Способ комплексной оптимизации параметров энергоблока
METHOD FOR COMPREHENSIVE OPTIMISATION OF THE PARAMETERS OF A POWER UNIT

Изобретение относится к области мониторинга, прогнозирования и оптимизации параметров функционирования энергоблоков электростанций, содержащих несколько связанных друг с другом агрегатов, в том числе: газовую и паровую турбины, котел-утилизатор, теплофикационную установку и т.п.
В процессе эксплуатации энергетического оборудования распространенными являются ситуации со снижением коэффициента полезного действия (КПД) устройств, характеризующиеся ухудшением топливной эффективности установок и увеличением затрат на производство электрической и тепловой энергии. Результирующий КПД энергоблока определяется комбинацией КПД составляющих его устройств. При этом КПД каждого агрегата зависит от значительного числа факторов различного порядка, среди которых можно выделить: 1) внешние (температура воздуха на входе, барометрическое давление, относительная влажность воздуха), 2) нормативные (отработанный ресурс устройства, режим эксплуатации), 3) технические, определяемые особенностями функционирования различных узлов агрегата, в том числе, но не исключая, различные сбои и другие отклонения в работе технических систем.
В масштабах электростанций, длительная работа генерирующего оборудования в неоптимальном режиме может приводить к существенным финансовым потерям. Природа изменения КПД энергоблоков может быть различной: неизбежная деградация оборудования в процессе эксплуатации, рассинхронизация отдельных блоков систем, ошибки оператора (в том числе, выбор неоптимального технического режима работы), поступление ложных сигналов с контрольных датчиков и др. Неоптимальный режим работы оборудования, характеризующийся снижением КПД, не идентифицируется автоматизированными системами управления технологическими процессами (АСУ ТП) как проблема, поскольку показатели эффективности не относятся к категории чисто технических, а являются расчетными параметрами более высокого порядка.
Известны решения по мониторингу топливной эффективности энергогенерирующего оборудования, в частности, способ диагностики энергоэффективности комбинированной парогазовой энергетической установки, использующая анализ связанных данных в режиме реального времени (CN106094755(A)). Способ включает в себя: сбор данных, интеграцию и анализ информации об установке (энергоблоке), онлайновый мониторинг операционного состояния, расчет индекса производительности в режиме реального времени и онлайн статистический анализ операционных параметров, статистику показателей производительности, а также управление бенчмаркингом.
Характерной особенностью рассматриваемых технических систем является взаимная зависимость эффективности функционирования агрегатов внутри энергоблока друг от друга, например, изменение КПД газовой турбины может повлечь за собой изменение КПД паровой турбины, что, в свою очередь, повлечет за собой изменение общего КПД энергоблока. В некоторых случаях возможны ситуации, когда снижение эффективности одного агрегата в определенной степени способствует увеличению эффективности другого связанного агрегата при общем снижении КПД системы. Таким образом, даже при наблюдаемом изменении КПД определенных агрегатов, выявление истинной причины снижения топливной эффективности работы энергоблока требует совместного анализа всех релевантных технических параметров энергоблока. Размерность пространства технологических параметров, влияющих на эффективность системы из нескольких агрегатов, может составлять порядка тысячи единиц.
Кроме того, необходимо учитывать, что каждая единица оборудования (агрегат) имеет свой эксплуатационный ресурс и оптимальный технический режим функционирования, максимизирующий продолжительность его работы. Оптимальный технический режим характеризуется минимальным уровнем текущих и капитальных затрат на поддержание агрегата в работоспособном состоянии. Функционирование энергоблока в режиме с требуемым КПД не всегда обеспечивает оптимальный технический режим, таким образом, максимально эффективное использование оборудования требует постоянного поддержания баланса между различными режимами. Снижение затрат на ремонт агрегатов возможно при изменении практики обслуживания: от проведения планово-предупредительных мероприятий к ремонтам по состоянию. Для этого используются технологии, ориентированные на раннее выявление технических дефектов эксплуатируемого оборудования, например, способ и система удаленной идентификации и прогнозирования развития зарождающихся дефектов (патент RU 2686257 С1) позволяет осуществлять контроль технического состояния технических агрегатов, обеспечивая выявление технических дефектов и сбоев в работе узлов оборудования на ранней стадии их возникновения с использованием статистических методов. При этом возможности решения не предусматривают расчет и мониторинг технико-экономических показателей (ТЭП).
В качестве прототипа выбран способ, реализуемый системой удаленного мониторинга газотурбинной установки (RU 2726317 С1), осуществляющей непрерывный контроль эксплуатационных параметров и контроль за рабочим состоянием газотурбинных установок в реальном времени. В основе используемого способа контроля лежит непрерывный анализ отклонений фактических технических параметров от эталонной модели, формируемой на основе нормативных показателей функционирования новой установки, полученных по результатам тестирования в различных режимах работы. Система сигнализирует о выходе параметров газотурбинной установки за базовые уровни (тренды). К заявленным техническим результатам использования относятся оперативная оценка состояния установки и ее периферийных устройств (например, генератора) в реальном времени, изменений параметров во времени, обеспечение эксплуатации газотурбинной установки по техническому состоянию.
К недостаткам указанного прототипа можно отнести: 1) низкий уровень возможной локализации дефектов (на уровне энергоблока в целом, без привязки к узлу (агрегату) устройства или отдельному физическому процессу); 2) отсутствие анализа ТЭП, позволяющих осуществлять мониторинг эффективности функционирования агрегатов в режиме реального времени для комплексной оптимизации параметров функционирования энергоустановки.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является создание способа комплексного многофакторного мониторинга и прогнозирования эффективности функционирования технических агрегатов энергогенерирующих установок с локализацией источника/причин энергетической неэффективности до уровня узла, процесса или технического параметра. Выявление связей между отклонениями КПД агрегатов и значениями релевантных технических параметров обеспечивают возможность управления эффективностью эксплуатации оборудования.
о
Техническим результатом решения является максимизация долгосрочного эффекта от использования энергетического оборудования, в том числе с учетом ремонтно-эксплуатационных расходов и энергетической эффективности в рамках всего жизненного цикла энергогенерирующей установки, в частности: 1) возможность вариации рабочих настроек в процессе эксплуатации и моделирования ТЭП энергоустановки для достижения максимальной энергоэффективности (КПД) и в дополнение – снижение  текущих операционных расходов (OPEX) 2) переход от модели планово-предупредительных ремонтов к ремонтам по состоянию на основании выявления и прогнозирования развития дефектов, что обеспечит бльший ресурс комплекса оборудования (энергоблока) и в дополнение - снижение капитальных затрат на ремонты (CAPEX).
Заявленный результат достигается путем реализации способа комплексной оптимизации параметров энергоблока, включающего, по меньшей мере, следующие агрегаты: паротурбинную и газотурбинную установки, котёл-утилизатор и теплофикационную установку, основанный на одновременном использовании эталонной модели и оперативном и непрерывном контроле эксплуатационных параметров и контроле за рабочим состоянием агрегатов в реальном времени, включая получение данных, характеризующих показатели технологических параметров работы объекта контроля через систему датчиков, интегрированных в штатную АСУ ТП энергоблока в режиме реального времени, а также значений параметров внешней среды, в котором, согласно предложению:
- осуществляют автоматизированный анализ качества измерений, выявление недостоверных каналов передачи информации, включая отказы датчиков, корректировку данных статистическими методами, определяют режим работы агрегатов, исходя из комбинаций значений технологических параметров и их динамики;
- проводят расчет номинальных теплофизических параметров энергоблока «в моменте» на основе исходно-номинальных показателей агрегатов;
- определяют теплофизические свойства рабочего тела в моменте и проводят расчет итоговых фактических технико-экономических показателей (ТЭП) энергоблока;
- оценивают наличие отклонений фактических показателей от нормативных, определенных исходно-номинальными характеристиками агрегатов, рассчитывают потери за период нарастающим итогом, контролируют энергетическую эффективность;
- проводят расчет в динамике фактических ТЭП отдельных агрегатов энергоблока для первичной локализации энергетической неэффективности;
- проводят анализ наличия отклонений фактических показателей от нормативных, и выявляют ТЭП агрегатов, демонстрирующих значимые отклонения от требуемых номинальных значений;
- осуществляют мониторинг фактических значений технологических параметров и формируют эталонную модель функционирования энергоблока на базе выборки из массива ретроспективных значений параметров с автоматической корректировкой при изменении первичных данных, свидетельствующих о выходе из строя датчиков;
- осуществляют мониторинг отклонений фактических значений технических параметров, характеризующих функционирование энергоблока от сформированной эталонной модели, и выявляют параметры, внесшие наибольший вклад в наблюдаемое отклонение;
- в результате анализа формируют выборку из N технических показателей функционирования агрегата, демонстрирующих системные отклонения от эталона.
- проводят корреляционный анализ значений ТЭП и технических параметров агрегатов, демонстрирующих отклонения от требуемых значений, выявляют зависимости и причинно-следственные связи, исходя из общей логики физических процессов и последовательности стадий технологического процесса в различных подсистемах энергоблока;
- выявляют причины возникновения энергетической неэффективности энергоблока, в том числе вследствие: возникновения дефектов отдельных агрегатов или подсистем, изменения характеристик топливной смеси или других рабочих сред, изменения или рассогласования режимов работы различных агрегатов;
- в случае идентификации технических дефектов их устраняют, а в случае отсутствия признаков технических дефектов устройств, для оптимальной настройки ТЭП энергоблока проводят анализ взаимного влияния КПД и других показателей эффективностей различных агрегатов энергоблоков в зависимости от значений их параметров с использованием массива ретроспективных данных с дальнейшим построением зависимости общего КПД энергоблока от состояния и показателей отдельных агрегатов;
i
i
- на основании выявленных взаимосвязей моделируют максимальный достижимый в моменте КПД энергоблока, посредством определения оптимальной комбинации параметров агрегатов в X-мерном пространстве функционирования энергоблока и внешней среды, где X=∑ N , где N -   количество используемых в модели параметров агрегата i и внешней среды, при этом в пространстве значений параметров каждого из агрегатов используют лишь области значений, допустимых с точки зрения правил и условий функционирования каждого из агрегатов;
- сопоставляют фактические показатели функционирования с выбранными оптимальными значениями, определяют комплекс необходимых действий, направленных на устранение неэффективности, в частности: изменяют параметры системы в направлении целевых показателей, заданном эталонной моделью, проводят необходимые ремонтно-обслуживающие мероприятия для соответствующих узлов агрегатов.
Изобретение поясняется чертежами.
На блок-схеме, воспроизводящей аппаратную часть для реализации способа (Фиг.1) показаны:
1. Датчики параметров внешней среды;
2. Шина передачи данных;
3. Модуль статистического анализа технических параметров энергоблока на базе формируемой динамической эталонной модели с возможностью определения показателей, отклоняющихся от расчетных значений;
4. Модуль анализа отклонений фактических ТЭП;
5. АСУ ТП;
6. Коммуникационный интерфейс.
На фиг. 2 показан, в качестве примера, интерфейс с расчетными ТЭП.
Способ реализован следующим образом.
Через систему датчиков, интегрированных в штатную АСУ ТП 5 электростанции в режиме реального времени, происходит получение данных, характеризующих показатели технологических параметров работы энергоблока, а также значений параметров внешней среды (от датчиков 1). Периодичность получения сигналов корректируется в зависимости от скорости изменения параметров, что способствует оптимизации массивов первичных данных и, как следствие, увеличивает скорость их обработки. Предусмотрена возможность использования массивов исторических данных, хранящихся на отведенных для этого носителях информации.
Следующий этап (в модуле статистического анализа 3) - автоматизированный анализ качества измерений с выявлением недостоверных данных, возникших вследствие отказа датчиков, сбоев в работе систем АСУ ТП или каналах передачи данных. Критериями для идентификации данных, как недостоверных является постоянство значения параметра в течение заданного временного интервала (в том числе нулевые значения), статистическая нехарактерность данных для общего массива, превышение максимальных пороговых значений, установленных заводом-производителем. В случае выявления недостоверных данных проводится их корректировка статистическими методами. Определение режима работы оборудования: остановлен, пуск, в работе, стационарный/нестационарный, исходя из комбинаций значений технологических параметров и их динамики.
Далее (модуль 4) проводят расчет номинальных теплофизических параметров энергоблока «в моменте» на основе исходно-номинальных показателей агрегатов (характеристики оборудования, компонентный состав топлива, заводские поправочные кривые, учитывающие изменение фактических условий эксплуатации от номинальных, теплофизических свойств компонентов топлива, воздуха и продуктов сгорания, физических констант), согласно нормативной технической документации. Набор номинальных параметров представляет собой многомерную матрицу показателей (многопараметрическую функцию), определяющую номинальное значение ТЭП агрегата (например, КПД брутто) в зависимости от значений внешних и технических параметров, и предоставляется заводом-производителем по итогам проведенных испытаний для каждого типа агрегата.
Определяют теплофизические свойства рабочего тела «в моменте» (топливо, воздух, продукты сгорания, вода/пар), проводят расчет итоговых фактических технико-экономических показателей (ТЭП) энергоблока (парогазовой установки (ПГУ)), в том числе: удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, г/(кВт•ч); экономия/ перерасход условного топлива; удельный расход условного топлива на отпущенное тепло, г/(кВт•ч); расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды ПГУ, кВт•ч; КПД блока ПГУ, %.
Для расчетов термодинамических характеристик рабочей среды, в том числе: энтальпии воздуха и продуктов сгорания, теплоемкости воздуха и продуктов сгорания, объемной доли природного газа на основе мольного состава, соотношения долей углерода и водорода в топливе, энтальпии топливного газа, воды и перегретого водяного пара, температуры насыщения водяного пара используются стандартные формулы [1, 2, 3].
Проводят оценку наличия отклонений фактических показателей от нормативных, определенных исходно-номинальными характеристиками оборудования, расчет потерь за период нарастающим итогом, мониторинг (контроль) энергетической эффективности;
Проводят расчет фактических технико-экономических показателей (ТЭП) отдельных агрегатов энергоблока (ПГУ) для первичной локализации топливной неэффективности, в том числе:
- для газотурбинной установки (ГТУ): степень повышения давления, политропный КПД, адиабатический КПД; КПД ГТУ брутто; расход топлива в камеру сгорания кг/с, расход тепла в камеру сгорания, МВт; удельный расход тепла брутто на выработку электроэнергии газотурбинной установкой, ккал/(кВт•ч); температура уходящих газов газотурбинной установки, °С; расход уходящих газов ГТУ, кг/с; расход воздуха на компрессор газотурбинной установки, кг/с; расход тепла с уходящими газами газотурбинной установки, МВт.; расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды газотурбинной установкой, кВт•ч;
- для котла-утилизатора (КУ): среднечасовая выработка тепла брутто, Гкал/ч; потери тепла с уходящими газами Гкал/ч; КПД брутто, %; расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды КУ, кВт•ч;
- для паровой турбины (ПТ): КПД ПТ брутто, %; температурный напор в конденсаторе, °С; температурный напор в сетевых подогревателях, °С; удельный расход тепла брутто на выработку электроэнергии, ккал/кВт*ч; расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды ПТ, кВт•ч;
- для теплофикационной установки (ТФУ): расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды ТФУ, кВт•ч.,
- для энергоблока в целом: удельный расход условного топлива на отпущенную электроэнергию, г/(кВт•ч); экономия/перерасход топлива; удельный расход топлива на отпущенное тепло, г/(кВт•ч); расход электрической и тепловой энергии на собственные нужды, кВт•ч; КПД энергоблока, %.
Все ТЭП рассчитываются в динамике. Часть ТЭП являются локализующими, т.е. непосредственно связаны с узлами (камера сгорания, компрессор, конденсатор, сетевые подогреватели) или процессами (вход и выход агрегата, система камер для степени повышения давления).
Осуществляют оценку наличия отклонений фактических показателей от нормативных, рассчитанных на основании исходно-нормативных показателей. В результате анализа происходит выявление ТЭП агрегатов, демонстрирующих значимые отклонения от требуемых номинальных значений.
Проводят мониторинг фактических значений технологических параметров, формирование эталонной модели функционирования энергоблока (многомерной матрицы состояний) на базе выборки из массива ретроспективных значений параметров с автоматической корректировкой при изменении первичных данных, свидетельствующих о выходе из строя датчиков. Эталонная модель описывает оптимальные технические параметры функционирования устройства для текущего режима работы и характеристик внешней среды без учета ТЭП и формируется отдельно для каждого агрегата энергоблока;
Осуществляют мониторинг отклонений фактических значений технических параметров, характеризующих функционирование агрегатов, от сформированной эталонной модели, выявление параметров, внесших наибольший вклад в наблюдаемое отклонение. Наличие отклонения свидетельствует о возможном дефекте устройства (например, деградация подшипника, выгорание лопаток газовой турбины и пр.) или сбое в функционировании отдельных подсистем (загрязнение форсунок, низкое давление масла в системе смазки и др.). В некоторых случаях отклонение значения параметра или комбинации параметров от эталона позволяет однозначно локализовать проблему в привязке к конкретному узлу агрегата (например, одновременное изменение сигналов с датчиков положения регулирующего клапана топлива и давления в топливной системе с высокой вероятностью сигнализируют о залипании или выходе из строя клапана подачи топлива), в других ситуациях идентификация дефекта на уровне устройства или подсистемы агрегата может быть не столь очевидна.
Формируют выборки из N технических показателей функционирования агрегата (в большинстве случаев, приемлемая погрешность расчетов на уровне до 5-7% обеспечивается при N≤20-30), демонстрирующих системные отклонения от эталона. Фактически, происходит уменьшение размерности пространства релевантных параметров анализа от первичных 600–1000 до нескольких десятков без потери целевых показателей.
Осуществляют корреляционный анализ значений ТЭП и технических параметров устройств, демонстрирующих отклонения от требуемых значений, выявление зависимостей и причинно-следственных связей, исходя из общей логики физических процессов и последовательности стадий технологического процесса в различных подсистемах энергоблока (поступление топлива и воздуха в газовую турбину - сгорание смеси - нагревание пара в котле - вращение вала паровой турбины и генератора - конденсация). Взаимодействие осуществляется посредством шины 2. Выбор временного интервала для анализа определяется исходя из продолжительности наблюдений сниженного КПД и связанного с ним изменения ТЭП отдельных агрегатов. В результате анализа определяются технологические параметры, имеющие наибольшую корреляцию с изменениями ТЭП агрегатов энергоблока, демонстрирующих системные отклонения от номинальных значений для выбранных временных интервалов, при этом каждый параметр относится к определенному устройству, что позволяет локализовать первичную причину на уровне конкретного агрегата.
Выявляют причины возникновения энергетической неэффективности установки, в том числе вследствие: 1) возникновения дефектов отдельных устройств/подсистем, 2) изменения характеристик топливной смеси или других рабочих сред, 3) изменения/рассогласования режимов работы различных агрегатов. Отсутствие отклонений значений технологических параметров от эталонной модели при наличии отклонений на уровне ТЭП агрегатов свидетельствует о необходимости изменения регулировок установки в части характеристик рабочих сред и/или режимов работы. Наблюдаемая комбинация малых отклонений технологических параметров одновременно для нескольких агрегатов энергоблока также сигнализирует о необходимости изменения регулировок устройств.
В случае идентификации технических дефектов требуется их устранение. В случае отсутствия признаков технических дефектов устройств, для оптимальной настройки ТЭП энергоблока проводится анализ взаимного влияния КПД и других показателей эффективностей различных агрегатов энергоблоков в зависимости от значений их параметров с использованием массива ретроспективных данных с дальнейшим построением зависимости общего КПД энергоблока от состояния и показателей отдельных агрегатов. Данная зависимость может быть создана при помощи статистических методов (построение зависимости на основе исторических данных функционирования энергоблока), при помощи физического моделирования (построение модели с использованием системы дифференциальных уравнений, описывающие термодинамические, механические и электрические закономерности функционирования энергоблока, при этом выходные параметры одного из агрегатов (например, температура газов на выходе из газовой турбины является входящим параметром при моделировании функционирования парового котла и паровой турбины), либо их комбинации.
i
i
На основании выявленных взаимосвязей моделируется максимальный достижимый «в моменте» КПД энергоблока посредством определения оптимальной комбинации их параметров в X-мерном пространстве функционирования энергоблока и внешней среды, где X=∑N, где N - количество используемых в модели параметров агрегата i и внешней среды, при этом в пространстве значений параметров каждого из агрегатов используются лишь области значений, допустимых с точки зрения правил и условий функционирования каждого из агрегатов;
В завершение сопоставляют фактические показатели функционирования с выбранными оптимальными значениями, определение комплекса необходимых действий, направленных на устранение неэффективности: изменение параметров системы в направлении целевых показателей, заданном эталонной моделью, проведение необходимых ремонтно-обслуживающих мероприятий для соответствующих узлов агрегатов. Управление может осуществляться посредством интерфейса 6.
Сочетание статистических моделей мониторинга технического состояния оборудования с план-факт анализом отклонений ТЭП от нормативных значений позволяет осуществлять комплексную оптимизацию параметров функционирования энергоустановки, а также обеспечивает возможность более точной идентификации мест возникновения дефектов на уровне физических процессов, связанных с отдельными узлами устройств.
Рассмотрим пример использования способа и его аппаратной реализации для парогазовой установки (ПГУ), включающую в себя две газовых турбины GT 13E2 (Alstom), горизонтальные котлы-утилизаторы Е-208/50,1-7,55/1,19-467/274 (ПК-86) двух давлений с естественной циркуляцией поставки (АО «ЗиО»), паровую турбину КТ-63-7,7 (АО «УТЗ»), а также теплофикационную установку и питательные насосы высокого давления. Интерфейс с расчетными ТЭП представлен на Фиг.2. Из значений показателей видно, что системы ПГУ работают нормально, фактические КПД для основных агрегатов отличаются от нормативных незначительно. При этом все устройства в цепочке «1» демонстрируют более высокие показатели КПД относительно агрегатов группы «2» (от +0,5% на газовых турбинах до +1% на котлах-утилизаторах и насосах высокого давления), что подтверждает высокую связь показателей эффективности функционирования различных подсистем. При этом турбина 2 имеет системно более высокие значения КПД компрессора (политропный и изоэнтропный), таким образом, ресурс для увеличения общего КПД агрегата может быть связан с регулировкой фазы сгорания топлива (изменение характеристик смеси, рабочие температуры и пр.). Именно эти значения необходимо анализировать в рамках статистической модели на предмет возможных отклонений от эталонных значений. Также возможно, что газовая турбина 2 работает не в оптимальном режиме (нагрузка на 2,5% ниже по сравнению с турбиной 1). Наибольшую топливную эффективность демонстрирует паровая турбина – удельный расход тепла на выработку электроэнергии на 5% ниже нормативного. При этом значения показателей «в моменте» (например, фактический КПД паровой турбины) могут не соответствовать расчетным значениям, полученным на определенном временном интервале (удельный расход тепла на выработку электроэнергии). Близкое к нулевому значение расчетного показателя нагрева сетевой воды теплофикационной установкой (0.01 градус) при прочих «рабочих» значениях с высокой вероятностью свидетельствует о неисправности соответствующего датчика температуры.
Литература:
1. МУ 34-70-072-84 Методические указания по составлению энергетических характеристик оборудования и определению расчетных удельных расходов топлива газотурбинных электростанций.
2. С.В. Цанев, В.Д. Буров, А.С. Земцов, А.С. Осыка. Газотурбинные энергетические установки, Москва: Издательский дом МЭИ, 2011.
3. ГОСТ 34.602-89 Информационная технология (ИТ). Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Техническое задание на создание автоматизированной станции.