Энергоэффективность в широком смысле
В настоящее время эффективность ТЭС на оптовом рынке электроэнергии и мощности в основном определяется уровнем удельных расходов условного топлива на единицу производимой энергии. Поскольку при эксплуатации без перерывов на ремонты надёжность энергетического оборудования монотонно снижается, а его режимные параметры в определяющей степени зависят от нагрузки, наиболее перспективным средством повышения эффективности работы ТЭС является оптимальное распределение нагрузок. Особенно это актуально для паросиловых тепловых электростанций с поперечными связями.
Существующие на сегодняшний день способы решения данной задачи не позволяют учитывать параметры надёжности эксплуатируемого оборудования. В силу того, что процесс его старения не во всех режимах протекает с одинаковой скоростью, а технической документацией регламентируются лишь предельные режимы, возникает необходимость в разработке приёмов, позволяющих находить одновременно экономичные и надёжные режимы работы оборудования ТЭС.
Векторы оптимизации
Произвольная ТЭС в общем случае может быть представлена в виде некоторого количества независимых виртуальных энергоблоков (котёл - турбина). Положим, для каждого такого энергоблока известны две статистические зависимости B и Z (уравнения регрессии), характеризующие соответственно расход условного топлива и зависимость скорости износа оборудования энергоблока от тепловой и электрической нагрузок. Первая зависимость косвенно подтверждается режимными картами работы оборудования. Найти вторую сложнее - необходим тщательный статистический анализ.
Для оптимизации работы произвольной станции с виртуальными энергоблоками мы записали две целевые функции. Достичь по ним абсолютного оптимума оказалось практически невозможно, так как в общем случае экстремумы целевых функций по расходу топлива и по надёжности достигаются в разных точках. Потенциально проблему можно решить, приводя регрессионные уравнения к некоторой общей величине и проводя последующую оптимизацию, например, по эксплуатационным издержкам. Однако при этом следует ожидать значимого снижения точности расчётов по второй целевой функции (темпу выработки ресурса), так как требуется учесть огромное количество факторов, возникающих в случае остановки или частичной разгрузки энергоблока, которые порой невозможно спрогнозировать.
Не углубляясь в детали, отметим, что было найдено двухэтапное решение оптимизационной задачи с использованием рекурсивного расчётного алгоритма. Многократное повторение части его операций обеспечивает сходимость целевой функции к точке оптимума в области допустимых значений.
Ключевые данные
На ресурс элементов энергоблока напрямую влияют около восьмидесяти рабочих параметров. Это, в частности, температуры перегретого пара, поверхностей нагрева котла и деталей турбины, а также показатели химического состава цикловой воды. Надо отметить, что алгоритм не ограничивает количество учитываемых параметров.
Согласно приказу Минэнерго № 676 от 26 июля 2017 года в оценке надёжности работы турбоагрегата крайне важны параметры вибрации подшипниковых опор, которые обязательным образом контролируются. Прочие ресурсоопределяющие группы параметров, названные в приказе, нецелесообразно рассматривать в силу того, что они не могут быть оперативно определены либо не коррелируют с нагрузкой ТЭЦ очевидным образом.
Мы не стали принимать во внимание надёжность работы вспомогательного оборудования теплоэлектроцентрали, поскольку оно зарезервировано и, как следствие, вероятность отказа обслуживаемых им систем пренебрежимо мала. Отметим, что частота колебаний и величина отклонения вибрационных характеристик подшипниковых опор паровых турбин от номинальных значений очевидным образом коррелируют с нагрузочными характеристиками турбоагрегатов. Данная гипотеза подтверждается графиками, полученными в ходе опробования модели на Волжской ТЭЦ-2 общества «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго» (см. рис. 1 и 2).
В расчётный алгоритм был заложен темп износа паровых турбин за сутки эксплуатации по показателям виброскорости, измеряемой на одной из опор турбины.
Перед расчётом задаются общестанционные нагрузки ТЭС по тепловой и электрической мощности, которые на предприятии могут быть спрогнозированы как в краткосрочной (по среднерыночным ценам), так и в долгосрочной (в зависимости от сезонных изменений) перспективе. При этом учитываются предельные значения электрических и тепловых нагрузок для каждого энергоблока. Их можно оценивать, руководствуясь режимными картами работы оборудования.
Лучший компромисс
Предложенный оптимизационный алгоритм был запрограммирован и опробован на данных по работе Волжской ТЭЦ-2 за осенне-зимний период 2022-2023 годов. Для этого её основное оборудование представили в виде двух виртуальных энергоблоков - в каждый из них входят турбоагрегат и один или несколько котлов, которые совместно обеспечивают требуемую паропроизводительность.
Расчёты подтвердили, что оптимизационная задача по сокращению удельного расхода условного топлива противоречит оптимизационной задаче по продлению ресурса турбоагрегатов. Было найдено, что для Волжской ТЭЦ-2 оптимум по функции экономичности стоит сместить на величину до пяти тонн условного топлива в сутки, чтобы получить значимое сокращение скорости старения паровых турбин. Большее смещение приведёт к значительным потерям по критерию экономичности, не позволяя существенно улучшить оптимизацию по критерию надёжности.
Наши расчёты показали, что в случае применения предложенного алгоритма оптимизации в осенне-зимний период 2022-2023 годов на Волжской ТЭЦ-2 можно было сэкономить 1936 тонн условного топлива и 163 часа ресурса паровых турбин.
На данный момент разработан программный продукт, позволяющий решать многокритериальные задачи по оптимизации работы основного энергетического оборудования ТЭС. После практического опробования и подтверждения рентабельности применения планируется регистрация интеллектуальной собственности на ПО.
Применяя разрабатываемое программное обеспечение, энергетические предприятия «ЛУКОЙЛа» смогут лучше адаптировать работу ТЭС под постоянно меняющиеся условия рынка, что позволит в конечном итоге повысить степень конкурентоспособности производимой электроэнергии.
В заключение поблагодарим Олега Ивановича Баландина, заместителя генерального директора - главного инженера ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго», за руководство в технических вопросах, а Махсуда Мансуровича Султанова, директора филиала Московского энергетического института в городе Волжском, за научное руководство.
ОБ АВТОРАХ:
Дмитрий АГАРКОВ – аспирант Волгоградского государственного технического университета, инженер по метрологии Волжской ТЭЦ ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго»;
Анатолий КОНСТАНТИНОВ – аспирант НИУ МЭИ, начальник отдела производственно-технического обеспечения и метрологии ООО «ЛУКОЙЛ-Волгоградэнерго».
Читайте другие наши материалы
