САПР United Cycle
Оптимизация на ТЭЦ с поперечными связями
Оптимизация распределения нагрузок между агрегатами ТЭЦ. Станция с поперечными связями.
По нашему глубокому убеждению оптимизацию распределения нагрузок между агрегатами станции (при заданном диспетчерском графике тепловой и электрической нагрузки) разумней всего проводить на основе
1) построения мат.модели тепловой части всей станции с учетом ограничений (температура выхлопа ЦНД, давление в конденсаторе, расход сетевой воды через теплообменник etc.). Это позволит (а) учесть реальное состояние оборудования и (б) проводить расчеты с фактически допустимым составом оборудования;
2) анализа структуры станции с выделением стандартных подсистем с параллельными связями. В этом случае общая задача разбивается на задачи оптимизации локальных подсистем, что упрощает общую задачу;
3) учета явной разницы в эффективности работы турбоустановок, что a priory позволяет существенно сузить область поиска оптимального решения исходной многопараметрической задачи.
1) построения мат.модели тепловой части всей станции с учетом ограничений (температура выхлопа ЦНД, давление в конденсаторе, расход сетевой воды через теплообменник etc.). Это позволит (а) учесть реальное состояние оборудования и (б) проводить расчеты с фактически допустимым составом оборудования;
2) анализа структуры станции с выделением стандартных подсистем с параллельными связями. В этом случае общая задача разбивается на задачи оптимизации локальных подсистем, что упрощает общую задачу;
3) учета явной разницы в эффективности работы турбоустановок, что a priory позволяет существенно сузить область поиска оптимального решения исходной многопараметрической задачи.
Тепловая схема станции
Рассмотрим, как таким образом можно было бы решить задачу оптимизации нагрузки станции с поперечными связями с весьма разнородным оборудованием на примере ТЭЦ 15 ТКГ-1
Тепловая схема станции
На рисунке представлена упрощенная укрупненная схема станции. Обозначены только основные потоки теплоносителей, без переключения потоков в рамках выделенных подсистем.Первая очередь — ПТ-30 и Т-25, всего пять ПТУ, вторая очередь — две Т-100, наиболее эффективные на станции. Подсистемы энергетических и водогрейных котлов — системы параллельно работающих агрегатов.Обратная сетевая вода (ОСВ) поступает на станцию по нескольким ниткам, но на схеме принципиально показан как один поток, чтобы подчеркнуть тип рабочего тела. То же самое касается прямой сетевой воды (ПСВ). Не указаны также связи между коллекторами основного пара очередей II и I. Они носят второстепенный характер по сравнению с изображенными связями и на деление схемы на подсистемы не оказывают влияния.
Тепловая схема станции
На рисунке представлена упрощенная укрупненная схема станции. Обозначены только основные потоки теплоносителей, без переключения потоков в рамках выделенных подсистем.Первая очередь — ПТ-30 и Т-25, всего пять ПТУ, вторая очередь — две Т-100, наиболее эффективные на станции. Подсистемы энергетических и водогрейных котлов — системы параллельно работающих агрегатов.Обратная сетевая вода (ОСВ) поступает на станцию по нескольким ниткам, но на схеме принципиально показан как один поток, чтобы подчеркнуть тип рабочего тела. То же самое касается прямой сетевой воды (ПСВ). Не указаны также связи между коллекторами основного пара очередей II и I. Они носят второстепенный характер по сравнению с изображенными связями и на деление схемы на подсистемы не оказывают влияния.
Подобное изображение схемы с указанием основных связей позволяет выделить отдельные подсистемы: I-ая и II–ая очереди, которые разбивается на достаточно замкнутые подсистемы с минимумом связей друг с другом. Из данного представления может быть сделан вывод о возможности проведения оптимизации внутри некоторых подсистем независимо от остальных, используя только параметры входящих и выходящих потоков рабочих тел, связывающих рассматриваемую подсистему с другими. Прежде всего, это относится к системам параллельно включенных энергетических котлов обеих очередей, системам, функционирующим на всех режимах работы.
Исходные данные и ограничения
Для математической модели станции основными задаваемыми величинами, определяющими ее режим работы, являются суммарная тепловая нагрузка, температурный график теплосети, значение суммарной электрической нагрузки.
Для внешних сред, поступающим на станцию — цирк.вода, потоки обратной сетевой воды по ниткам, гор.вода, отпуск пара внешним потребителям — считаем заданными расходы и температуры.
Схему станции, т.е. состав оборудования (отключение турбоустановок, подогревателей, в том числе сетевых, котельного оборудования), распределение потоков сетевой воды между сетевыми подогревателями, величины обводов, включение РОУ в работу, считаем заданной.
Для собственно турбоустановок давления и температуры свежего пара в коллекторах первой и второй очереди и давление в коллекторе отборного пара I-ой очереди, давление в деаэраторах считаем заданными.
Основными ограничениями по загрузке турбоустановки являются:
— максимальное давление в конденсаторе
— диапазон изменения давления в регулируемых отборах паровых турбин,
— минимальная и максимальная электрические нагрузки по турбоагрегатам,
— максимальные расходы пара в регулируемый отбор каждой паровой турбины.
Для пиковых водогрейных котлов ограничениями являются их минимальные/максимальные тепловые нагрузки и расходы нагреваемой воды.
Для внешних сред, поступающим на станцию — цирк.вода, потоки обратной сетевой воды по ниткам, гор.вода, отпуск пара внешним потребителям — считаем заданными расходы и температуры.
Схему станции, т.е. состав оборудования (отключение турбоустановок, подогревателей, в том числе сетевых, котельного оборудования), распределение потоков сетевой воды между сетевыми подогревателями, величины обводов, включение РОУ в работу, считаем заданной.
Для собственно турбоустановок давления и температуры свежего пара в коллекторах первой и второй очереди и давление в коллекторе отборного пара I-ой очереди, давление в деаэраторах считаем заданными.
Основными ограничениями по загрузке турбоустановки являются:
— максимальное давление в конденсаторе
— диапазон изменения давления в регулируемых отборах паровых турбин,
— минимальная и максимальная электрические нагрузки по турбоагрегатам,
— максимальные расходы пара в регулируемый отбор каждой паровой турбины.
Для пиковых водогрейных котлов ограничениями являются их минимальные/максимальные тепловые нагрузки и расходы нагреваемой воды.
Оптимизации
3.1. Исходя из наличия четко выделяемых подсистем энергетических котлов, моделирование/оптимизацию режима работы станции будем проводить в два этапа:
1-ый этап — определение суммарных расходов пара и питательной воды по очередям на соответствующие подсистемы энергетических котлов,
2-ой этап – определение оптимальной загрузки параллельно работающих котлов для обеих подсистем энергетических котлов.
Для каждого моделируемого режима работы после первого этапа будут известны
а) суммарная электрическая нагрузка станции и потребление топлива ПВК при заданной температуре ПСВ и заданной тепловой нагрузке,
б) суммарные расходы и параметры питательной воды отдельно на коллекторы котлов I-ой II-ой очередей, а также суммарные паровые нагрузки котлов отдельно по очередям. Эти данные являются входными для этапа 2.
После второго этапа будет известно потребление топлива энергетическими котлами и, таким образом, можно будет определить собственно эффективность работы всей станции в целом.
3.2. При моделировании режима работы станции в пакете United Cycle будем задавать температуры сетевой воды за пиковыми водогрейными котлами (ПВК) первой очереди равной температуре прямой сетевой воды. Автоматически, при выходе на ограничения по нагрузке котлов вычислится температура сетевой воды за ПВК 1-ой очереди. Для ПВК 2-ой очереди также в качестве заданной применяем температуру прямой сетевой воды, получаемой от смешения потоков с 1-ой и 2-ой очередей.
3.3. Исходя из того, что конденсаторы ТГ-2..5 всегда работают на подпитке теплосети (гор.вода) и наиболее эффективным в конденсационном режиме работы являются ТГ-6 и ТГ-7 (обе Т-100), загружать оборудование при работе по тепловому графику необходимо следующим образом. ПТУ первой очереди – ТГ-2..5, учитывая работу их конденсаторов на отпуск тепла, выгоднее всего держать с максимальным расходом пара в хвост и максимальной электрической нагрузкой. Что касается ТГ-1, то её должно держать для «добора» тепловой и электрической нагрузок, загружая при работе конденсатора на цирк.воде по тепловому графику .
Турбины II-ой очереди наиболее эффективны, но работают только на цирк.воде. Поэтому их следует по максимуму держать в Т-режиме и только в случае недобора электрической мощности станции придется переводить одну из турбин второй очереди в ТК режим, а тепло добирать ПВК.
3.4. В летних режимах работы следует выводить из работы наименее эффективные турбины, прежде всего, ТГ-1, остальные турбины I-ой очереди загружать по максимуму, а турбину/турбины II-ой очереди по мере необходимости переводить в ТК / К режим.
3.5. Расчет ведем с заданием расхода пара в хвост паровых турбин.
1-ый этап — определение суммарных расходов пара и питательной воды по очередям на соответствующие подсистемы энергетических котлов,
2-ой этап – определение оптимальной загрузки параллельно работающих котлов для обеих подсистем энергетических котлов.
Для каждого моделируемого режима работы после первого этапа будут известны
а) суммарная электрическая нагрузка станции и потребление топлива ПВК при заданной температуре ПСВ и заданной тепловой нагрузке,
б) суммарные расходы и параметры питательной воды отдельно на коллекторы котлов I-ой II-ой очередей, а также суммарные паровые нагрузки котлов отдельно по очередям. Эти данные являются входными для этапа 2.
После второго этапа будет известно потребление топлива энергетическими котлами и, таким образом, можно будет определить собственно эффективность работы всей станции в целом.
3.2. При моделировании режима работы станции в пакете United Cycle будем задавать температуры сетевой воды за пиковыми водогрейными котлами (ПВК) первой очереди равной температуре прямой сетевой воды. Автоматически, при выходе на ограничения по нагрузке котлов вычислится температура сетевой воды за ПВК 1-ой очереди. Для ПВК 2-ой очереди также в качестве заданной применяем температуру прямой сетевой воды, получаемой от смешения потоков с 1-ой и 2-ой очередей.
3.3. Исходя из того, что конденсаторы ТГ-2..5 всегда работают на подпитке теплосети (гор.вода) и наиболее эффективным в конденсационном режиме работы являются ТГ-6 и ТГ-7 (обе Т-100), загружать оборудование при работе по тепловому графику необходимо следующим образом. ПТУ первой очереди – ТГ-2..5, учитывая работу их конденсаторов на отпуск тепла, выгоднее всего держать с максимальным расходом пара в хвост и максимальной электрической нагрузкой. Что касается ТГ-1, то её должно держать для «добора» тепловой и электрической нагрузок, загружая при работе конденсатора на цирк.воде по тепловому графику .
Турбины II-ой очереди наиболее эффективны, но работают только на цирк.воде. Поэтому их следует по максимуму держать в Т-режиме и только в случае недобора электрической мощности станции придется переводить одну из турбин второй очереди в ТК режим, а тепло добирать ПВК.
3.4. В летних режимах работы следует выводить из работы наименее эффективные турбины, прежде всего, ТГ-1, остальные турбины I-ой очереди загружать по максимуму, а турбину/турбины II-ой очереди по мере необходимости переводить в ТК / К режим.
3.5. Расчет ведем с заданием расхода пара в хвост паровых турбин.
Моделирование 1-го этапа
Суммарное количество пара на сетевые подогреватели I-ой очереди из коллектора отборного пара определяется
а) заданными расходами сетевой воды,
б) заданным давлением в коллекторе отборного пара.
Оптимизация ТГ первой очереди тогда будет производиться достижением максимальной электрической нагрузки за счет перераспределения пара на коллекторе между отборами турбин при сохранении суммарного требуемого сетевыми подогревателями значения. Фактически, это означает, что следует по максимуму электрической нагрузки загружать наиболее эффективные турбины, а при работе в зимний период, это просто означает работу всех турбин первой очереди (кроме, может быть, ТГ-1) в номинальном режиме.
Именно, при заданной tосв, ее расхода (естественно, по ниткам), состояния сети, заданном давлении в коллекторе отборного пара I-ой очереди Pt определяется автоматически суммарный расход отборного пара на коллектор – Gtsum. Для ТГ-2…5 задаем максимальное давление в кондесаторе, по которому в процессе расчета подбирается расход пара в хвост турбины. Кроме того, для ТГ-2..5 задаем номинальную электрическую нагрузку, регулируемую в расчетной модели в пакете UC через регулятор расходом пара с соответствующей турбины в отборный коллектор. Расход пара в конденсатор ТГ-1 Gk1 относится к варьируемым параметрам и меняется в пределах (Gk1min, Gk1max) пока не будет достигнуто ограничение по мощности ТГ-1 или по давлению пара в конденсаторе. Если окажется, что тепловая нагрузка «перекрывает» требуемое значение сетевой установки, будем разгружать поочередно турбины ТГ-2..5, «сажая» при этом на минимум ТГ-1.
Если температура сетевой воды tсв I на входе в ПВК I-ой очереди окажется меньше, чем заданное значение tпвс, то оставшееся кол-во тепла до заданной температуры автоматически добирают ПВК I-ой очереди. Если их мощности не хватит, то остальное тепло снимается с ПВК 2-ой очереди.
Для второй очереди сначала решаем задачу по отпуску заданной тепловой нагрузки турбинами в Т-режиме. Если температура сетевой воды tсв II на входе в ПВК II-ой очереди окажется меньше, чем заданное значение tпвс, то оставшееся кол-во тепла до заданной температуры автоматически добирают ПВК II-ой очереди. Если в результате расчета 1-го этапа окажется недостаток в выработке электроэнергии станцией, то придется провести расчет заново, но уже с откорректированной электрической нагрузкой менее эффективной турбины из ТГ-6 и ТГ-7 с переводом ее ТК режим. После этого «откорректированного» режима работы можно будет переходить к расчету этапа 2.
а) заданными расходами сетевой воды,
б) заданным давлением в коллекторе отборного пара.
Оптимизация ТГ первой очереди тогда будет производиться достижением максимальной электрической нагрузки за счет перераспределения пара на коллекторе между отборами турбин при сохранении суммарного требуемого сетевыми подогревателями значения. Фактически, это означает, что следует по максимуму электрической нагрузки загружать наиболее эффективные турбины, а при работе в зимний период, это просто означает работу всех турбин первой очереди (кроме, может быть, ТГ-1) в номинальном режиме.
Именно, при заданной tосв, ее расхода (естественно, по ниткам), состояния сети, заданном давлении в коллекторе отборного пара I-ой очереди Pt определяется автоматически суммарный расход отборного пара на коллектор – Gtsum. Для ТГ-2…5 задаем максимальное давление в кондесаторе, по которому в процессе расчета подбирается расход пара в хвост турбины. Кроме того, для ТГ-2..5 задаем номинальную электрическую нагрузку, регулируемую в расчетной модели в пакете UC через регулятор расходом пара с соответствующей турбины в отборный коллектор. Расход пара в конденсатор ТГ-1 Gk1 относится к варьируемым параметрам и меняется в пределах (Gk1min, Gk1max) пока не будет достигнуто ограничение по мощности ТГ-1 или по давлению пара в конденсаторе. Если окажется, что тепловая нагрузка «перекрывает» требуемое значение сетевой установки, будем разгружать поочередно турбины ТГ-2..5, «сажая» при этом на минимум ТГ-1.
Если температура сетевой воды tсв I на входе в ПВК I-ой очереди окажется меньше, чем заданное значение tпвс, то оставшееся кол-во тепла до заданной температуры автоматически добирают ПВК I-ой очереди. Если их мощности не хватит, то остальное тепло снимается с ПВК 2-ой очереди.
Для второй очереди сначала решаем задачу по отпуску заданной тепловой нагрузки турбинами в Т-режиме. Если температура сетевой воды tсв II на входе в ПВК II-ой очереди окажется меньше, чем заданное значение tпвс, то оставшееся кол-во тепла до заданной температуры автоматически добирают ПВК II-ой очереди. Если в результате расчета 1-го этапа окажется недостаток в выработке электроэнергии станцией, то придется провести расчет заново, но уже с откорректированной электрической нагрузкой менее эффективной турбины из ТГ-6 и ТГ-7 с переводом ее ТК режим. После этого «откорректированного» режима работы можно будет переходить к расчету этапа 2.
Моделирование 2-го этапа
Оптимизацию загрузки энергетических котлов проводим, зная характеристики котлов, заданные в табличном виде. Имея результаты расчета 1-го этапа, через поправки по температуре питательной воды, температуре окружающего воздуха и др., корректируем зависимости эффективности котлов от их тепловой нагрузки. Эти зависимости, в нашем случае, представляются в табличном виде с не более чем 8-ью точками. Это означает, что даже для 5-ти в параллель работающих котла максимальную суммарную эффективность системы котлов можно искать чистым перебором табличных значений.
Вывод
На основе проведенного анализа оказалось, что общее количество рассчитываемых режимов работы станции для получения оптимального решения в рамках 1-го этапа не превышает нескольких десятков. Таким образом, вычислительное время нахождения оптимального решения находится в пределах примерно 10 минут.
В настоящем примере мы не затрагивали вопросов достоверности исходной информации по распределению расходов сетевой воды и подпитки между агрегатами и внутри подсистем.
В настоящем примере мы не затрагивали вопросов достоверности исходной информации по распределению расходов сетевой воды и подпитки между агрегатами и внутри подсистем.
