettua un sopralluogo ogni quattro ore, riporta i dati e registra tutto nel diario.

Cioè, abbiamo set di dati ricostruiti su come ogni unità operava, quanto combustibile veniva fornito, quali erano la temperatura e il consumo di vapore, e quanta energia termica ed elettrica veniva prodotta all'uscita. Da migliaia di questi set, bisognava raccogliere le caratteristiche di ogni nodo. Fortunatamente, oggi sappiamo come gestire questo Data Mining.

Descrivere oggetti così complessi attraverso modelli matematici è estremamente difficile. Ancora più difficile è dimostrare al capo ingegnere che il nostro modello calcola correttamente i regimi di funzionamento della centrale. Perciò abbiamo scelto di utilizzare complessi ingegneristici specializzati, che permettono di assemblare e collaudare il modello della centrale elettrica sulla base delle caratteristiche costruttive e tecnologiche dell'attrezzatura. Abbiamo scelto il software Termoflow della società americana TermoFlex. Oggi esistono equivalenti russi, ma al momento questo pacchetto era il migliore nella sua categoria.

Per ogni aggregato vengono selezionati il suo design e le principali caratteristiche tecnologiche. Il sistema consente di descrivere tutto in modo molto dettagliato sia a livello logico che fisico, fino a specificare il grado di depositi nei tubi dei scambiatori di calore.

Di conseguenza, il modello dello schema termico della centrale viene descritto visivamente in termini di tecnologi energetici. I tecnologi non comprendono la programmazione, la matematica e la modellazione, ma possono scegliere il design dell'unità, gli ingressi e le uscite degli aggregati e indicare i parametri su di essi. Poi il sistema seleziona autonomamente i parametri più adatti, e il tecnologo li precisa in modo da ottenere la massima accuratezza per l'intero range di modalità operative. Ci siamo posti come obiettivo quello di garantire un'accuratezza del modello del 2% per i principali parametri tecnologici e ci siamo riusciti.

Farlo si è rivelato non così semplice: i dati di partenza non erano molto precisi, quindi durante i primi due mesi abbiamo visitato le centrali termiche e annotato manualmente le attuali misurazioni dai manometri, tarando il modello rispetto ai regimi effettivi. Inizialmente abbiamo creato i modelli delle turbine e delle caldaie. Ogni turbina e caldaia è stata verificata. Per verificare il modello, abbiamo creato un gruppo di lavoro e incluso rappresentanti delle centrali termiche.

Poi abbiamo messo insieme tutta l'attrezzatura in uno schema comune e abbiamo tarato già il modello della centrale termica nel suo complesso. È stato necessario lavorare, poiché negli archivi c'erano molti dati contrastanti. Ad esempio, abbiamo trovato modalità con un'efficienza complessiva del 105%.

Quando si assembla uno schema completo, il sistema calcola sempre la modalità bilanciata: vengono compositi i bilanci materiali, elettrici e termici. Poi valutiamo come tutto assemblato corrisponde ai parametri effettivi della modalità secondo le misurazioni degli strumenti.

Risultato ottenuto

Alla fine abbiamo ottenuto un modello preciso dei processi tecnologici della centrale termica, basato sulle caratteristiche effettive dell'attrezzatura e sui dati storici. Questo ha permesso di effettuare previsioni più accurate rispetto a quelle basate solo sulle caratteristiche dei test. È nato un simulatore dei processi reali della centrale, un gemello digitale della centrale termica.

In questo simulatore è stata implementata la possibilità di condurre analisi secondo scenari "cosa succede se..." sui parametri forniti. Inoltre, questo modello è stato utilizzato per risolvere il problema dell'ottimizzazione del lavoro della centrale reale.

Siamo riusciti a realizzare quattro calcoli di ottimizzazione:

1. Il capo turno della stazione conosce il programma di rilascio del calore, le squadre dell'operatore di sistema sono note, e il programma di rilascio dell'elettricità è noto: quale attrezzatura utilizzare per quali carichi, per ottenere il massimo della marginalità.
2. Scelta della composizione dell'attrezzatura in base alle previsioni di prezzo sul mercato: alla data stabilita, tenendo conto del programma di carico e della previsione della temperatura dell'aria esterna, determiniamo la composizione ottimale dell'attrezzatura.
3. Presentazione delle richieste sul mercato un giorno in anticipo: quando abbiamo la composizione dell'attrezzatura e una previsione di prezzo più precisa. Calcoliamo e presentiamo la richiesta.
4. Mercato di bilanciamento — già all'interno della corrente giornata, quando sono stati fissati i grafici elettrici e termici, ma più volte al giorno, ogni quattro ore, vengono avviate le aste sul mercato di bilanciamento e si può presentare una richiesta: "Chiedo di caricarmi ulteriormente di 5 MW". È necessario trovare le quote di caricamento o scarico, quando ciò offre la massima marginalità.

Sperimentazioni

Per esperimenti corretti, abbiamo dovuto confrontare i regimi standard di carico dell'attrezzatura della stazione con le nostre raccomandazioni di calcolo sotto le stesse condizioni: composizione dell'attrezzatura, grafici di carico e meteo. Per un paio di mesi, abbiamo scelto intervalli di tempo di quattro-sei ore con un grafico stabile. Siamo arrivati alla stazione (spesso di notte), abbiamo atteso finché la stazione fosse in regime, e solo allora abbiamo calcolato il modello simulativo. Se il capo turno della stazione era soddisfatto, inviavamo il personale operativo a girare le valvole e cambiare i regimi dell'attrezzatura.

Abbiamo confrontato le identificazioni prima e dopo in concreto. Nei picchi, di giorno e di notte, nei weekend e nei giorni lavorativi. In ogni regime abbiamo ottenuto risparmi sul combustibile (in questo compito, la marginalità dipende dal consumo di combustibile). Poi siamo passati completamente ai nuovi regimi. Va detto che alla stazione hanno rapidamente creduto nell'efficacia delle nostre raccomandazioni, e verso la fine delle sperimentazioni notavamo sempre più spesso che l'attrezzatura funzionava nei regimi da noi calcolati in precedenza.

Risultato del progetto

Oggetto: CCGT con connessioni trasversali, 600 MW di potenza elettrica, 2400 Gcal — termico.

Squadra: KROK — sette persone (esperti tecnologici, analisti, ingegneri), CCGT — cinque persone (esperti di business, utenti chiave, specialisti).
Periodo di attuazione: 16 mesi.

Risultati:

• Abbiamo automatizzato i processi aziendali per la gestione dei regimi e il lavoro nel mercato all'ingrosso.
• Abbiamo condotto prove pratiche che confermano l'effetto economico.
• Abbiamo risparmiato l'1,2% di carburante grazie alla redistribuzione dei carichi nella gestione del regime.
• Abbiamo mantenuto l'1% di carburante grazie alla pianificazione a breve termine del set di attrezzature.
• Abbiamo ottimizzato il calcolo dei gradini delle richieste al RCV secondo il criterio di massimizzazione del profitto marginale.

L'effetto finale è del 4% circa.

Il periodo stimato di recupero dell'investimento (ROI) è di 1–1,5 anni.

Naturalmente, per implementare e testare tutto ciò, è stato necessario modificare molti processi e lavorare a stretto contatto sia con la direzione della centrale elettrica che con l'azienda di produzione nel suo complesso. Ma il risultato è stato sicuramente valsa la pena. Siamo riusciti a creare un gemello digitale dell'impianto, sviluppare procedure di pianificazione ottimizzata e ottenere un reale effetto economico.

Fonte: habr.com