Оптимизация режимов работы ТЭС в условиях ОРЭ

 

Авторы

Летун Владимир, Начальник бюро АСТУ, ОАО "ТГК-9", канд. техн. наук

Волкова Татьяна, инженер ОАО "ТГК-9"

Шубин Николай, Директор по отраслевому развитию ЗАО "ТехСистем Груп", канд. техн. наук

 

    В настоящей статье речь пойдет о возможных практических вариантах использования программного комплекса для оптимизации режимов работы электростанции1 в процессе повседневного планирования режима работы энергокомпании, оптимального управления режимом работы электростанций в реальном времени и ретроспективного анализа фактических режимов.

    На этапе планирования режима работы энергокомпаний на предстоящие сутки электростанции согласно регламенту должны предоставить Системному оператору (СО) достаточно полную информацию о состоянии объекта, включающую сведения о возможных пределах несения электрической нагрузки.
    При этом определение минимальной и максимальной электрической нагрузки для блочных конденсационных электростанций не вызывает серьезных затруднений в отличие от электростанциий с поперечными связями.
    Рассмотрим это на примере электростанции с поперечными связями, имеющей несложную тепловую схему (рисунок).
    На электростанции А в работе находится семь котлов и пять турбин типа Т-110. Все турбины работают в теплофикационном режиме, причем пятая турбина модернизирована и работает только в режиме противодавления. Суммарная тепловая нагрузка электростанции - 295,5 Гкал. Будем исходить из того, что все рабочие параметры электростанции (температура и давление острого пара, давление в конденсаторе и т. д.) - в пределах номинальных значений и все основное оборудование работает в штатном режиме, то есть соответствует нормативным характеристикам. Требуется оценить значения минимальной и максимальной электрической нагрузки электростанции.
    Прежде всего, исходя из традиционных представлений о загрузке оборудования по отборам тепла, попытаемся распределить тепловую нагрузку. Поскольку вследствие модернизации ТГ-5 не имеет конденсационного цикла, то возникает оправданное желание загрузить его по теплу в приоритетном порядке на существенную величину, а остальные ТГ в силу их однотипности и равенства по всем показателям загрузить одинаково. Следуя этой логике, загрузим ТГ-5 по теплу на 175,5 Гкал, а остаток равномерно распределим между остальными турбогенераторами, то есть по 30 Гкал на турбину.
    Чтобы определить, правильно ли произведено распределение тепла между турбоагрегатами, зададим для электростанции электрическую нагрузку Р = 370 МВт.
    Производим оптимизацию режима с помощью программного комплекса.
    В процессе вычислений рассчитываются режимы: оптимальный, минимальный и максимальный. Расчет минимального и максимального режимов обусловлен объективно существующей зависимостью характера изменения диапазона электрической нагрузки от распределения отборов тепла между турбоагрегатами и производится в целях определения того, насколько глубоко может быть разгружена электростанция по электрической мощности или какую она может нести максимальную электрическую нагрузку.
    В табл. 1 приведены результаты распределения отборов тепла между турбоагрегатами в разных режимах.
    В табл. 2 приведены границы диапазона изменения электрической нагрузки электростанции в каждом из режимов с оценкой в каждом из них величин часовых затрат (в рублях) на расходуемое топливо (Qто = = 295,5 Гкал) для электрической нагрузки 370 МВт. Цена за топливо - 1101,5 руб./т у. т.
    Анализируя результаты расчета, можно сделать следующие выводы:
    1. Однотипные теплофикационные турбины, равноценные по всем показателям, при работе в оптимальном режиме в общем случае отличаются по тепловой и электрической нагрузкам.
    2. Не подтверждено предположение, что в оптимальном режиме турбина, работающая на противодавлении, должна загружаться по теплу в большей степени, чем конденсационные турбины.
    3. Перераспределение тепловой нагрузки между турбоагрегатами существенно влияет на:

  • величину затрат на топливо при определенной, фиксированной электрической нагрузке;
  • величину диапазона изменения электрической нагрузки.
        Так, при электрической мощности в 370 МВт разница в часовых затратах при исходном и оптимальном режимах составляет:

        ЖЗ = 167838,4 - 163412,0 = 4426,4 руб./ч (4 т у. т./ч). (1)

        Величина диапазона изменения электрической нагрузки:

  • в исходном режиме ЖРис = Рмакс - Рмакс = 541,5 - 198,6 = 342,9 МВт;
  • в оптимальном режиме ЖРоп = = 472,3 - 195,0 = 277,3 МВт;
  • величина максимального диапазона ЖРмакс = 557,3 - 185,1 = 372,2 МВт.

        Кроме того, анализ тепловой загрузки турбин в оптимальном режиме (см. табл. 1) приводит к выводу, что турбину № 1 выгоднее отключить, переложив тепловую нагрузку на другие турбины. Проделаем данную процедуру, одновременно отключив один котел, и проследим, как это отразится на экономичности режима при тех же значениях суммарной тепловой и электрической нагрузки.
        Результаты расчетов представлены в табл. 3 и 4, аналогичных по содержанию табл. 1 и 2.
        Сравнение результатов показывает, что отключение лишних единиц оборудования позволило уменьшить издержки на производство элек-троэнергии при сохранении необходимого резерва генерации. При сравнении затрат исходного режима (см. табл. 2) и оптимального режима (см. табл. 4), получим:

        ЖЗ = 167838,4 - 159527,1 = 8311,3 руб./ч. (2)

        При этом пользователь получает полное представление о пределах изменения электрической мощности, что существенно при формировании макета информации для Системного оператора.


  •