Получение дополнительной мощности за счет оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения

Энергетика

УДК 621.1

Иванов Сергей Анатольевич Sergey Ivanov

ПОЛУЧЕНИЕ ДОПОЛНИТЕЛЬНОЙ МОЩНОСТИ ЗА СЧЕТ ОПТИМИЗАЦИИ ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ КОМПЛЕКСА ТЕПЛОСНАБЖЕНИЯ

RECEPTION OF ADDITIONAL CAPACITY AT THE EXPENSE OF OPTIMIZATION FUNCTIONING OF THE HEAT SUPPLY COMPLEX

Рассмотрен ряд современных методов повышения эффективности систем централизованного теплоснабжения. К таким методам отнесены оптимизация отпуска теплоты от ТЭЦ потребителю, а также оптимизация распределения тепловой и электрической энергии между турбоагрегатами ТЭЦ

Елючевые слова: оптимизация, турбина, теплоэлектроцентраль, энергия, теплоноситель, потребитель

A number of modern methods for systems of the centralized heat supply increasing effi-ciency is considered. To such methods optimization of holiday of warmth from thermal power station to the consumer, and also optimization of distribution of thermal and elec-tric energy between thermal power station turbine units are attributed

Key words: optimization, turbine, heat-electric generation plants, energy, heat-carrier, consumer

Получение дополнительной мощности за счет оптимизации функционирования комплекса теплоснабжения возможно за счет оптимизации распределения тепловой и электрической энергии между турбоагрегатами ТЭЦ, а также, учитывая инерционные свойства теплофикационных систем за счет использования ТЭЦ в переменной части графиков электрических нагрузок. Оба способа базируются на моделировании теплофизических процессов, происходящих в системе, и требуют построения точных математических моделей. При этом они обладают значительным преимуществом перед другими методами повышения эффективности и маневренности, поскольку являются малозатратными.

Существующие разработки по оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами ТЭЦ являются беззатратными и позволяют снизить потребление топлива, но при этом характеризуются и рядом недостатков:

— отсутствием возможности одновременной оптимизации тепловых и электрических нагрузок;

— как правило, существующие оптимизационные модели адаптированы под характеристики машин устаревших типов, при этом в них введено множество ограничений, влияющих на точность вычислений и степень близости к оптимальному решению;

— существующие оптимизационные модели не адаптированы для применения

современных технологий, многопоточных вычислений и использование возможности применения технологии распределения вычислительных мощностей между процессорами видеокарты и основным процессором, основанными на большом количестве ядер видеокарты, достигающих мощность свыше 1 терафлопа.

Поскольку технологии многопоточных вычислений только начинают внедряться и

являются затратными по стоимости вычислительных систем, то оптимизацию необходимо разделять на беззатратные методы, применяемые к стандартным вычислительным системам, и малозатратные, используемые в системах, основанных на многопоточных вычислениях. При этом затраты в этих системах будут определяться стоимостью ЭВМ.

Оптимизация распределения тепловой и электрической энергии между агрегатами ТЭЦ для стандартных вычислительных систем

Оценка возможностей оптимизации распределения нагрузок между турбоагрегатами возможна при наличии энергетических характеристик турбоагрегатов. В связи с их отсутствием разработана методика определения энергетических характеристик турбоагрегатов по диаграмме режимов, достаточно простая в реализации и обеспечивающая необходимую точность инженерных расчетов.

Полученные энергетические характеристики были использованы при оптимизации распределения нагрузок методом перебора всех вариантов. Этот метод оптимизации является достаточно простым, но так как он основан на диаграммах режимов, то является статичным. С его помощью сложно оценить возможные варианты работы турбоагрегата и изменения тепловой схемы. Для работы с реальными тепловыми схемами использован метод относительных приростов, основанный на программном расчете тепловой схемы ТЭЦ по реальным характеристикам оборудования, полученным после проведения тепловых испытаний турбин.

В работе над оптимизацией распределения электрической, теплофикационной и производственной нагрузок между турбоагрегатами, основанной на использовании стандартных систем, были использованы два метода: метод перебора всех вариантов и метод относительных приростов. Критерием оптимизации для обоих методов является минимальный удельный расход теплоты на группу турбоагрегатов, служащий мерой тепловой экономичности.

Лучший результат оптимизации дает комбинирование обоих методов. Вначале используется метод перебора вариантов, который эффективен для предварительного распределения нагрузки, а затем — метод относительных приростов. Первый метод позволяет распределить нагрузку между группами, второй — внутри групп между отдельными турбоагрегатами.

Рассмотренный способ оптимизации тепловой схемы ТЭЦ реализован с помощью комплекса программ, написанного на языке программирования Бе1рЫ. Программы объединены клиент-серверными связями. Весь комплекс состоит из пятнадцати программ:

— «Температурный график», позволяющий по температуре наружного воздуха рассчитать тепловую нагрузку Qm, температуры прямой £ и обратной £об сетевой воды. Эти данные передаются программе «Маш-зал»;

— «Машзал», выполняющая функцию диспетчерской программы, перераспределяет данные между программами, позволяет отключать и включать турбины и бойлеры станции;

— «Бойлер», дает возможность рассчитывать параметры отопительных отборов и бойлеров по их характеристикам, тепловой нагрузке и температурам прямой и обратной сетевой воды;

— «Диаграмма режимов ПТ (Т)», рассчитывающая расход пара на турбину с помощью заложенных в нее энергетических характеристик. Данная программа предна-

значена для визуализации диаграмм режимов и процесса определения по ним расхода пара на турбину;

— «Оптимизация», осуществляющая предварительную оптимизацию распределения нагрузок на основе энергетических характеристик турбин или более точную оптимизацию на основе реальных характе-

ристик тепловых схем турбин;

— «Графики», осуществляющая вывод результатов расчетов в графическом виде;

- «ПТ» и «Т» (по числу турбин на станции), рассчитывающие реальные тепловые схемы на основе введенных характеристик турбоагрегатов и элементов схемы.

Методика оптимизации распределения тепловой и электрической энергии между агрегатами ТЭЦ с использованием современных технологий применения многопоточных вычислений

При построении оптимизационных моделей с использованием многопоточных вычислений имеется возможность учитывать все факторы, влияющие на точность вычислений. При этом возможны следующие узлы оптимизации:

1) распределение питательной воды по подогревателям высокого давления;

2) распределение питательной воды по котельным установкам;

3) распределение промышленных нагрузок между турбинами;

4) распределение отопительных нагрузок между турбинами;

5) распределение конденсационной мощности (при ее наличии).

Рассмотрим критерии оптимизации и граничные условия в каждом узле.

1. Распределение воды по подогревателям высокого давления осуществляют таким образом, чтобы питательная вода после подогревателей, смешиваясь, обладала максимальной энтальпией. Здесь следует отметить, что коллектор корректнее рассматривать ни как узел смешения всех потоков, а как некий дополнительный узел оптимизации.

2. Распределение питательной воды по котельным установкам является наиболее простым этапом (если считать, что в подающем коллекторе температура воды полностью равномерна) — питательная вода, пройдя ПВД, смешивается и направляется к котлам. На этом этапе ее распределение не зависит от нагрузок станции, а определяется лишь производительностью котла и его экономичностью.

3. Распределение промышленных нагрузок должно осуществляться из условия достижения минимума удельного расхода тепла на турбоустановки.

4. Распределение отопительных нагрузок между турбоагрегатами можно разделить на три вида [1]:

1) распределение нагрузок между турбинами при поддержании равных температур воды после верхнего сетевого подогревателя. В этом случае оптимум ищется исходя из распределения расходов сетевой воды между сетевыми подогревателями турбин. Необходимо отметить увеличение падения давления на подогревателях при изменении расходов через них и возможное попадание работы турбины в зону естественного повышения давления пли достижения недопустимых давлений в отопительном отборе, что приводит к увеличению расхода энергии на сетевых насосах. Поэтому оптимальное распределение будет сводиться к минимизации затрат на производство электроэнергии на базе теплового потребления и затрат на перекачку сетевой воды;

2) распределение нагрузок между турбинами при неравномерном распределении давлений в отопительных отборах между турбинами. Данное распределение можно характеризовать постоянными расходами сетевой воды через подогреватели. Экономический эффект достигается путем оптимального распределения нагрузок между турбинами. Изменение нагрузок к изменению энтальпии в отборе, а с ней и доли производства энергии на базе теплового потребления. Таким образом, оптимальным

распределением будет такое, при котором удельный расход тепла на выработку электроэнергии турбинами будет минимальным;

3) комбинированный режим двух распределений (1и2).

Для станции, имеющей тепловую и промышленную нагрузку, условие оптимальности достигается путем нахождения режима, соответствующего минимальному удельному расходу тепла на станцию. При этом присутствует ряд дополнительных ограничений, таких как постоянство отпуска тепла промышленному потребителю, в некоторых случаях за счет снижения тепловой нагрузки турбины. Граничные условия для станции с тремя видами нагрузок выглядят следующим образом:

Dmm < D < Dmax

тур тур тур

р min < р < р max rk — rk — Гк

Dm < Dk < Dkmax

Nmin < N < Nmax

Dmm < D < Dmax

хот — кот — кот 5

р min < р < р max

т т min т — т р min < р < р max n min n n D min < D < D max n n min n n

Qmm < Q < Qmax

т т т т

Dmin < D < Dmax

т min т т

где Гк — давление на выхлопе турбины, МПа.

Чем больше видов энергии отпускается со станции, тем сложнее оптимальное управление их производством. Перед проведением оптимизационных расчетов необходимо выбрать критерий сравнения вариантов распределения. Им может быть удельный расход теплоты на 1 кВт произведенной электроэнергии, удельный расход топлива на 1 кВт произведенной электроэнергии, себестоимость энергии. Критерий оптимальности должен соответствовать конкретным задачам, которые необходимо достичь.

Для эффективного управления турбинами можно выделить следующие виды оптимизации:

1) распределение нагрузок между тур-

бинами. Решается из условия достижения минимума расхода топлива в данный или запланированный момент времени [2]. Однозначного решения может не иметь. Решение трудоемко из-за многомерности решаемой задачи;

2) загрузки турбин с учетом снижения внутреннего относительного или абсолютного КПД [2] за время эксплуатации. Решается исходя из достижения максимума КПД станции на всем интервале времени. Решение однозначно при условии однозначного определения зависимости КПД от времени и критерия его рассмотрения;

3) потоков тепла между турбинами и внутри тепловой схемы турбины на основе рационального использования тепловых потоков. Примерами могут служить тепло-выесхемы, представленныев [3; 4];

4) набора и снижения нагрузки. Решается из приближения реальных напряжений в металле и (или) узлах агрегатов к их максимально допустимым напряжениям. Задача решается современными АСУ;

5) количества пара, проходящего по проточной части;

В рыночных условиях достижение максимальной прибыли энергетических компаний возможно при производстве продукта с минимальной себестоимостью. В сложившейся ситуации, когда энергетические компании имеют оборудование с различной экономичностью, для достижения максимальной прибыли в некоторых случаях приходится останавливать ТЭЦ и вырабатывать тепло на котельных. При этом комбинированная выработка уступает раздельной, т.к. в энергосистеме могут быть производители с низкой себестоимостью электроэнергии, в частности, АЭС, ГЭС, ГАЭС и др.

Большую роль при оптимизации режимов работы ТЭЦ имеют граничные условия. В реальных условиях на большинстве ТЭЦ осуществляется стационарно и гидравлически увязанное качественное регулирование тепловой нагрузки и распределение потоков воды между сетевыми подогревателями, а регулирование температуры воды в подающем трубопроводе осуществляется

путем повышения пли понижения давления в теплофикационном отборе.

Предлагаемый метод оптимизации заключается в декомпозиции и решении ряда более мелких задач. Его суть состоит в определении возможного перераспределения

тепловых и промышленных нагрузок между агрегатами при минимизации мощности и (пли) расхода отработавшего пара, что может быть описано поверхностью всех возможных распределений тепловых и промышленных нагрузок (рис. 1).

Рис. 1. Иллюстрацияпредлагаемойметодики

Рассмотрим пошаговую реализацию методики.

Первый шаг. Для наглядности методики обратимся к рис. 1, на котором изображена поверхность возможных значений тепловых нагрузок N1 произвольного агрегата, причем поверхности N1 соответствуют произвольные мощности. В каждой точке поверхности они определяются минимально допустимыми нагрузками для данной турбины.

Каждая точка поверхности N2 характеризует возможную нагрузку турбины при заданной мощности. Эта поверхность характеризуется постоянством мощности при постоянстве тепловых нагрузок, соответствующих поверхности N1. При переходе от поверхности N1 к N2 необходимо учитывать ограничения, накладываемые на турбину, например, как показано для т. 3. Её переход невозможен, т.к. в данной точке поверхности N2 значения нагрузки не существует. В данном случае поверхность N1

условно состоит из двух поверхностей: первой соответствует минимальная мощность и произвольный расход отработавшего пара при изменяемой тепловой и промышленной нагрузках, а второй — минимальный расход отработавшего пара и произвольная мощность. Данная модель хорошо реализуется при организации многопоточных вычислений, которые эффективно осуществляются на современных ЭВМ.

Второй шаг. После построения поверхностей всех турбин с их функциональными зависимостями следует произвести выборку, чтобы выполнялось условие обеспечения продукцией всех потребителей, кроме электрической нагрузки. Выбор можно осуществить простым перебором с шагом к. Получаем набор нагрузок турбин, полностью обеспечивающий потребителей тепловой и промышленной нагрузкой.

Третий шаг. Для каждого набора тепловых нагрузок проверяем условие

= Ё N

і=1

Ё/ (й, Вг, N) • N

ч =

і=1

Для ускорения поиска накладываются характерные ограничения турбин.

На рис. 2 представлена модель оптимального распределения нагрузок между турбинами.

N.

Рис. 2. Модель оптимального распределения нагрузок между турбинами

Для увеличения скорости расчета в качестве оптимального критерия принимается не величина удельного расхода тепла на выработку электроэнергии в ее классическом представлении, а его будущее оптимальное значение, т.е. при выборе оптимальных

значений учитывается будущее оптимальное распределение электрических и тепловых нагрузок. При различной мощности станции оптимальное распределение нагрузок различно. На рис. 3 представлен алгоритм выборки оптимального распределения.

Оптимизацию режимов работы основного оборудования относят к беззатратным методам повышения эффективности производства энергии. Обычно на ТЭЦ отсутствуют специалисты, способные создать программный комплекс для решения данной задачи. Поэтому она может считаться условно беззатратной. При определении эффективности примем, что для решения

задачи требуется приобрести современный компьютер стоимостью 100 ООО руб., стоимость программного обеспечения — 300 ООО руб., техническая поддержка и обновление программы 100 000 руб. в год. Годовой эффект при таком перераспределении нагрузок применительно к условиям Читинской ТЭЦ-1 составит 10 125 824 руб.

База данных к-и турВины

Фильтр данных

База данных распределений теппобых нагрузок размерностью 6 / строк

Л+1

Рис. 3. Алгоритм выборки оптимального распределения

Способ ограничения тепловой нагрузки за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем

Как известно, любая тепловая сеть и здания обладают своими свойствами для аккумуляции тепла. Для теплосетей такая аккумуляция может происходить в период низкого потребления теплоты потребителями (снижением нагрузки ГВС), а для зданий — в период увеличения наружных температур воздуха, работы сторонних источников теплоты. Аккумулирование теплоты в системе теплоснабжения предполагается применять с целью покрытия пиков

электрической нагрузки на протяжении суток.

Использование пониженного температурного графика позволяет снизить расходы пара на сетевые подогреватели, что ведет к увеличению расхода пара в ЧНД турбины. При увеличенном расходе пара в ЧНД турбины происходит увеличение конденсационного потока, что приводит к дополнительной выработке электрической мощности турбины.

^ До оптимизации | После оптимизации

Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь

Рис. 4.Дифференцированная экономия по месяцам при управлении

ТЭЦ в оптимальном режиме

Применение этого способа связано с предварительным увеличением температуры внутри здания на 1...2 С за счет увеличения нагрузки турбины в период прохождения провалов электрической нагрузки.

Для определения допустимого сниже-

ния отпуска теплоты потребителям необходимо учитывать аккумулирующую способность тепловых сетей и зданий. При этом температуру прямой сетевой воды у потребителей можно определить по формуле [5]:

I-

1+-

1-

2-Кср -ив'СР.

-

I-

Яср - иВ - СРв -

1-е

I-

2-Д- ив- Срв- Рв

г =.

1 пг

1-

1-

2-Кр ' иВ ' СРВ ' Ау

1 - е

I-

2-Хср -иВ'СРВ'Рв

По известной температуре сетевой воды после температурного возмущения может быть найдена температура воздуха

внутри здания при периодических внешних и внутренних тепловых воздействиях [6]:

=

- Х0 - У Х0 -У - гн ив'срв -

-Хо - V

+ +

-рв

(гЛ01 - г" ) V* ср 1ос >

е 6 -Хо-У

Определив внутреннюю температуру, можно определить возможное снижение температуры возмущения на источнике.

Предельно допустимое снижение отпуска теплоты будет определяться температурным возмущением на станции г 'ПС:

П-С -

^ =^ срв V ПС 10С)

^ пред 5

Лпсв

Хо-У

где G — расход сетевой воды, кг/с;

гоС — температура обратной сетевой воды, 0С;

ППсв — КПД подогревателя сетевой воды.

Для подтверждения достоверности математической модели проведен ряд экспериментальных исследований. Результаты сравнения изменения температуры сетевой воды и температуры внутреннего воздуха

срв'Рв

показывают высокую степень их достоверности (при температуре наружного воздуха 6,4 °С среднеарифметическая погрешность составляет по установившейся температуре сетевой воды у потребителя — 0,14 %, среднеквадратичное отклонение — 0,34; по температуре внутреннего воздуха — среднеарифметическая погрешность — 0,0009 %, среднеквадратичное отклонение 0,001) [ 7 ].

Полученные по расчетным зависимостям температура прямой сетевой воды у потребителя и температура внутреннего воздуха у потребителя после температурно-

го возмущения на источнике имеют небольшие расхождения с экспериментальными данными. Характер протекания расчетных и фактических кривых идентичен [8].

Таким образом, методика ограничения тепловой нагрузки с использованием теплоаккумулирующей способности тепловых сетей и зданий является наиболее эффективным способом, суточный отпуск теплоты с ТЭЦ при этом остается постоянным. Основным преимуществом данной методики является отсутствие дополнительных капитальных вложений.

Особенности применения способа ограничения тепловой нагрузки за счет использования инерционных свойств теплофикационных систем с открытым водоразбором на нужды горячего водоснабжения

В открытых тепловых сетях централизованного теплоснабжения расход сетевой воды на отопление потребителей тепловой энергии имеет нестабильный режим вследствие отбора воды на ГВС из подающей линии. Вследствие этого для данных систем необходимо учитывать гидравлические режимы.

В основе методики расчета графика отпуска теплоты от источника теплоснабжения лежит методика расчета напора на источнике (при заданной температуре подачи), необходимого для обеспечения у определенного потребителя расхода теплоты на отопление и ГВС [9]. При расчетах должны быть учтены:

— схема тепловой сети;

— расчетныетемпературы (температура наружного воздуха г 'н , 0С; температуры воды в подающей и обратной линиях тепловой сети соответственно т" и т" , 0С);

— температуры горячей и холодной воды соответственно t1шt2, 0С;

— характеристики потребителей тепла (расчетный расход воды на отопление У0 , м3/с; расчетное падение напора на элеваторе АН", м; расчетная температура внутреннего воздуха г", 0С; расход воды на ГВС У" при т1 = г1 и заданной ^ м3/с; относительные сопротивления подающей и

обратной линий 55 доля отбора воды на ГВС из подающей линии тепловой сети

в (в случае неавтоматических регуляторов температуры (РТ) перед системой ГВС);

— характеристики участков сети (длина /, м; диаметр трубы ё, м; коэффициент шероховатости кд; сумма коэффициентов местных сопротивлений X?);

— характеристики насосных групп (напор Нн, м);

— суточный график нагрузки ГВС сети;

— предполагаемый суточный график температур наружного воздуха;

— аккумулирующая способность отапливаемых зданий;

— инерционное запаздывание теплоносителя в тепловой сети.

Рассматриваемая двухтрубная сеть имеет в общем случае произвольную конфигурацию, поэтому в основе методики расчета должен лежать метод определения стационарного потокораспределения в многокольцевых гидравлических сетях. Для расчета напоров и расходов воды в многокольцевых тепловых сетях в большинстве случаев используются методы, основанные на решении замкнутых систем нелинейных алгебраических уравнений для тепловых сетей, а также для потребителей [10].

Оценка всех рассмотренных мероприятий способствует их значительной эффективности.

Литература

1. Батухтин А.Г. Методы повышения эффективности и увеличения располагаемой мощности систем централизованного теплоснабжения. Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Востока. — 2010. — №1.—С. 189-192.

2. Иванов С.А., Сафронов П.Г., Горячих Н.В. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения с учетом динамических характеристик объектов // Научно-технические ведомости СПБГПУ. - 2009. — №3, — С. 53-63.

3. Патент РФ № 91379. Тепловая электрическая станция / С.А. Иванов, А.Г. Батухтин, П.Г. Сафронов // Опубл. 10.02.2010 г. Бюл. №4.

4. Сафронов П.Г., Батухтин А.Г., Иванов С.А., Батухтина И.Ю. Способ увеличения экономичности основного оборудования ТЭЦ. Научные проблемы транспорта Сибири и Дальнего Вос-тока.-2010.-№ 1.-С. 175-178.

5. Батухтин А.Г., Куприянов О.Е. Влияние протяженности тепловых сетей на режимы отпуска теплоты от ТЭЦ с учетом функционирования потребителей // Промышленная энергетика. -2005.—№5. — С. 39-41.

6. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В. Оптимизация систем централизованного теплоснабжения // Вестник Международной академии наук экологии и безопасности жизнедеятельности. — Т. 14. — №3.— СПб. — Чита, 2009. — С. 102-104.

7. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Горячих Н.В. Метод повышения электрической мощности турбин // Промышленная энергетика. — № 12. — 2009. — С. 13-15.

8. Goryachikh N.V., Batukhtin A.G., S.A. Ivanov. Some Methods for Making Cogeneration Stations More Maneuverable. Thermal Engineering. — 2010. — Vol. 57. — №10. — P. 892-896.

9. Иванов C.A., Батухтин А.Г., Маккавеев B.B. Методика расчета параметров потребителя при качественно-количественном регулировании в открытых системах централизованного теплоснабжения // Промышленная энергетика. — 2008. — №4,— С. 32-34.

10. Иванов С.А., Батухтин А.Г., Маккавеев В.В. Расчет суточного графика отпуска теплоты от источника теплоснабжения при качественно-количественном регулировании в открытых системах централизованного теплоснабжения // Промышленная энергетика. — 2008. — № 5. — С. 25-27.

Коротко об авторе______________________________________________Briefly about the author

Иванов С.А., канд. техн. наук, профессор, первый S. Ivanov, Candidate of Technical Sciences, professor, проректор ЧитГУ the first prorector of the Chita State University

Служ.тел.: (3022) 41-70-85

Научные интересы: энергетика, энергосбереже-

Scientific interests: power engineering, energy supply