Istnieje duża elektrociepłownia. Działa jak zwykle: spala gaz, produkuje ciepło do ogrzewania domów oraz energię elektryczną do ogólnej sieci. Pierwszym zadaniem jest ogrzewanie. Drugim – sprzedaż całej wyprodukowanej energii elektrycznej na rynku hurtowym. Czasami, w mroźne dni przy jasnym niebie, pojawia się śnieg, ale to jest efekt uboczny działania chłodni.
Średnia elektrociepłownia składa się z kilku dziesięciu turbin i kotłów. Jeśli dokładnie znamy niezbędne ilości produkcji energii elektrycznej i ciepła, to zadanie sprowadza się do minimalizacji kosztów paliwa. W takim przypadku obliczenia dotyczą wyboru składu i procenta wykorzystania turbin i kotłów, aby osiągnąć maksymalnie wysoką sprawność pracy urządzeń. Sprawność turbin i kotłów zależy od rodzaju urządzeń, czasu pracy bez napraw oraz wielu innych czynników. Istnieje również inne zadanie, w którym przy znanych cenach energii elektrycznej i ilościach ciepła należy określić, ile energii elektrycznej wyprodukować i sprzedać, aby uzyskać maksymalny zysk z działalności na rynku hurtowym. Wtedy czynnikiem optymalizacji jest zysk, a sprawność urządzeń ma znacznie mniejsze znaczenie. Rezultatem może być tryb, w którym urządzenia pracują absolutnie nieefektywnie, ale cała wyprodukowana ilość energii elektrycznej może być sprzedana z maksymalną marżą.
Teoretycznie wszystko to jest od dawna jasne i brzmi pięknie. Problem polega na tym, jak to zrobić w praktyce. Zaczęliśmy symulacyjne modelowanie pracy każdego urządzenia oraz całej stacji. Przybyliśmy do elektrociepłowni i zaczęliśmy zbierać parametry wszystkich węzłów, mierząc ich rzeczywiste charakterystyki i oceniając pracę w różnych trybach. Na ich podstawie tworzyliśmy dokładne modele do symulacji pracy każdego urządzenia i używaliśmy ich do obliczeń optymalizacyjnych. Nieco wyprzedzając fakty, powiem, że zyskaliśmy około 4% rzeczywistej efektywności tylko dzięki matematyce.
Udało się. Ale zanim opiszę nasze rozwiązania, opowiem, jak działa elektrociepłownia z punktu widzenia logiki podejmowania decyzji.
Podstawowe rzeczy
Główne elementy elektrowni to kotły i turbiny. Turbiny napędzane są parą o wysokim ciśnieniu, która obraca generatory elektryczne, produkując energię elektryczną. Resztki energii pary są wykorzystywane do ogrzewania i podgrzewania wody. Kotły to miejsca, w których wytwarzana jest para. Podgrzewanie kotła i rozkręcenie turbiny parowej zajmuje dużo czasu (godziny), co wiąże się z bezpośrednimi stratami paliwa. To samo dotyczy zmiany obciążenia. Takie rzeczy należy planować z wyprzedzeniem.
Sprzęt w elektrociepłowniach ma techniczne minimum, które obejmuje minimalny, ale jednocześnie stabilny tryb pracy, który pozwala zapewnić wystarczającą ilość ciepła dla domów i odbiorców przemysłowych. Zwykle wymagana ilość ciepła zależy bezpośrednio od pogody (temperatury powietrza).
Każdy zespół ma krzywą sprawności i punkt maksymalnej efektywności: przy danym obciążeniu dany kocioł i dana turbina produkują najtańszą energię elektryczną. Tanie w sensie minimalnego jednostkowego zużycia paliwa.
Większość elektrociepłowni w Rosji działa na zasadzie połączeń równoległych, gdzie wszystkie kotły pracują na jeden kolektor pary, a wszystkie turbiny również korzystają z jednego kolektora. Dodaje to elastyczności w obciążeniu sprzętu, ale znacznie komplikuje obliczenia. Czasami sprzęt stacji dzieli się na części, które pracują na różnych kolektorach z różnym ciśnieniem pary. A jeśli dodamy koszty wewnętrzne — pracę pomp, wentylatorów, chłodziarek i, co tu ukrywać, saun tuż za płotem elektrociepłowni — to wtedy diabeł złamałby nogę.
Charakterystyki całego sprzętu są nieliniowe. Każdy zespół ma krzywą z obszarami, gdzie sprawność jest wyższa lub niższa. To zależy od obciążenia: przy 70 % sprawność będzie inna, przy 30 % — inna.
Sprzęt różni się charakterystyką. Są nowe i stare turbiny oraz kotły, są agregaty różnych konstrukcji. Poprawne dobieranie sprzętu i optymalne obciążenie go w punktach maksymalnej sprawności może prowadzić do zmniejszenia zużycia paliwa, co z kolei prowadzi do oszczędności kosztów lub większej marży.
Skąd elektrociepłownia wie, ile energii trzeba wyprodukować?
Planowanie odbywa się na trzy dni do przodu: trzy dni wcześniej poznajemy planowy zestaw urządzeń. To są te turbiny i kotły, które będą włączenie. Mówiąc ogólnie, wiemy, że dzisiaj będzie pracować pięć kotłów i dziesięć turbin. Nie możemy włączać innego sprzętu ani wyłączać zaplanowanego, ale możemy zmieniać dla każdego kotła obciążenie od minimum do maksimum, a w przypadku turbin zwiększać i zmniejszać moc. Przejście od maksimum do minimum trwa od 15 do 30 minut, w zależności od jednostki sprzętu. Zadanie jest proste: wybrać optymalne tryby i utrzymywać je z uwzględnieniem operacyjnych korekt.
Skąd pochodzi ten zestaw urządzeń? Został określony na podstawie wyników przetargów na rynku hurtowym. Istnieje rynek mocy i energii elektrycznej. Na rynku mocy producenci składają wnioski: "Mamy takie a takie urządzenie, oto takie minimalne i maksymalne moce z uwzględnieniem planowego wyłączenia do remontu. Możemy dostarczyć 150 MW w takiej cenie, 200 MW — w takiej cenie, a 300 MW — w takiej cenie". To są długoterminowe wnioski. Z drugiej strony, duzi konsumenci również składają wnioski: "Potrzebujemy tyle energii". Konkretne ceny określane są w momencie przecięcia tego, co producenci energii mogą dostarczyć, i tego, co konsumenci chcą otrzymać. Te moce określane są na każdą godzinę dnia.
Zazwyczaj Ciepłownia niesie mniej więcej takie samo obciążenie przez cały sezon: zimą towarem priorytetowym jest ciepło, a latem — energia elektryczna. Silne odchylenia najczęściej są związane z jakimiś awariami na samej stacji lub na sąsiednich elektrowniach w jednej strefie cenowej rynku hurtowego. Ale zawsze występują wahania, które silnie wpływają na efektywność ekonomiczną pracy stacji. Potrzebną moc można uzyskać trzema kotłami z obciążeniem 50% lub dwoma z obciążeniem 75% i sprawdzić, co w tym przypadku jest bardziej efektywne.
Marżowość zależy od cen na rynku oraz kosztów wytwarzania energii elektrycznej. Na rynku ceny mogą kształtować się w taki sposób, że opłaca się spalić paliwo, ale dobrze sprzedać energię elektryczną. Może się zdarzyć, że w danym momencie konieczne jest przejście na minimalny poziom techniczny i ograniczenie strat. Należy również pamiętać o zapasach i kosztach paliwa: na przykład gaz ziemny jest zwykle ograniczony, a gaz ponadlimitowy jest znacząco droższy, nie mówiąc już o oleju opałowym. Wszystko to wymaga dokładnych modeli matematycznych, aby rozumieć, jakie zgłoszenia składać i jak reagować na zmieniające się okoliczności.
Jak to robiono przed naszym przybyciem
Praktycznie na papierze na podstawie niezbyt dokładnych charakterystyk sprzętu, które mają dużą rozbieżność względem rzeczywistych. Tuż po testach sprzętu w najlepszym przypadku będą one plus-minus 2% od rzeczywistości, a po roku już plus-minus 7-8%. Testy przeprowadza się co pięć lat, często rzadziej.
Kolejny aspekt to to, że wszystkie obliczenia prowadzone są w paliwie umownym. W ZSRR przyjęto schemat, w którym obliczono pewne umowne paliwo do porównania różnych elektrowni na oleju opałowym, węglu, gazie, energii atomowej itd. Należało zrozumieć efektywność w woranach każdego generatora, a umowne paliwo to właśnie owe wary. Określa się je kalorycznością paliwa: jedna tona paliwa umownego jest w przybliżeniu równa jednej tonie węgla kamiennego. Istnieją tabele przeliczeń dla różnych rodzajów paliw. Na przykład dla węgla brunatnego wskaźniki są prawie dwa razy gorsze. Ale kaloryczność nie ma związku z rublem. To jak benzyna i olej napędowy: nie ma pewności, że jeśli olej napędowy kosztuje 35 rubli, a 92-ka kosztuje 32 ruble, to pod względem kaloryczności olej napędowy będzie bardziej efektywny.
Trzeci czynnik to złożoność obliczeń. Umownie na podstawie doświadczenia pracownika oblicza się dwa-trzy warianty, a częściej wybiera się najlepszy tryb z historii wcześniejszych okresów dla podobnych obciążeń i warunków pogodowych. Oczywiście pracownicy wierzą, że wybierają najbardziej optymalne tryby i uważają, że żadna model matematyczny nigdy ich nie przewyższy.
Przychodzimy. Aby rozwiązać zadanie, przygotowujemy cyfrowy odpowiednik — model symulacyjny stacji. To oznacza, że za pomocą specjalnych podejść naśladujemy wszystkie procesy technologiczne dla każdego elementu sprzętu, bilansujemy parowo-wodne oraz energetyczne i uzyskujemy dokładny model działania ciepłowni.
Do utworzenia modelu wykorzystujemy:
- Konstrukcję i charakterystyki paszportowe sprzętu.
- Charakterystyki wynikające z ostatnich testów sprzętu: co pięć lat na stacji przeprowadza się próby i aktualizuje charakterystyki sprzętu.
- Dane w archiwach ASU TP oraz systemach rejestracji dla wszystkich dostępnych parametrów technologicznych, zużycia i produkcji ciepła oraz energii elektrycznej. W szczególności dane z systemów rejestracji dotyczących dostaw ciepła i energii elektrycznej, a także z systemów telemechaniki.
- Dane z taśmowych i okrągłych papierowych diagramów. Tak, te analogowe metody zapisu parametrów pracy sprzętu są nadal stosowane w rosyjskich elektrowniach, a my je cyfryzujemy.
- Papierowe dzienniki w stacjach, gdzie na bieżąco rejestruje się podstawowe parametry trybów, w tym te, które nie są rejestrowane przez czujniki ASU TP. Obieżyświat przychodzi co cztery godziny, przepisuje pomiary i zapisuje wszystko w dzienniku.
Mamy więc zrekonstruowane zestawy danych dotyczące tego, w jakim trybie działał sprzęt, ile paliwa było dostarczane, jakie były temperatury i zużycie pary, oraz ile ciepła i energii elektrycznej uzyskiwano na wyjściu. Z tysięcy takich zestawów należało zebrać charakterystyki każdego węzła. Na szczęście, w tym Data Mining potrafimy działać od dawna.
Opisywanie tak złożonych obiektów za pomocą modeli matematycznych jest niezwykle trudne. A jeszcze trudniej jest udowodnić głównemu inżynierowi, że nasz model poprawnie oblicza tryby pracy stacji. Dlatego zdecydowaliśmy się na wykorzystanie specjalistycznych kompleksów inżynieryjnych, które umożliwiają skomponowanie i dopracowanie modelu ciepłowni na podstawie konstrukcyjnych i technologicznych charakterystyk sprzętu. Wybraliśmy oprogramowanie Termoflow amerykańskiej firmy TermoFlex. W tej chwili pojawiły się rosyjskie analogi, ale w tamtym czasie ten pakiet był najlepszy w swojej klasie.
Dla każdego agregatu wybiera się jego konstrukcję oraz podstawowe parametry technologiczne. System pozwala na szczegółowy opis zarówno na poziomie logicznym, jak i fizycznym, aż do wskazania stopnia osadów w rurach wymienników ciepła.
W efekcie model schematu cieplnego stacji jest przedstawiany wizualnie w języku technologów-energetyków. Technolodzy nie znają się na programowaniu, matematyce i modelowaniu, ale potrafią wybrać konstrukcję węzła, wejścia-wyjścia agregatów i wskazać na nich parametry. Następnie system sam dobiera najbardziej odpowiednie parametry, a technolog je precyzuje, aby uzyskać maksymalną dokładność w całym zakresie trybów pracy. Postawiliśmy sobie za cel zapewnienie dokładności modelu na poziomie 2% dla głównych parametrów technologicznych i osiągnęliśmy to.
Zrealizowanie tego okazało się nie takie proste: dane wyjściowe nie były zbyt dokładne, dlatego przez pierwsze dwa miesiące chodziliśmy po TЕЦ i ręcznie spisywaliśmy aktualne wskazania z manometrów, dostosowując model do rzeczywistych trybów. Najpierw stworzyliśmy modele turbin i kotłów. Każdą turbinę i kotłownię dokładnie przeanalizowaliśmy. Aby zweryfikować model, utworzyliśmy grupę roboczą i włączyliśmy do niej przedstawicieli TЕЦ.
Następnie zebraliśmy całe wyposażenie w jedną wspólną schemat i dostosowaliśmy model TЕЦ jako całość. Musieliśmy się napracować, ponieważ w archiwach było wiele sprzecznych danych. Na przykład znaleźliśmy tryby o łącznej sprawności 105%.
Gdy zbiera się pełny schemat, system zawsze oblicza zrównoważony tryb: tworzone są bilanse materiałowe, elektryczne i cieplne. Następnie oceniamy, jak wszystko w całości odpowiada rzeczywistym parametrom trybu na podstawie danych z przyrządów.
Co uzyskaliśmy
W końcu otrzymaliśmy dokładny model procesów technologicznych TЕЦ, oparty na rzeczywistych parametrach wyposażenia i danych historycznych. Umożliwiło to dokładniejsze prognozowanie niż na podstawie tylko wyników badań. Stworzono symulator rzeczywistych procesów stacji, cyfrowy bliźniak TЕЦ.
W tym symulatorze zbudowano możliwość przeprowadzania analizy na podstawie scenariuszy „co jeśli…” według podanych wskaźników. Ponadto ten model był wykorzystywany do rozwiązania zadania optymalizacji pracy rzeczywistej stacji.
Udało się przeprowadzić cztery obliczenia optymalizacyjne:
- Kierownik zmiany stacji zna grafik dostaw ciepła, znane są zespoły operatora systemowego, znany jest grafik dostaw energii elektrycznej: jakie obciążenia należy zastosować do jakiego sprzętu, aby uzyskać maksymalną rentowność.
- Wybór zestawienia sprzętu według prognozy cen na rynku: na określoną datę, uwzględniając grafik obciążenia i prognozę temperatury na zewnątrz, określamy optymalny zestaw sprzętu.
- Składanie wniosków na rynku z jednodniowym wyprzedzeniem: gdy skład sprzętu jest znany i jest dokładniejsza prognoza cen. Obliczamy i składamy wniosek.
- Rynek bilansujący - już w bieżących dniach, kiedy ustalone są grafiki energii elektrycznej i cieplnej, ale kilka razy dziennie, co cztery godziny, odbywają się aukcje na rynku bilansującym, gdzie można złożyć wniosek: "Proszę o dodatkowe 5 MW". Należy znaleźć procentowe udziały dodatkowego obciążenia lub rozładowania, gdy to przynosi maksymalną marżę.
Testy
Dla poprawnych testów musieliśmy porównać standardowe tryby obciążenia sprzętu stacji z naszymi obliczeniowymi rekomendacjami w jednakowych warunkach: zestawieniu sprzętu, grafikach obciążenia i pogodzie. Przez kilka miesięcy wybieraliśmy przedziały czasowe w ciągu doby od czterech do sześciu godzin ze stabilnym grafikiem. Przyjeżdżaliśmy na stację (często w nocy), czekaliśmy, aż stacja osiągnie tryb, a dopiero potem liczyliśmy go w modelu symulacyjnym. Jeśli kierownik zmiany stacji był zadowolony, wysyłaliśmy personel operacyjny, aby obracał zasuwy i zmieniał tryby sprzętu.
Porównywaliśmy wskaźniki przed i po na podstawie rzeczywistych danych. W szczycie, w dzień i w nocy, w dni wolne i robocze. W każdym trybie uzyskaliśmy oszczędności na paliwie (w tym zadaniu marża zależy od zużycia paliwa). Następnie przeszliśmy całkowicie na nowe tryby. Należy zauważyć, że stacja dość szybko uwierzyła w efektywność naszych rekomendacji, a pod koniec testów coraz częściej zauważaliśmy, że sprzęt działa w obliczonych przez nas wcześniej trybach.
Podsumowanie projektu
Obiekt: elektrociepłownia z połączeniami poprzecznymi, 600 MW mocy elektrycznej, 2400 Gkal — cieplnej.
Zespół: KROK — siedem osób (eksperci technologiczni, analitycy, inżynierowie), elektrociepłownia — pięć osób (eksperci biznesowi, kluczowi użytkownicy, specjaliści).
Czas realizacji: 16 miesięcy.
Wyniki:
- Zautomatyzowaliśmy procesy biznesowe związane z prowadzeniem trybów i pracy na rynku hurtowym.
- Przeprowadziliśmy testy w rzeczywistych warunkach, które potwierdziły efekt ekonomiczny.
- Zaoszczędziliśmy 1,2% paliwa dzięki redystrybucji obciążeń w trakcie prowadzenia trybu.
- Zachowaliśmy 1% paliwa dzięki krótkoterminowemu planowaniu zestawów urządzeń.
- Optymalizowaliśmy obliczenia kroków zgłoszeń na RSW w celu maksymalizacji marży zysku.
Ostateczny efekt wynosi około 4%.
Szacowany okres zwrotu z inwestycji (ROI) wynosi od 1 do 1,5 roku.
Oczywiście, aby to wszystko wdrożyć i przetestować, musieliśmy zmienić wiele procesów i ściśle współpracować zarówno z kierownictwem elektrociepłowni, jak i z całym przedsiębiorstwem energetycznym. Ale wynik zdecydowanie był tego wart. Udało się stworzyć cyfrowego bliźniaka stacji, opracować procedury planowania optymalizacyjnego i uzyskać rzeczywisty efekt ekonomiczny.
Źródło: habr.com
