Znajduje się tu duża elektrownia cieplna. Działa jak zwykle: spala gaz, wytwarza ciepło do ogrzewania domów i prąd dla sieci ogólnej. Pierwszym zadaniem jest ogrzewanie. Drugim jest sprzedaż całości wytworzonej energii elektrycznej na rynku hurtowym. Czasami nawet przy bezchmurnym niebie pojawia się śnieg, ale jest to efekt uboczny działania chłodni kominowych.
Przeciętna elektrownia cieplna składa się z kilkudziesięciu turbin i kotłów. Jeśli dokładnie znane są wymagane wielkości produkcji energii elektrycznej i ciepła, zadanie sprowadza się do minimalizacji kosztów paliwa. W tym przypadku obliczenia sprowadzają się do dobrania składu i procentowego obciążenia turbin i kotłów tak, aby uzyskać jak najwyższą sprawność pracy urządzeń. Sprawność turbin i kotłów silnie zależy od rodzaju sprzętu, czasu pracy bez napraw, trybu pracy i wielu innych czynników. Inny problem pojawia się, gdy przy znanych cenach energii elektrycznej i ilości ciepła trzeba zdecydować, ile energii elektrycznej wytworzyć i sprzedać, aby uzyskać maksymalny zysk z pracy na rynku hurtowym. Wtedy czynnik optymalizacji - zysk i wydajność sprzętu - jest znacznie mniej ważny. Efektem może być sytuacja, w której sprzęt pracuje całkowicie nieefektywnie, ale cały wolumen wytworzonej energii elektrycznej można sprzedać z maksymalną marżą.
W teorii wszystko to od dawna jest jasne i brzmi pięknie. Problem w tym, jak to zrobić w praktyce. Rozpoczęliśmy modelowanie symulacyjne pracy poszczególnych elementów wyposażenia oraz całej stacji jako całości. Przyjechaliśmy do elektrociepłowni i zaczęliśmy zbierać parametry wszystkich podzespołów, mierzyć ich rzeczywistą charakterystykę i oceniać ich działanie w różnych trybach. Na ich podstawie stworzyliśmy dokładne modele symulujące działanie każdego urządzenia i wykorzystaliśmy je do obliczeń optymalizacyjnych. Patrząc w przyszłość, powiem, że zyskaliśmy około 4% rzeczywistej wydajności po prostu dzięki matematyce.
Stało się. Zanim jednak opiszę nasze decyzje, opowiem o tym, jak działa CHP z punktu widzenia logiki podejmowania decyzji.
Podstawowe rzeczy
Głównymi elementami elektrowni są kotły i turbiny. Turbiny napędzane są parą pod wysokim ciśnieniem, która z kolei obraca generatory elektryczne wytwarzające energię elektryczną. Pozostała energia pary wykorzystywana jest do ogrzewania i podgrzewania wody. Kotły to miejsca, w których wytwarzana jest para. Rozgrzanie kotła i rozpędzenie turbiny parowej zajmuje dużo czasu (godzin), a to jest bezpośrednia strata paliwa. To samo dotyczy zmian obciążenia. Musisz zaplanować te rzeczy z wyprzedzeniem.
Urządzenia kogeneracyjne mają minimum techniczne, które obejmuje minimalny, ale stabilny tryb pracy, w którym możliwe jest zapewnienie wystarczającej ilości ciepła domom i odbiorcom przemysłowym. Zazwyczaj wymagana ilość ciepła zależy bezpośrednio od pogody (temperatury powietrza).
Każdy blok ma swoją krzywą sprawności i punkt maksymalnej sprawności operacyjnej: przy takim a takim obciążeniu taki a taki kocioł i taka a taka turbina dostarczają najtańszy prąd. Tanie - w sensie minimalnego jednostkowego zużycia paliwa.
Większość naszych elektrociepłowni w Rosji ma połączenia równoległe, gdy wszystkie kotły pracują na jednym kolektorze parowym, a wszystkie turbiny również zasilane są z jednego kolektora. Zwiększa to elastyczność podczas ładowania sprzętu, ale znacznie komplikuje obliczenia. Zdarza się również, że wyposażenie stacji jest podzielone na części, które pracują na różnych kolektorach o różnym ciśnieniu pary. A jeśli do tego doliczyć koszty potrzeb wewnętrznych – pracę pomp, wentylatorów, chłodni kominowych i, powiedzmy sobie szczerze, saun tuż za płotem elektrociepłowni – to diabelskie nogi się połamią.
Charakterystyki wszystkich urządzeń są nieliniowe. Każda jednostka ma krzywą ze strefami, w których wydajność jest wyższa i niższa. To zależy od obciążenia: przy 70% wydajność będzie wynosić jeden, przy 30% będzie inna.
Sprzęt różni się charakterystyką. Są nowe i stare turbiny i kotły, są też jednostki o różnej konstrukcji. Prawidłowo dobierając sprzęt i optymalnie go ładując w punktach maksymalnej wydajności, można zmniejszyć zużycie paliwa, co prowadzi do oszczędności kosztów lub większych marż.
Skąd elektrociepłownia wie, ile energii potrzebuje do wytworzenia?
Planowanie odbywa się z trzydniowym wyprzedzeniem: w ciągu trzech dni znany jest planowany skład sprzętu. To są turbiny i kotły, które zostaną włączone. Relatywnie wiemy, że dzisiaj będzie pracować pięć kotłów i dziesięć turbin. Nie możemy włączyć innych urządzeń ani wyłączyć zaplanowanego, ale możemy zmienić obciążenie każdego kotła od minimalnego do maksymalnego oraz zwiększyć i zmniejszyć moc dla turbin. Krok od maksimum do minimum wynosi od 15 do 30 minut, w zależności od urządzenia. Zadanie tutaj jest proste: wybierz optymalne tryby i utrzymuj je, biorąc pod uwagę dostosowania operacyjne.
Skąd wziął się taki skład wyposażenia? Została ona ustalona na podstawie wyników obrotu na rynku hurtowym. Istnieje rynek energii i energii elektrycznej. Na rynku mocy wytwórcy składają wniosek: „Jest taki a taki sprzęt, są to moce minimalne i maksymalne, biorąc pod uwagę planowane przestoje na naprawy. W tej cenie jesteśmy w stanie dostarczyć 150 MW, w tej cenie 200 MW i w tej cenie 300 MW.” Są to zastosowania długoterminowe. Z drugiej strony duzi odbiorcy również zgłaszają prośby: „Potrzebujemy tyle energii”. Konkretne ceny ustalane są na przecięciu tego, co producenci energii mogą zapewnić i tego, co są skłonni przyjąć konsumenci. Wydajności te ustalane są dla każdej godziny doby.
Zazwyczaj elektrownia cieplna przez cały sezon przenosi w przybliżeniu takie samo obciążenie: zimą głównym produktem jest ciepło, a latem – energia elektryczna. Silne odchylenia są najczęściej związane z jakąś awarią na samej stacji lub w sąsiednich elektrowniach w tej samej strefie cenowej rynku hurtowego. Zawsze jednak występują wahania, które w ogromnym stopniu wpływają na efektywność ekonomiczną zakładu. Wymaganą moc mogą pobrać trzy kotły przy obciążeniu 50% lub dwa przy obciążeniu 75% i zobaczyć, który jest bardziej efektywny.
Marginalność zależy od cen rynkowych i kosztu wytworzenia energii elektrycznej. Na rynku ceny mogą być takie, że opłaca się palić paliwo, ale dobrze jest sprzedawać prąd. Może się też zdarzyć, że o określonej godzinie trzeba zejść na minimum techniczne i ograniczyć straty. Trzeba też pamiętać o zapasach i kosztach paliwa: gaz ziemny jest zwykle ograniczony, a gaz powyżej limitu jest zauważalnie droższy, nie mówiąc już o oleju opałowym. Wszystko to wymaga dokładnych modeli matematycznych, aby zrozumieć, które wnioski należy złożyć i jak reagować na zmieniające się okoliczności.
Jak to było zrobione zanim przyjechaliśmy
Prawie na papierze, w oparciu o niezbyt dokładne charakterystyki sprzętu, które znacznie różnią się od rzeczywistych. Zaraz po przetestowaniu sprzętu w najlepszym przypadku będą one wynosić plus minus 2%, a po roku - plus minus 7-8%. Badania przeprowadza się co pięć lat, często rzadziej.
Kolejną kwestią jest to, że wszystkie obliczenia przeprowadzane są na paliwie referencyjnym. W ZSRR przyjęto schemat, w którym rozważano określone paliwo konwencjonalne w celu porównania różnych stacji wykorzystujących olej opałowy, węgiel, gaz, energię jądrową i tak dalej. Należało zrozumieć wydajność każdego generatora w papugach, a konwencjonalne paliwo jest właśnie tą papugą. Określa się ją na podstawie wartości opałowej paliwa: jedna tona standardowego paliwa odpowiada w przybliżeniu jednej tonie węgla. Istnieją tabele przeliczeniowe dla różnych rodzajów paliw. Przykładowo dla węgla brunatnego wskaźniki są prawie dwukrotnie gorsze. Ale zawartość kalorii nie jest powiązana z rublami. To jak benzyna i olej napędowy: nie jest faktem, że jeśli olej napędowy kosztuje 35 rubli, a 92 kosztuje 32 ruble, to olej napędowy będzie bardziej wydajny pod względem zawartości kalorii.
Trzecim czynnikiem jest złożoność obliczeń. Tradycyjnie, na podstawie doświadczenia pracownika, wyliczane są dwie lub trzy opcje, a częściej wybierany jest najlepszy tryb z historii poprzednich okresów dla podobnych obciążeń i warunków atmosferycznych. Naturalnie pracownicy wierzą, że wybierają najbardziej optymalne tryby i wierzą, że żaden model matematyczny ich nigdy nie przewyższy.
Idziemy. Aby rozwiązać problem, przygotowujemy cyfrowego bliźniaka – model symulacyjny stacji. To wtedy, stosując specjalne podejścia, symulujemy wszystkie procesy technologiczne dla każdego urządzenia, łączymy bilanse parowo-wodne i energetyczne i uzyskujemy dokładny model pracy elektrociepłowni.
Do stworzenia modelu używamy:
- Projekt i specyfikacja sprzętu.
- Charakterystyka oparta na wynikach najnowszych testów sprzętu: co pięć lat stacja testuje i udoskonala charakterystykę sprzętu.
- Dane w archiwach zautomatyzowanych systemów sterowania procesami i systemach rozliczeniowych dla wszystkich dostępnych wskaźników technologicznych, kosztów oraz wytwarzania ciepła i energii elektrycznej. W szczególności dane z systemów pomiarowych zaopatrzenia w ciepło i energię elektryczną, a także z systemów telemechaniki.
- Dane z pasków papieru i wykresów kołowych. Tak, takie analogowe metody rejestracji parametrów pracy urządzeń są nadal stosowane w rosyjskich elektrowniach i je digitalizujemy.
- Dzienniki papierowe na stanowiskach, na których na bieżąco rejestrowane są główne parametry trybów, w tym także te, które nie są rejestrowane przez czujniki zautomatyzowanego systemu sterowania procesem. Liniowy chodzi co cztery godziny, przepisuje odczyty i zapisuje wszystko w dzienniku.
Oznacza to, że zrekonstruowaliśmy zbiory danych o tym, co w jakim trybie pracowało, ile paliwa dostarczono, jaka była temperatura i zużycie pary oraz ile energii cieplnej i elektrycznej uzyskano na wyjściu. Z tysięcy takich zbiorów należało zebrać charakterystykę każdego węzła. Na szczęście mogliśmy grać w tę grę Data Mining przez długi czas.
Opisanie tak skomplikowanych obiektów za pomocą modeli matematycznych jest niezwykle trudne. A jeszcze trudniej jest udowodnić głównemu inżynierowi, że nasz model poprawnie oblicza tryby pracy stacji. Dlatego obraliśmy ścieżkę wykorzystania specjalistycznych systemów inżynieryjnych, które pozwalają nam zmontować i debugować model elektrowni cieplnej w oparciu o konstrukcję i charakterystykę technologiczną sprzętu. Wybraliśmy oprogramowanie Termoflow amerykańskiej firmy TermoFlex. Teraz pojawiły się rosyjskie odpowiedniki, ale w tamtym czasie ten konkretny pakiet był najlepszy w swojej klasie.
Dla każdej jednostki wybiera się jej projekt i główne cechy technologiczne. System pozwala na bardzo szczegółowe opisanie wszystkiego zarówno na poziomie logicznym, jak i fizycznym, aż do wskazania stopnia osadu w rurach wymiennika ciepła.
W efekcie model obwodu cieplnego stacji został opisany wizualnie pod kątem technologów energetyki. Technolodzy nie rozumieją programowania, matematyki i modelowania, ale potrafią wybrać projekt jednostki, wejścia i wyjścia jednostek oraz określić dla nich parametry. Następnie system sam dobiera najodpowiedniejsze parametry, a technolog doprecyzowuje je tak, aby uzyskać maksymalną dokładność dla całego zakresu trybów pracy. Postawiliśmy sobie za cel - zapewnienie dokładności modelu na poziomie 2% dla głównych parametrów technologicznych i udało nam się to osiągnąć.
Okazało się, że nie jest to takie proste: początkowe dane nie były zbyt dokładne, więc przez pierwsze kilka miesięcy chodziliśmy po elektrociepłowni i ręcznie odczytywaliśmy aktualne wskaźniki z manometrów i dostrajaliśmy model do rzeczywiste warunki. Najpierw wykonaliśmy modele turbin i kotłów. Weryfikowano każdą turbinę i kocioł. W celu przetestowania modelu utworzono grupę roboczą, w skład której włączono przedstawicieli elektrociepłowni.
Następnie złożyliśmy cały sprzęt w ogólny schemat i dostroiliśmy model CHP jako całość. Musiałem trochę popracować, bo w archiwach było mnóstwo sprzecznych danych. Na przykład znaleźliśmy tryby o ogólnej wydajności 105%.
Kiedy składasz kompletny obwód, system zawsze bierze pod uwagę tryb zrównoważony: zestawiane są bilanse materiałowe, elektryczne i termiczne. Następnie oceniamy, jak wszystko zmontowane odpowiada rzeczywistym parametrom trybu zgodnie ze wskaźnikami z instrumentów.
Co się stało
W rezultacie otrzymaliśmy dokładny model procesów technicznych elektrociepłowni, oparty na rzeczywistej charakterystyce urządzeń i danych historycznych. Dzięki temu przewidywania były dokładniejsze niż te oparte wyłącznie na charakterystyce testu. Rezultatem jest symulator rzeczywistych procesów zakładowych, cyfrowy bliźniak elektrowni cieplnej.
Symulator ten umożliwił analizę scenariuszy „co jeśli…” na podstawie zadanych wskaźników. Model ten wykorzystano także do rozwiązania problemu optymalizacji pracy stacji rzeczywistej.
Możliwe było wdrożenie czterech obliczeń optymalizacyjnych:
- Kierownik zmiany stacji zna harmonogram dostaw ciepła, znane są polecenia operatora systemu i znany jest harmonogram dostaw energii elektrycznej: który sprzęt przyjmie jakie obciążenia, aby uzyskać maksymalne marże.
- Dobór składu wyposażenia w oparciu o prognozę cen rynkowych: na dany termin, uwzględniając harmonogram obciążeń oraz prognozę temperatury powietrza zewnętrznego, ustalamy optymalny skład wyposażenia.
- Zgłaszanie wniosków na rynek z jednodniowym wyprzedzeniem: gdy znany jest skład sprzętu i istnieje dokładniejsza prognoza ceny. Obliczamy i składamy wniosek.
- Rynek Bilansujący trwa już w dniu bieżącym, kiedy ustalana jest grafika elektryczna i cieplna, ale kilka razy dziennie, co cztery godziny, na rynku bilansującym uruchamiany jest handel i można złożyć wniosek: „Proszę o dodanie 5 MW na moje obciążenie.” Musimy znaleźć udziały dodatkowego załadunku lub rozładunku, gdy daje to maksymalną marżę.
Testy
Aby przeprowadzić prawidłowe testy, musieliśmy porównać standardowe tryby ładowania wyposażenia stacji z naszymi obliczonymi zaleceniami w tych samych warunkach: skład sprzętu, harmonogramy obciążenia i pogoda. W ciągu kilku miesięcy wybraliśmy od czterech do sześciu godzinnych interwałów dnia i stabilny harmonogram. Przychodzili na stację (często w nocy), czekali, aż stacja przejdzie w tryb pracy i dopiero wtedy kalkulowali to w modelu symulacyjnym. Jeśli kierownik zmiany stacji był ze wszystkiego zadowolony, wysyłano personel operacyjny, aby przekręcił zawory i zmienił tryby pracy.
Wskaźniki przed i po porównano po fakcie. W godzinach szczytu, w dzień i w nocy, w weekendy i dni powszednie. W każdym trybie uzyskaliśmy oszczędności na paliwie (w tym zadaniu marża zależna jest od zużycia paliwa). Następnie przeszliśmy całkowicie na nowe reżimy. Trzeba przyznać, że stacja szybko uwierzyła w skuteczność naszych zaleceń i pod koniec testów coraz częściej zauważaliśmy, że sprzęt pracuje w obliczonych przez nas wcześniej trybach.
Wynik projektu
Obiekt: Elektrociepłownia z przyłączami sieciowymi, moc elektryczna 600 MW, moc cieplna 2 Gcal.
Zespół: CROC – siedem osób (eksperci technologiczni, analitycy, inżynierowie), CHPP – pięć osób (eksperci biznesowi, kluczowi użytkownicy, specjaliści).
Okres realizacji: 16 miesięcy.
Wyniki:
- Zautomatyzowaliśmy procesy biznesowe utrzymania reżimów i pracy na rynku hurtowym.
- Przeprowadzono pełnowymiarowe badania potwierdzające efekt ekonomiczny.
- Dzięki redystrybucji ładunków w trakcie pracy zaoszczędziliśmy 1,2% paliwa.
- Oszczędność 1% paliwa dzięki krótkoterminowemu planowaniu wyposażenia.
- Zoptymalizowaliśmy kalkulację etapów wniosków na RDN według kryterium maksymalizacji zysku krańcowego.
Efekt końcowy to około 4%.
Szacowany okres zwrotu projektu (ROI) wynosi 1–1,5 roku.
Oczywiście, aby to wszystko wdrożyć i przetestować, musieliśmy zmienić wiele procesów i ściśle współpracować zarówno z kierownictwem elektrociepłowni, jak i całą firmą wytwarzającą energię. Ale wynik był zdecydowanie tego wart. Udało się stworzyć cyfrowego bliźniaka stacji, opracować procedury planowania optymalizacyjnego i uzyskać realny efekt ekonomiczny.
Źródło: www.habr.com