CC BY
141
УДК 621.311.22:697.34
МОДЕЛЬ АВТОМАТИЗИРОВАННОГО ПРОГНОЗИРОВАНИЯ ОПТИМАЛЬНЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЭЦ
Н.Н. Галашов
Томский политехнический университет E-mail: [email protected]
Рассмотрена задача автоматизированного прогнозирования показателей ТЭЦ. Приведен алгоритм модели прогнозирования показателей ТЭЦ с оптимизацией нагрузок по группам оборудования. При разработке модели применен объектный подход. Модель реализована в программе расчета прогнозных показателей Томской ГРЭС-2.
Ключевые слова:
Прогнозирование, модель, оптимальный режим, нормативная характеристика, электрические и тепловые нагрузки, аппроксимация характеристик, градиентный метод распределения нагрузок.
Key words:
Forecasting, model, optimal mode, performance standards, electrical and thermal loads, approximation characteristics, gradient method of load distribution.
Введение
Прогнозирование является одним из главных инструментов планирования и управления в энергетике. Так для обоснования тарифов на электрическую и тепловую энергию и планирования заказов на поставку топлива требуется расчет ожидаемых показателей теплоэлектроцентралей (ТЭЦ) на год с разбивкой по месяцам. Показатели ТЭЦ существенно зависят от температуры наружного воздуха. Прогнозирование позволяет провести многовариантные расчеты и определить ожидаемые показатели ТЭЦ при средней для прогнозируемого периода температуре наружного воздуха и в интервале ее возможного отклонения.
Особую роль в настоящее время играет краткосрочное прогнозирование на одни или двое суток для участия электростанций в формировании электрического графика энергосистемы. Особенно важным это является для ТЭЦ, где себестоимость электрической энергии очень сильно зависит от доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу, а ее величина зависит от отпуска тепла из отборов турбин и распределения тепловой и электрической нагрузок между турбинами. Поэтому разработка методик и программ краткосрочного прогнозирования режимов и показателей работы ТЭЦ с высокой степенью точности является весьма актуальной.
В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 04 февраля 1997 г. № 121 при обосновании тарифов на электрическую и тепловую энергию определение объемов топлива, расходуемого электростанциями и районными котельными на технологические цели, должно производиться на основании норм удельных расходов топлива при производстве электрической и тепловой энергии, которые рассчитываются на базе утвержденных в установленном порядке нормативных характеристик энергетического оборудования и планируемых режимов и условий его эксплуатации на период регулирования. Поэтому в основу разработки модели прогнозирования режимов и показа-
телей работы ТЭЦ должны быть заложены нормативные характеристики оборудования ТЭЦ.
Нормирование в энергетике применяется для обеспечения технически обоснованных нормативных значений расходов топлива и тепловой и электрической энергии, а также для проведения объективного анализа работы оборудования ТЭС с целью определения путей сокращения нерациональных расходов топлива и тепловой и электрической энергии.
Технической базой нормирования являются энергетические характеристики турбоагрегатов и котлов и исходно-номинальные расходы электроэнергии и тепла на механизмы, аппараты и установки собственных нужд электростанции.
Для составления энергетических характеристик используют результаты тепловых испытаний турбоагрегатов и котлов, проведенные специализированными аттестованными организациями, а при отсутствии испытаний применяют типовые энергетические характеристики турбоагрегатов, котлов и вспомогательного оборудования.
В соответствии с [1] нормирование техникоэкономических показателей работы группы оборудования должно быть объективным, т. е. учитывать состав и режим работы оборудования, условия во-до- и теплоснабжения, климатические условия, схему отпуска электроэнергии и тепла, требования надежности, безопасности, охраны окружающей среды, ирригации и рыбоводства.
«Ручной» расчет нормативных показателей ТЭЦ весьма трудоемок. Расчет ведется на основе нормативных энергетических характеристик оборудования ТЭЦ выраженных в табличном или графическом виде. Велика погрешность расчета, так как сложно с высокой точностью снять с графика значение показателя. Велика вероятность допустить ошибку при расчете, т. к. приходится решать систему уравнений очень большой размерности. Поэтому в [1] рекомендовано, для расчета и прогнозирования показателей электростанций разрабатывать и использовать компьютерные программы.
В последнее время такие программы начали появляться, например [4, 5], что говорит об актуальности проблемы. Основное назначение указанных программ оптимизация режимов работы ТЭЦ, но при доработке они могут быть использованы для прогнозирования.
Целью данной работы является разработка модели автоматизированного прогнозирования оптимальных режимов работы ТЭЦ для решения любых задач долгосрочного и краткосрочного планирования и управления в соответствии с существующими нормативными документами.
Разработка математической модели
В основу модели положены руководящие документы [1-3].
В соответствии с [1] удельные расходы топлива на отпускаемую электрическую и тепловую энергию при прогнозировании должны соответствовать исправному техническому состоянию энергетического оборудования, высокому уровню его эксплуатационного и ремонтного обслуживания, оптимальному составу и оптимальным режимам работы агрегатов. Распределение электрических и тепловых нагрузок между отдельными агрегатами электростанций должно базироваться на принципах обеспечения надежного энергоснабжения потребителей и минимизации затрат на отпуск энергии.
Удельные расходы топлива на отпускаемую электрическую и тепловую энергию при прогнозировании должны рассчитываться в последовательности, регламентированной макетом расчета номинальных и нормативных показателей, входящим в состав утвержденной нормативно-технической документации по топливоиспользованию [2].
Расчеты должны выполняться по каждому турбоагрегату и каждому типу котлоагрегатов. По подгруппе в целом показатели определяются путем суммирования или взвешивания результатов расчетов показателей турбо- и котлоагрегатов, входящих в ее состав. В целом по электростанции показатели определяются на основе результатов их расчетов по отдельным подгруппам.
В качестве исходных данных принимаются ожидаемые по электростанции значения показателей, характеризующие объемы производства энергии, режимы и условия эксплуатации, внешние факторы, резервы тепловой экономичности и степень их использования.
К основным из этих показателей относятся:
• выработка электроэнергии Эвыр;
• отпуск тепла с паром промышленным потребителям Qп и его давление Рп;
• отпуск тепла в теплосеть Qош;
• структура сжигаемого топлива и его характеристики (доли газа gг, мазутаgML и угля gу и их теплота сгорания Qнр, а для угля: влажность Щр и зольность Ар);
• температура наружного воздуха /ш;
• температуры охлаждающей /ов и исходной /ив воды;
• состав работающих турбо- и котлоагрегатов.
План по выработке электроэнергии электростанциям, входящим в состав АО-энерго, задается диспетчерской службой АО-энерго.
Математическая модель ТЭЦ представляется системой уравнений материальных и энергетических балансов для всех элементов тепловой схемы и их связей; системой ограничений на нагрузки и расходы; уравнениями энергетических характеристик оборудования; блоками оптимального распределения нагрузок в турбинном и котельном цехе и моделями расчета показателей турбин, котлов, редукционно-охладительных установок (РОУ), сетевых подогревателей, электрических и тепловых собственных нужд и удельных расходов условного топлива на отпускаемую электрическую и тепловую энергию групп оборудования и станции в целом.
Система уравнений материальных и энергетических балансов составляется на основе структуры конкретной ТЭЦ с учетом ограничений по расходам сетевой воды, расходам и давлениям пара в регулируемые отборы турбин; тепловым и электрическим нагрузкам турбин; теплопроизводительности котлов и расходам РОУ. Обычно, современная ТЭЦ состоит из нескольких групп оборудования на разные начальные параметры пара. Группы по пару связаны с помощью РОУ. На рис. 1 приведена структурная схема г-й промежуточной группы ТЭЦ, где оборудование и параметры представлены следующими обозначениями: К^.К^ - котлы; Тх...Тт - турбины; КОП - коллектор острого пара, служит для сбора пара с котлов и раздачи на турбины, РОУ и собственные нужды группы; КПП -коллектор промышленного пара, служит для сбора пара от промышленных отборов турбин и РОУ и раздачи его промышленным потребителям и на пиковые сетевые подогреватели (ПСП); К0.12 - коллектор пара с давлением 0,12 МПа, служит для подачи пара на узел подпитки теплосети (УПТС), а на него пар подается из отопительных отборов турбин или с КПП через РОУ4; РОУ1 и РОУ2 - служат для связи по острому пару с другими группами ТЭЦ; РОУ3 - служит для подачи пара с КОП в КПП; РОУ4 - служит для подачи пара с КПП в К0.12, если нет или недостаточно пара из отопительных отборов турбин; ПТМ, ОТМ - прямая и обратная тепломагистрали, по которым сетевая вода поступает к потребителям теплоты и возвращается от них; ОСП, ПСП - основные и пиковые сетевые подогреватели, служат для подогрева сетевой воды паром из отопительных и промышленных отборов турбин; УПТС - узел подпитки теплосети, служит для подогрева и очистки воды от коррозионно-активных газов; ХОВ - химводоочистка, служит для подготовки добавочной воды на основе химических методов; Вк1...Вкг - расходы сжигаемого на
котлах топлива; 0к1---0щ - тепловые нагрузки котлов; бм-'-бо™ - расходы тепла на турбины; 6ороу1-"6)роуз - расходы тепла на РОУ 1...3; 6роу1---6роуз - расходы тепла от РОУ 1...3; Р0, ¡0 - параметры пара в КОП; 0т1...0та - нагрузки отопительных отборов турбин; бтй—бтт - нагрузки промышленных отборов турбин; Рт1...Ртт - давления в отопительных отборах турбин; Ры...Рпт - давления в промышленных отборах турбин; Рп - давление в КПП; бп - расход отпускаемого промышленным потребителям тепла; Оы...Осш - расходы сетевой воды через ОСП и ПСП, привязанные к турбинам 1...т; £свПСП - расход сетевой воды через отдельную группу ПСП; £св, /пс, ¡ж - расход сетевой воды к тепловым потребителям и ее температуры при отпуске и возврате; &ПТС, ¡тС - расход и температура воды подпитки теплосети; бтУП - расход теплоты на УПТС из отопительных отборов турбин; бпУП - расход теплоты на УПТС из КПП через РОУ4; /ив -температура исходной воды, которая берется из источника водоснабжения для подготовки добавочной; бкХ, б0х и - суммарная тепловая нагрузка на
группу котлов, турбин и РОУЗ и КПП.
Для облегчения создания структуры ТЭЦ применен объектный принцип моделирования, который заключается в том, что котлы, турбины, РОУ, сетевые подогреватели и другие элементы тепловой схемы ТЭЦ описываются как самостоятельные объекты, которые имеют необходимый набор параметров и методов расчета- Такой подход позволяет, создав обобщенную модель объекта, например кот-
ла, затем создавать множество конкретных моделей котлов со своими индивидуальными параметрами, при этом их методы расчета (система уравнений) берутся из обобщенной модели. Это позволяет строить модель ТЭЦ на основе готовых моделей-объектов оборудования, создавая между ними только конкретные для данной станции связи. Такой подход позволяет легко модернизировать модель при изменениях в схеме станции и при вводе нового или демонтаже старого оборудования.
Система ограничений необходима при оптимальном распределении тепловых и электрических нагрузок в турбинном цехе и паровых в котельном.
Для турбин необходимо учитывать следующие ограничения по:
• электрической мощности: Лэ1шт<Лэ<Лэ1шх,
• тепловой мощности производственного отбора:
бш.ш]п— бш—бш.тш
• давлению производственного отбора:
Р . —Р —Р . •
т.тт—т—п.тах’
• тепловой мощности отопительного отбора:
бт/. тп— бт/.тах;
• давлению отопительного отбора: Рт,т|п<Рт <Рт,т„. Для сетевых подогревателей:
• по расходу сетевой воды: 6,^—бш—бжтах-Для котлов:
• по тепловой производительности котла:
бк/. тп< бк/.тах.
Я
Я,
РОУ 2
'к,
Яо
В„
К1
К2
Як
к
Я,
к
я*
РОУ1
Я,
-га
От группы /+1
в*
Яо п J
1яс
КОП Ро, ¿0
Я0Е Яо
СП
&
Рч
0
Яа
Яр
Яп
Я 1 N Я0т1 N
тг, 1УЭ1 -© тг; ivэ¡ -©
псп
в птм
ч-
Р,
Я„
а,
„осп
&
Рч
Я ^СВ, ¿ПС
¿^ОТП у
Из ОТМ
ПСП
Л
0„
К0.12 ,,
Г
Яп
Яо
Я2
„осп
Ят
УПТС
хво
м-
Яш
тг„
р,
Я„
N -© @=
КПП Р„
ПСЩ |ОСП | Группа ПСП
& гвпт
Исходная вода с 4,
Рис. 1. Структурная схема группы оборудования ТЭЦ
Для РОУ
• по расходу тепла: бгоу^бгоу^броуишх.
Модели конкретных элементов ТЭЦ строятся на основе энергетических характеристик основного и вспомогательного оборудования, а также общестанционных энергетических характеристик, которые получают на основе испытаний в табличном или графическом виде [3].
Для турбин уравнения характеристик получают на основе обработки диаграмм режимов с введением всех поправок на рабочие условия эксплуатации, что позволяет при оптимизации нагрузок и расчете показателей учитывать изменение всех параметров турбинной установки. По диаграммам режимов турбин могут быть определены также относительные приросты расхода тепла на турбину для тепловых нагрузок промышленного и отопительного отборов и электрической мощности турбин, которые используются в блоке оптимального распределения тепловых и электрических нагрузок.
Для котлов и их вспомогательного оборудования энергетические характеристики и поправки к ним, а также относительные приросты расхода топлива находятся для каждого вида сжигаемого топлива. А при расчетах, в зависимости от доли вида сжигаемого топлива, определяются средневзвешенные характеристики.
При расчете показателей станции должны учитываться все расходы на электрические и тепловые собственные нужды ТЭЦ. Они определяются в целом по станции или по отдельным группам оборудования в зависимости от расходов топлива, воды, загрузки оборудования, температуры наружного воздуха и т. д.
Для расчета нормативных показателей оборудования и станции с помощью компьютера полученные в результате испытаний табличные и графические энергетические характеристики с помощью регрессионного анализа преобразуем в одно- и многофакторные аналитические уравнения полиномиального вида.
Для получения высокой точности аппроксимации табличных и графических характеристик для однофакторных зависимостей используем полиномы до восьмой степени, а для многофакторных зависимостей - полиномы первой и второй степени. В случаях, когда погрешность аппроксимации уравнением исходных данных превышает 1 %, диапазон изменения показателя разбиваем на ряд поддиапазонов, для каждого из которых строится свое уравнение [6].
Блок оптимального распределения нагрузок по группе турбин распределяет суммарные отопительную QTL, промышленную 0пХ и электрическую Кэ1 нагрузки на эту группу по условию получения минимального суммарного расхода тепла Q0x^min на работающие турбины на основе целевой функции Лагранжа
^=^то,Х-£Ж);)-А2^тХ-^т;)-АзШпХ-^ш),
где ОТ/^Й^ - зависимость расхода тепла на турбину от электрических и тепловых нагрузок; А1, А2 и А3 - неопределенные множители Лагранжа.
Для оптимального распределения тепловых и электрических нагрузок в турбинном цехе применен градиентный метод [7], где показано, что целевая функция Лагранжа для существующих характеристик турбин дифференцируема по всем переменным.
По этому методу оптимум целевой функции ^ определяется пошаговым перемещением по оптимизируемым переменным х! (Иэ, Qтiи Qш■), при этом приращение оптимизируемых переменных в направлении максимального изменения целевой функции определяется как
л + п дР ох. = + п--------,
дх,
(1)
где Н - постоянный для каждой переменной коэффициент, который подбирается при настройке модели опытным путем для ускорения процесса оптимизации; производные —, определяются по формулам:
дх,
др = <О_ _ 1 У дОй.
дМ. дМ. т1=1 дМ.
(2)
О
дбо- 1 ^ дб(
_-У-
У J
(
дМэ] _ 1У дМ-О п У
л
У J
У
(3)
дР_
дй.
' дМ,
(
дОо,
д&к 1 ы д°ь J
_ 1У дМл л
дО.А 1 к=1 д°,
пк J
1У дОо. т 1=1 дМ.
(4)
где т, п, I - количество турбин, участвующих в отпуске электроэнергии и теплоты из промышленных
О = „ д°0]
и отопительных отборов;
дМ.
■ = Чм
О
■= Чм
О
О
■= Чм
- относительные приросты расхода
тепла на турбину при изменении электрической мощности и тепловой мощности промышленного и отопительного отборов. Оптимизация нагрузок производится итерационным путем. Перед началом итерационного процесса суммарные нагрузки распределяются произвольным образом, например, пропорционально номинальным нагрузкам. После этого по формулам (1)-(4) производится оптимизация нагрузок. На каждом шаге оптимизации определяется Процесс оптимизации останавливается, когда относительное изменение между двумя итерациями будет меньше заданной величины е, например 1 %.
и
Возможны три режима турбин: конденсационный, по тепловому графику и по электрическому графику. При конденсационном режиме тепловые нагрузки на отборы отсутствуют, а электрические распределяются между турбинами по уравнению (2). В режиме по тепловому графику турбины работают с минимальным пропуском пара в конденсатор, при этом их электрическая нагрузка и расход теплоты на турбину полностью зависят от тепловых нагрузок на отборы. В режиме по электрическому графику расход пара в конденсатор и на турбину можно изменять, при этом электрическая нагрузка и расход теплоты на турбину не зависят от тепловых нагрузок на отборы.
Алгоритм распределения нагрузок при работе турбин по тепловому графику.
Суммарная на группу турбин тепловая нагрузка QoT£=Qom+Qп распределяется пропорционально номинальным тепловым мощностям на отопительные Qтi=QтiшuQ»J(Шшш+ZQIIi.■ll<ш) и промышленные Qп=Qш.нoмQoтx/(£Qт1■.нoм+£Qш.нoм) отборы. По полученным нагрузкам отборов по энергетическим характеристикам определяются электрические мощности КэПГ при условии работы турбины по тепловому графику. После этого в циклическом процессе по уравнениям (1)-(4) производится оптимальное распределение QoтX на отопительные и промышленные отборы турбин, при этом учитываются ограничения по минимальным и максимальным нагрузкам отборов. При достижении границы нагрузка отбора фиксируется на границе. Циклический процесс организован так, что в первую очередь загружаются отопительные отборы. При недостатке мощности отопительных отборов для отпуска QoTп нагрузка на промышленные отборы распределяется с учетом отпуска пара промышленным потребителям Qп и оставшейся нераспределенной нагрузки на отопление. При недостатке тепловой мощности отопительных и промышленных отборов после их полной загрузки для отпуска QoтX, недостающая тепловая мощность берется от РОУ3.
Алгоритм распределения нагрузок при работе турбин по электрическому графику.
Сначала суммарная на группу турбин тепловая нагрузка QoтX распределяется по тепловому графику Затем, если заданная на группу электрическая мощность КэХ>ЕД,;.ТГ, то разница КэХ-ЕД,;лт распределяется между турбинами на основе уравнений (1)-(4). Если то по уравнениям (1)-(4) произво-
дится разгрузка турбин по электрической мощности и тепловым мощностям отборов с передачей части отпускаемого с водой и паром тепла на РОУ. При этом циклический процесс разгрузки организован так, что в первую очередь разгружаются промышленные отборы турбин, а затем отопительные. При распределении электрических нагрузок также учитываются ограничения для всех турбин по минимальной и максимальной мощности. При достижении границы мощность фиксируется на границе и может уйти с границы только в следующих циклах.
В блоке распределения нагрузок в группе котлов
полученный суммарный расход тепла на турбины и РОУ группы распределяется между котлами на основе уравнений (1) и (5).
Для оптимизации использована целевая функция Лагранжа
F=ZД:-А(QкrZQк;), где Вк=/^к) - зависимость расхода топлива на котел от тепловой нагрузки; А - неопределенный множитель Лагранжа.
Для достижения минимального расхода сжигаемого топлива в группе котлов Д,х^тт по методу
дР
[7] производные — в уравнении (1) определяют-
дх1
ся по формуле:
дР =Й^_1УЙ^ (5)
дО. да. г 1=1 о’
где г - количество работающих котлов; Д,,, Qкi -расход сжигаемого топлива и тепловая нагрузка
дВ. ,
/-го котла; —— = Ь . - относительный прирост
О “
расхода топлива.
Для начала распределения тепловой нагрузки на котлы суммарная тепловая нагрузка на группу QкX делится на все включенные котлы пропорционально номинальной нагрузки QYгQ*LншQd?‘QYLнШ. Затем, в циклическом процессе по уравнениям (1) и (5) нагрузки на котлы распределяются в соответствии с равенством относительных приростов расхода топлива Ьк/.
При достижении заданной минимальной или максимальной нагрузки котла нагрузка фиксируется на границе и может уйти с границы только в следующих циклах.
Модель расчета котла представляет систему уравнений расчета потерь теплоты, КПД, расходов электроэнергии и теплоты на собственные нужды, расхода сжигаемого топлива и относительного прироста расхода топлива по заданной тепловой нагрузке и долям видов сжигаемого топлива с их известными характеристиками на основе энергетических характеристик котла.
Модель расчета турбины представляет систему уравнений расчета: расхода теплоты на турбину при работе по тепловому и электрическому графику или в конденсационном режиме; электрической мощности турбины при работе по тепловому графику; удельного расхода теплоты по выработке электроэнергии; расходов пара на турбину, в части среднего и низкого давления и в конденсатор; доли выработки электроэнергии по теплофикационному циклу; удельных расходов электроэнергии и теплоты на собственные нужды и относительных приростов расхода теплоты дЯэ, и д^ по заданным электрической и тепловым нагрузкам отопительного и промышленного отборов и по параме-
трам пара перед турбиной и в отопительном и промышленном отборах на основе энергетических характеристик турбины.
Модель расчета РОУ представляет систему уравнений расчета расхода пара и теплоты на выходе по заданным расходам пара и теплоты на входе и параметрам пара и охлаждающей воды.
Для расчета сетевого подогревателя разработаны две модели. Модель МСП1 представляет систему уравнений расчета расхода сетевой воды 0С1 и недо-грева температуры воды на выходе до температуры насыщения в на основе геометрических и режимных характеристик СП по заданной тепловой нагрузке Qсп, давлению пара Р и температуре воды на входе 4.вх. Модель МСП2 позволяет по Ос1, Р и /в.вх определять Qсп и в.
Расчет электрических и тепловых собственных нужд групп оборудования и станции в целом производится на основе энергетических характеристик собственных нужд [3]. При этом в зависимости от загрузки оборудования и расходов теплоносителей учитывается число включенных питательных, сетевых, циркуляционных, конденсатных и прочих насосов.
Расчет параметров воды и пара производится на основе уравнений [7].
Алгоритм расчета по модели основан на методике [2] и состоит из следующих этапов.
1. Ввод исходных данных. Период прогнозирования в часах тпрог; средняя температура наружного воздуха в прогнозируемом периоде /ш; температуры исходной и охлаждающей /ов воды; удельные теплоты сгорания газа Qнрг, мазута Qнрм и угля Qнру; влажность Щр и зольность Ар угля; электрическая мощность станции Жэс; расход теплоты Qп или пара ДШ промышленным потребителям и его давление Рп; расход Овк и температура /вк возвращаемого с производства конденсата; расход сетевой воды 0С1 и подпитки теплосети &ПТС; температура воды за УПТС /ПТС; массив номеров турбин и доля расхода тепла из их отопительных отборов на УПТС йт/; доля расхода тепла от РОУ4 на УПТС йРОУ4; массив номеров турбин, конденсаторы которых используются для подогрева подпитки теплосети, с заданием расхода воды 0ПТа через конденсатор и ее нагрева в конденсаторе Д/вк;. Для турбин задаются целочисленный массив: 1 - турбина включена в работу, 0 - нет; число включенных основных бойлеров пб/; температура охлаждающей воды на входе в конденсатор /ов;; число пусков турбины пт/; минимальные и максимальные электрические нагрузки Жэ;тп и КЛша, нагрузки отопительных отборов Qт¡;П1m и QтLmSa нагрузки промышленных отборов Qш.Imn и QШ.IШX, давления отопительных отборов Рт1тш и Рт;тах, давления промышленных отборов Рштп и РШтах, расходы воды через группы сетевых подогревателей ОсЛтп и Ов1тш; расход охлаждающей воды Щов/ через конденсатор /-ой турбины. Для всех котлов задаются: целочисленный массив, в котором 1 говорит о том,
что котел включен в работу, 0 - нет; доли сжигаемого газа gT¡, мазута gмL; число пусков котла пк; минимальные Qк¡■min и максимальные Qк¡■IШX нагрузки котлов.
2. Расчет общестанционных нагрузок и параметров.
По Д,с<ЕЖэ;.тах для включенных в работу турбин проверяем условие достаточности их мощности для обеспечения заданной электрической нагрузки станции. Если мощности включенных турбин не достаточно, то необходимо, либо включить еще турбины, либо уменьшить Жэс.
Тепловая нагрузка станции на отопление Qoтш=СsGcв(tшC-toс), где Св - удельная изобарная теплоемкость воды; температуры /Шс и ¡ж определяются по температуре ¡ш по функциям, составленным на основе температурного графика теплосети.
Нагрузка промышленных потребителей может быть задана в тепле QШ и паре ДШ. Если задан расход пара Д,, то QII=AДI+GвAк-(AI-Gж)НИi, где Н,, Нвк и Нив, - энтальпии отпускаемого пара, возвращаемого конденсата и исходной воды.
По Q2;=СвGПТc;Дtвк; определяем тепловую нагрузку конденсаторов /-х турбин для подогрева подпитки теплосети и Q2x=sQ2¡,
Определяем суммарный расход теплоты на УПТС Оптс^ОДпс^шс-О. Если для подогрева &ПТС используются конденсаторы турбин, то расход теплоты на УПТС от теплофикационных отборов и РОУ4 составит QУПТС=QУПТСE-Q2E. По этому расходу определяем расходы теплоты на УПТС от отопительных отборов турбин QT;.УПТc=QУПТcdт; и от РОУ4
&ОУ4.УПТС~&ПТСйРОУ4.
Суммарная тепловая нагрузка на сетевые подогреватели Qcп=Qom-Qуптc.
Температура воды на входе в сетевые подогреватели ^хСП^^Д^а^СПТСИ^ПТССтСУ^аг
По температуре /Шс с учетом недогрева в=5 °С определяем температуру насыщения в сетевом подогревателе (=шс+в, а по ней давление насыщения Р. С учетом потери давления в паропроводе 7% определяется давление пара в отопительном отборе Рт=1,07Р5, необходимое для нагрева воды до /Шс. Это давление принимаем как предварительное для дальнейшего расчета. Если для каких то включенных турбин Рт£1ШХ<Рт, то для дальнейшего расчета для них принимаем Рт,=Рт/П„.
3. Распределение нагрузок между группами оборудования и между агрегатами внутри группы.
Если станция имеет несколько групп оборудования, то группы с большей экономичностью загружаются по максимуму, а оставшиеся нагрузки передаются для нового распределения в группы с убывающей экономичностью. На станции оборудование делится на группы по начальным параметрам пара. Чем выше начальные параметры пара, тем выше экономичность группы. Максимальное число групп на ТЭЦ, обычно, не больше трех.
Алгоритм распределения нагрузок в группах оборудования и между ними построен следующим образом.
Для включенных турбин 1-й группы по заданным Р0, РШ и Рт определяем по модели расчета турбины
максимальные нагрузки отопительных Qmaxт¡1 и промышленных отборов Qmaxш■1. Если QoШ+Qш>£Qmaxт¡■1+£Qmaxш1, то проверяем возможность работы турбин с максимальными нагрузками отборов по условиям работы сетевых подогревателей и включенных в 1-й группе котлов. Для этого по Qm„т,■|, Рт1 и 4хСП по МСП1 определяем Ош1, при этом, если турбина отпускает тепло на УПТС Qт¡;уптc, то вычитаем его из Qmaxт¡1. Если то по расходу сетевой воды режим работы турбины возможен, иначе по О^^, Рт/ и 4хСП по МСП2 определяем Qт;1. По модели расчета турбины по Р0, /0, РШ, Рт, Qл, QmaXШ,1 в режиме работы по тепловому графику определяем для включенных турбин Q0т1 и Ыэй. Если для включенных котлов SQ0т¡1+Qсн1<SQк¡max1, то режим по котлам проходит, иначе требуется разгрузка турбин по расходу свежего пара. Разгрузка производится в блоке оптимального распределения нагрузок по группе турбин с последовательным уменьшением QШX1, где первоначально QшE1=2Qmaxш¡1, пока не будет достигнуто условие 2Q0т¡1+Qсн1=SQк¡max1. Если разгрузки по промышленным отборам не достаточно, то также производится разгрузка по отопительным отборам. В результате расчета первой группы получаем принятые на ней суммарные нагрузки на отопительные Qтa и промышленные QШX1 отборы турбин и суммарную электрическую нагрузку Кэ11=1,Кя1. Также, определяется избыточная тепловая мощность включенных котлов ДQк1=SQн;max1-SQн1, которая через РОУ1 может быть предана в группу 2.
Оставшиеся после распределения в 1-й группе тепловая и электрическая нагрузки станции подобным образом распределяются во 2-й и 3-й группах. При этом дополнительно учитывается, что к тепловой нагрузке включенных котлов данной группы может быть добавлена через РОУ избыточная тепловая мощность котлов вышестоящей группы, если это повысит средневзвешенный КПД котлов двух групп.
Если после распределения тепловых нагрузок во всех группах в режиме работы турбин по тепловому графику остается недораспределенная электрическая нагрузка, то с помощью блока оптимального распределения нагрузок она дораспределяется на турбины с наименьшими дяы. Если появляется избыточная электрическая нагрузка, то, начиная с группы с наименьшей экономичностью, с помощью блока оптимального распределения нагрузок производится разгрузка промышленных и отопительных отборов турбин с передачей пара от КОП на КПП через РОУ3 для сохранения тепловых нагрузок станции.
4. Расчет показателей работы групп оборудования
и ТЭЦ производится после распределения нагрузок на основе методики [2] с использованием энергетических характеристик собственных нужд. В конеч-
ном итоге для групп оборудования и ТЭЦ определяются удельные расходы условного топлива на отпускаемую электроэнергию и теплоту и полные расходы сжигаемого топлива, которые могут быть использованы для планирования поставок топлива и расчета себестоимости электроэнергии и теплоты.
Модель построена на основе нормативных энергетических характеристик оборудования, которые не учитывают изменение загрязнения поверхностей нагрева и гидравлических сопротивлений трубопроводов в процессе эксплуатации, поэтому для учета влияния этих факторов на распределение нагрузок и показатели станции в модели введены коэффициенты, которые можно задавать в исходных данных.
Реализация модели
На основе модели с помощью языка программирования Delphi написана программа прогнозирования показателей Томской ГРЭС-2, которая связана с пакетом электронных таблиц Excel. Ввод исходных данных и вывод расчетной информации производится на страницах книги Excel, получается удобный для анализа и хранения информации документ; имеется возможность вводить исходные данные из других книг Excel или из базы данных информационной системы ГРЭС.
На рис. 2 приведен лист книги Excel с вводом исходных данных общих для ГРЭС и для оборудования турбинного цеха. Исходные данные для котельного цеха вводятся на отдельном листе.
Станция имеет две группы оборудования: 1-я с параметрами острого пара Р0=13 МПа и t0=555 °С и 2-я с Р0=9 МПа и t0=500 °С. В первой группе установлено три кота БКЗ-210-140 и турбина Т-118/125-130. Во второй группе - семь котлов: два БКЗ-220-100-4 и четыре тП-230-2 и пять турбин: одна Т-50-90, две Т-43-90, одна ПТ-25-90/13 и одна ПТ-60-90/15. Конденсаторы турбин Т-43-90 могут использоваться для подогрева воды подпитки теплосети, а пар из отопительных отборов этих турбин используется на УПТС. Также на УПТС может быть подан пар с КПП через РОУ.
В настоящее время программа используется в ПТО Томской ГРЭС-2 для планирования запасов топлива на год и по месяцам, для прогнозирования удельных расходов топлива и себестоимости электроэнергии на сутки вперед для участия электростанции в торгах на Федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности, а также для поиска эффективных режимов работы станции при любых колебаниях температуры наружного воздуха.
Выводы
1. На основе руководящих документов разработана модель автоматизированного прогнозирования показателей ТЭЦ, что позволяет использовать ее для решения задач долгосрочного и краткосрочного планирования и управления.
О Microsoft Excel - Прогнозирование показателей на январь 2010 r.xls
: 3] файл Правка Вид Вставка Формат Сервис Данные Окно Справка
‘-Цг-я
• Ил- Ч B|bJ ■
А | В | С | D | Е F G H J К L М
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ К ПРОГНОЗИРОВАНИЮ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТОМСКОЙ ГРЭС -2
2 январь 2010
3 Паровые и тепловые нагрузки
4 Период работы Т час 744.0 Работа в режиме ТЭЦ-0: котельн.-1 0
5
В Температура исходной воды мех С 1.00 Электрическая мощность ГРЭС. МВт 293.0
7 Температура охл. воды на входе в конд-тор ТГ-5 toe С 13.0
8 Температура воды перед бойл. узла подпитки tBX уп С 39.0 Расход пара потреоителям, т/ч 10,0
9 Температура воды на выходе узла подпитки tBbIX уп С 63.0
10 Расход подпитки теплосети Эптс т/ч 1000.0 Температура наружного воздуха. С -32.0
11
12 Если ТГ-5 работает на Ухудшенном Вакууме, то 1 . нет 0 1 Ключ тепловой нагрузки {см. примеч.) 0
13 Расход подпиточной воды через конденсатор ТГ-5 Gmc т/ч 1000.0 Суммарный расход сетевой воды, т/ч 11000
14 Нагрев воды в конденсаторе ТГ-5 At к С 15.0 Расход тепла потребителям. Гкал/ч 704.0
15 Температура прямой сетевой воды, С 125.0
1В РОУ ТО ТГ-3 ТО ТГ-5 ПО 5от ГГ-8 Температура обратной сет. воды, С 61,0
11 Процент питания Бойлеров Узла Подпитки от 0,0 0,0 100,0 0,0 0,0
18 Процент питания Основных Бойлеров ТГ-2 от 0.0 0.0 0.0 Протечки пара через РОУ. т/ч 0.0
19
20 0 - расчет Кэ автоматически „ 2 - ввести свой 0 0.580
21 Показатели работы бойлеров и турбин
22 У*.Подп ТГ-2 ТГ-3 ТГ-5 ТГ-6 ТГ-7 ТГ -8 ПБ К-10
23 Включены турбины: 1-да 0 - нет 1 1 1 1 1 1
24 Число включенных основных бойлеров Zqe 2 1 2 2 2 2 2
25 Давление пара в Производственном Отборе Рп кГ с/с м2 9.60 9.80
2В Температура воды на входе в конденсаторы to в С 8,0 8,0 8,0 8.0 8,0 8,0
27 Число пусков турбин Ппуск 2 1 0 0 0 0
28 Минимальная мощность турбины Ымин МВт 30.0 30.0 30.0 15.0 30.0 50.0
29 Максимальная мощность турбины Nm3K МВт 54,0 54.0 54.0 32.0 61.0 110.0
30 Минимальный расход тепла в отопительный отбор От.мин Г кал/ч 0.0 0.0 0.0 8.0 8.0 0.0
31 Максимальный расход тепла в отопительный отбор От.мак Г кал/ч 90.0 90.0 92.0 50.0 80.0 160.0
32 Минимальный расход тепла в промышльный отбор On.мин Г кал/ч 5.0 5.0
33 Максимальный расход тепла в промышльный отбор Оп.мак Г кал/ч 80.0 160.0
34 Миним. расход сетев. воды Gcbmhh Т/Ч 400,0 400,0 400,0 500.0 400,0 500,0 1700,0 500,0
35 Максим, расход сетев. воды GcBMaK т/ч 1600,0 2000,0 2500,0 3200,0 2500,0 3200,0 4000,0 4500,0
36 Давление острого пара Po кГс/см2 92.0 90.0 91.0 90.0 90.0 125.0 I
37 Температура острого пара to С 508,0 500.0 504,0 500.0 535.0 555.0
38 Температура питательной воды tnB С 215,0 215.0 212,0 215.0 215,0 230,0
39 Расход охлаждающей воды Wob т/ч 5000 5000,0 5000.0 4000,0 5000,0 8000.0
j Действия - J Автофигуры - \ \ О О lJ О lS] tJ] I i
Рис. 2. Лист книги Excel с вводом исходных данных
2. Объектный принцип моделирования позволяет строить модель ТЭЦ на основе готовых моделей-объектов оборудования, создавая между ними конкретные для данной станции связи. Это позволяет модернизировать модель при изменениях в схеме станции и при вводе нового или демонтаже старого оборудования.
3. Применение в модели метода оптимального распределения нагрузок позволяет оптимизировать показатели ТЭЦ.
4. Применение программы автоматизированного прогнозирования показателей на примере Томской ГРЭС-2 позволило существенно сократить затраты времени на решение производственных задач.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. РД 153-34.0-09.115-98. Методические указания по прогнозированию удельных расходов топлива. - М.: Служба передового опыта ОРГРЭС, 1998. - 39 с.
2. РД 34.08.552-95. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. -М.: Служба передового опыта ОРГРЭС, 1995. - 124 с.
3. РД 34.09.155-93. Методические указания по составлению и содержанию энергетических характеристик оборудования тепловых электростанций. - М.: Служба передового опыта ОРГРЭС, 1993. - 102 с.
4. Иванов Н.С., Беспалов В.И., Лопатин Н.С. Программный комплекс для оптимизации режимов работы тепловых электростанций и эффективность его применения // Известия Томского политехнического университета. - 2008. - Т. 313. -№ 4. - С. 40-44.
5. Галашов Н.Н., Новик П.В., Кузьмин С.Ю. Оптимальное распределение нагрузок ТЭЦ на основе объектного подхода // Электрические станции. - 2009. - № 3. - С. 43-46.
6. Галашов Н.Н. Аппроксимация энергетических характеристик оборудования ТЭС по массиву экспериментальных данных со сложной границей разделения // Известия Томского политехнического университета. - 2009. - Т. 314. - № 4. - С. 31-33.
7. Аминов Р.З. Градиентный метод распределения нагрузок на ТЭЦ. - Саратов: СПИ, 1982. - 182 с.
8. Александров А.А. Международное уравнение состояния воды и водяного пара // Теплоэнергетика. - 1997. - № 10. -С. 68-72.
Поступила 01.03.2010 г.
