Există o mare centrală termică. Funcționează ca de obicei: arde gaz, generează căldură pentru încălzirea caselor și electricitate pentru rețeaua națională. Prima sarcină este încălzirea. A doua - vânzarea întregii electrice generate pe piața angro. Uneori, în ger, sub un cer senin, apare zăpada, dar acesta este un efect secundar al funcționării turnurilor de răcire.
O centrală termică medie constă din câteva zeci de turbine și cazane. Dacă cotele necesare de generare a energiei electrice și a căldurii sunt cunoscute cu exactitate, sarcina se reduce la minimizarea costurilor cu combustibilul. În acest caz, calculul se reduce la selectarea compoziției și procentului de încărcare a turbinelor și cazanelor pentru a atinge un randament maxim al funcționării echipamentelor. Randamentul turbinelor și cazanelor depinde foarte mult de tipul de echipament, de timpul de funcționare fără reparații, de modul de funcționare și de multe alte lucru. Există și o altă sarcină, când, având prețuri cunoscute pentru electricitate și volume de căldură, trebuie să determinăm câtă energie electrică să generăm și să vindem pentru a obține maximul de profit din activitatea pe piața en-gros. Atunci, factorul de optimizare - profitul și randamentul echipamentului - au o importanță mult mai mică. Rezultatul poate fi un mod de funcționare în care echipamentul operează complet ineficient, dar tot volumul de energie electrică generat poate fi vândut cu o marjă maximă.
Teoretic, toate acestea sunt de mult înțelese și sună frumos. Problema este cum să le realizăm în practică. Am început simularea prin modelare a funcționării fiecărei unități de echipament și a întregii stații în ansamblu. Am venit la centrala termică și am început să colectăm parametrii tuturor nodurilor, măsurând caracteristicile lor reale și evaluând funcționarea în diferite moduri. Pe baza acestora, am creat modele precise pentru simularea funcționării fiecărei unități de echipament și le-am folosit pentru calcule de optimizare. Ca o anticipare, voi spune că am câștigat aproximativ 4% din eficiența reală pur și simplu datorită matematicii.
Am reușit. Dar înainte de a descrie soluțiile noastre, voi vorbi despre cum funcționează centrala termică din perspectiva logicii decizionale.
Lucruri de bază
Elementele principale ale unei centrale electrice sunt cazanele și turbinile. Turbinele sunt puse în mișcare de aburul de înaltă presiune, care la rândul său rotește generatoarele electrice ce produc energie electrică. Rămășițele energiei aburului sunt folosite pentru încălzire și apă caldă. Cazanele sunt locurile unde se produce abur. Încălzirea cazanului și accelerarea turbinei cu abur necesită mult timp (ore), ceea ce reprezintă pierderi directe de combustibil. Același lucru este valabil și pentru schimbările de încărcare. Este necesar să se planifice aceste aspecte din timp.
Echipamentele de la CET au un minim tehnic, care include un mod de operare minim, dar totodată stabil, prin care se poate asigura o cantitate suficientă de căldură pentru case și consumatori industriali. De obicei, cantitatea necesară de căldură depinde direct de vreme (temperatura aerului).
Fiecare agregat are o curbă a eficienței energetice și un punct de maximă eficiență a funcționării: la o anumită încărcare, cazul specific și turbina specifică oferă cea mai ieftină energie electrică. Ieftină — în sensul unui consum specific minim de combustibil.
Majoritatea CET-urilor din Rusia sunt cu conexiuni paralele, când toate cazanele funcționează pe un colector de abur, iar toate turbinile sunt, de asemenea, alimentate de un singur colector. Aceasta adaugă flexibilitate la încărcarea echipamentului, dar complică foarte mult calculele. De asemenea, echipamentele stației sunt uneori împărțite în părți care funcționează pe diferite colectoare cu presiuni diferite de abur. Și dacă adăugăm cheltuielile pentru nevoile interne — funcționarea pompelor, ventilatoarelor, răcitoarelor și, de ce să ne ascundem, saunelor chiar lângă CET, atunci nici dracul nu mai știe ce să facă.
Caracteristicile tuturor echipamentelor sunt neliniare. Fiecare agregat are o curbă cu zone în care eficiența este mai mare și mai mică. Aceasta depinde de încărcare: la 70% eficiența va fi una, iar la 30% — alta.
Echipamentele se diferențiază prin caracteristici. Există turbine și cazane noi și vechi, precum și agregate de diferite construcții. Alegând corect echipamentele și încărcându-le optim în punctele de maximă eficiență, se poate reduce consumul de combustibil, ceea ce duce la economii de costuri sau o marjă de profit mai mare.
Cum știe CET-ul câtă energie trebuie să producă?
Planificarea se face cu trei zile înainte: cu trei zile înainte devine cunoscută lista planificată a echipamentului. Acestea sunt turbinele și cazanele care vor fi activate. Să presupunem că știm că astăzi vor funcționa cinci cazane și zece turbine. Nu putem activa alt echipament sau dezactiva echipamentul planificat, dar putem modifica pentru fiecare cazan sarcina de la minim la maxim, iar în cazul turbinelor putem crește sau reduce puterea. Trecerea de la maxim la minim durează între 15 și 30 de minute, în funcție de unitatea de echipament. Aici sarcina este simplă: alege cele mai optime moduri și menține-le, având în vedere corectările operaționale.
De unde provine această listă de echipament? Aceasta a fost determinată de rezultatele licitațiilor pe piața angro. Există o piață a puterii și a energiei electrice. Pe piața puterii, producătorii depun cereri: „Avem un anumit echipament, iată care sunt puterile minime și maxime având în vedere programarea pentru întreținere. Putem oferi 150 MW la un preț, 200 MW — la un alt preț, iar 300 MW — la un alt preț”. Acestea sunt cereri pe termen lung. De cealaltă parte, consumatorii mari de energie de asemenea depun cereri: „Avem nevoie de atâta energie”. Prețurile specifice se stabilesc în momentul în care se intersectează ceea ce pot oferi producătorii de energie și ceea ce doresc consumatorii să procure. Aceste capacități sunt determinate pentru fiecare oră a zilei.
De obicei, CET-ul suportă o sarcină aproximativ egală pe tot parcursul sezonului: iarna, produsul de primă necesitate este căldura, iar vara — energia electrică. Declinurile puternice sunt adesea legate de anumite accidente la stația însăși sau la stațiile electrice învecinate din aceeași zonă de preț a pieței angro. Dar întotdeauna există fluctuații, iar aceste fluctuații afectează semnificativ eficiența economică a funcționării stației. Puterea necesară poate fi obținută prin trei cazane cu o încărcătură de 50% sau două cazane cu o încărcătură de 75% și se poate observa care variantă este mai eficientă.
Marja de profitabilitate depinde de prețurile de pe piață și de costul de producție a energiei electrice. Pe piață, prețurile pot ajunge la o situație în care este profitabil să arzăm combustibilul, dar să vindem bine energia electrică. Sau poate fi astfel încât în anumite ore să fie necesar să reducem la minim tehnic și să diminuăm pierderile. De asemenea, trebuie să ne amintim de stocurile și de costul combustibilului: de exemplu, gazul natural este de obicei limitat, iar gazul care depășește limita este semnificativ mai scump, fără a mai menționa motorina. Toate acestea necesită modele matematice precise pentru a înțelege ce cereri să facem și cum să reacționăm la circumstanțele în schimbare.
Cum se făcea acest lucru înainte de sosirea noastră
Practically pe hârtie, pe baza unor caracteristici nu foarte precise ale echipamentului, care au o variabilitate mare față de cele reale. Imediat după testările echipamentului, în cel mai bun caz, acestea vor varia plus/minus 2 % față de realitate, iar după un an — plus/minus 7-8 %. Testările se fac o dată la cinci ani, de multe ori mai rar.
Următorul aspect este că toate calculele se fac în combustibil convențional. În URSS, s-a adoptat un sistem în care s-a considerat un anumit combustibil convențional pentru compararea diferitelor centrale pe baza motorinei, cărbunelui, gazului, energiei nucleare și așa mai departe. A fost necesar să se înțeleagă eficiența fiecărui generator în echivalenți de energie, iar combustibilul convențional este acel echivalent. Acesta se determină prin puterea calorică a combustibilului: o tonă de combustibil convențional este aproximativ egală cu o tonă de cărbune mineral. Există tabele de conversie pentru diferite tipuri de combustibil. De exemplu, pentru cărbunele brun, indicatorii sunt aproape de două ori mai răi. Dar puterea calorică nu are legătură cu rublele. Este asemeni benzinelor și motorinelor: nu este un fapt sigur că, dacă motorina costă 35 de ruble iar benzina de 92 costă 32 de ruble, motorina va fi mai eficientă din punct de vedere al puterii calorice.
Al treilea factor — complexitatea calculelor. În mod convențional, pe baza experienței angajatului, se calculează două-trei variante, iar de cele mai multe ori se alege cea mai bună opțiune din istoria perioadelor anterioare pentru sarcini și condiții meteorologice similare. Evident, angajații cred că aleg cele mai optime regimuri și consideră că niciun model matematic nu le va depăși vreodată.
Venim noi. Pentru a rezolva problema, pregătim un duplicat digital — un model de simulare al stației. Aceasta înseamnă că, folosind metode speciale, simulăm toate procesele tehnologice pentru fiecare unitate de echipament, echilibrăm fluxurile de apă și abur și obținem un model precis al funcționării CTE-ului.
Pentru crearea modelului folosim:
- Structura și caracteristicile tehnice ale echipamentului.
- Datele rezultate din ultimele teste ale echipamentului: la fiecare cinci ani, echipamentul de la stație este testat și caracteristicile sale sunt actualizate.
- Datele din arhivele sistemelor de control și contabilitate pentru toate indicatorii tehnologici disponibili, consumuri și producție de căldură și energie electrică. În special, datele din sistemele de contabilitate pentru livrarea de căldură și energie electrică, precum și din sistemele de telemetrie.
- Datele de pe diagramele de hârtie liniare și circulare. Da, astfel de metode analogice de înregistrare a parametrilor de funcționare a echipamentului sunt încă utilizate în centralele electrice din Rusia, iar noi le digitalizăm.
- Jurnale de hârtie la stații, unde sunt înregistrate constant parametrii principali ai regimurilor, inclusiv cei care nu sunt înregistrați de senzori. Un tehnician face o verificare la fiecare patru ore, transcrie citirile și le notează în jurnal.
Astfel, dispunem de seturi de date recuperate privind modul în care a funcționat echipamentul, cât combustibil a fost furnizat, care au fost temperatura și consumul de abur, și câtă energie termică și electrică a fost generată la ieșire. Din mii de astfel de seturi a fost necesar să se coleze caracteristicile fiecărui nod. Din fericire, în acest Data Mining ne pricepem deja de mult.
A descrie astfel de obiecte complexe prin modele matematice este extrem de dificil. Și și mai greu este să demonstrezi inginerului șef că modelul nostru calculează corect regimurile de funcționare ale stației. De aceea, am optat pentru utilizarea unor complexe ingineresti specializate, care permit configurarea și ajustarea modelului CTE pe baza caracteristicilor constructive și tehnologice ale echipamentului. Am ales software-ul Termoflow de la compania americană TermoFlex. Acum există variante rusești, dar în acel moment, acest pachet era cel mai bun din clasă.
Pentru fiecare agregat se aleg construcția și caracteristicile tehnice principale. Sistemul permite descrierea detaliată atât la nivel logic, cât și fizic, inclusiv indicarea gradului de depuneri în tuburile schimbătoarelor de căldură.
Astfel, modelul schemei termice a stației este descris vizual în termeni de tehnologi-energie. Tehnologii nu se pricep la programare, matematică și modelare, dar pot alege construcția unui nod, intrările și ieșirile agregatelor și pot indica parametrii acestora. Ulterior, sistemul selectează singur cei mai potriviți parametri, iar tehnologistul îi ajustează astfel încât să obțină o precizie maximă pentru întreaga gamă de moduri de operare. Ne-am propus să asigurăm o precizie a modelului de 2% pentru principalele parametrii tehnologici și am reușit acest lucru.
A fost mai complicat decât ne așteptam: datele inițiale nu erau foarte precise, astfel că în primele luni am vizitat centralele electrice și termice, notând manual indicatorii de pe manometre și ajustând modelul conform modurilor reale. Am creat mai întâi modele pentru turbine și cazane. Fiecare turbină și cazan au fost verificate. Pentru a verifica modelul, am format un grup de lucru, incluzând și reprezentanți ai centralei.
Apoi am adunat toate echipamentele într-un singur sistem și am ajustat modelul centralei în ansamblu. A fost necesar să lucrăm, deoarece în arhive erau multe date contradictorii. De exemplu, am descoperit moduri cu un randament general de 105%.
Când se adună schema completă, sistemul calculează întotdeauna un mod echilibrat: se elaborează balanțe materiale, electrice și termice. Apoi evaluăm cum se potrivesc toate la parametrii reali ai modului, folosind indicatorii de la instrumente.
Ce am obținut
În final, am obținut un model precis al proceselor tehnologice ale centralei, bazat pe caracteristicile reale ale echipamentelor și datele istorice. Aceasta a permis prognozarea cu mai multă precizie decât doar pe baza caracteristicilor testelor. A rezultat un simulator al proceselor reale ale stației, un dublu digital al centralei.
În acest simulator, am creat posibilitatea de a efectua analize pe scenarii „ce ar fi dacă…” pe baza indicatorilor stabiliți. De asemenea, acest model a fost folosit pentru a rezolva problema optimizării funcționării centralei reale.
Am reușit să implementăm patru calcule de optimizare:
- Șeful de schimb al stației cunoaște programul de concediu al energiei termice, cunoaște echipele operatorului de sistem, este cunoscut programul de concediu al energiei electrice: cu ce echipament să luăm ce sarcini pentru a obține maximă marjă.
- Alegerea compunerii echipamentului în funcție de prognoza prețurilor pe piață: pentru data specificată, ținând cont de programul de sarcini și prognoza temperaturii exterioare, determinăm compunerea optimă a echipamentului.
- Depunerea cererilor pe piață cu o zi înainte: când există compunerea echipamentului și o prognoză a prețurilor mai precisă. Calculăm și depunem cererea.
- Piața de echilibrare — deja în decursul zilei curente, când au fost fixate graficele electrice și termice, dar de mai multe ori pe zi, la fiecare patru ore, au loc licitații pe piața de echilibrare, iar cererea poate fi: „Vă rog să mă încărcați cu 5 MW”. Trebuie să găsim părțile de încărcare sau de descărcare, când aceasta oferă marja maximă.
Testări
Pentru teste corecte, am avut nevoie să comparăm modurile standard de încărcare a echipamentului stației cu recomandările noastre de calcul în aceleași condiții: compunerea echipamentului, graficele de sarcină și vremea. Pe parcursul a câteva luni, am selectat intervale de zi de patru până la șase ore cu un grafic stabil. Ne-am dus la stație (de multe ori noaptea), am așteptat să ajungă stația în modul dorit și abia apoi am calculat în modelul nostru de simulare. Dacă șeful de schimb al stației era mulțumit, atunci trimiteam personalul operativ să regleze valvele și să schimbe modurile echipamentului.
Am comparat indicatorii înainte și după, în vârf, ziua și noaptea, în weekend-uri și zile lucrătoare. În fiecare mod, am obținut economii la combustibil (în această sarcină, marja depinde de consumul de combustibil). Apoi am trecut complet la noile moduri. Trebuie spus că la stație au început să creadă destul de repede în eficiența recomandărilor noastre, și spre sfârșitul testelor am observat tot mai des că echipamentul funcționează în modurile calculate anterior.
Rezultatul proiectului
Obiectiv: CET cu conexiuni tranzversale, 600 MW putere electrică, 2400 Gcal — termică.
Echipa: KROK — șapte persoane (experți tehnologici, analisti, ingineri), CET — cinci persoane (experți în afaceri, utilizatori cheie, specialiști).
Termen de realizare: 16 luni.
Rezultatele:
- Am automatizat procesele de afaceri pentru gestionarea modurilor și activitatea pe piața angro.
- Am efectuat teste practice care confirmă efectul economic.
- Am economisit 1,2% din combustibil prin redistribuirea sarcinilor în timpul gestionării modului.
- Am păstrat 1% din combustibil datorită planificării pe termen scurt a echipamentului.
- Am optimizat calculul etapelor cererilor pe RSV conform criteriului de maximizare a profitului brut.
Efectul final — aproximativ 4%.
Perioada estimată de recuperare a investiției (ROI) — 1-1,5 ani.
Desigur, pentru a implementa și testa totul, a fost necesară schimbarea multor procese și colaborarea strânsă atât cu conducerea CET-ului, cât și cu compania de generare în ansamblu. Dar rezultatul a meritat cu siguranță. Am reușit să creăm un dublu digital al stației, să dezvoltăm proceduri de planificare optimizată și să obținem un efect economic real.
Sursa: habr.com
