Предварительное распределение нагрузки и выбор состава по топливной себестоимости

Ниже приводятся основные моменты, методики выбора состава оборудования:

детальное рассмотрение суточных режимов работы с учетом основных технических ограничений по условиям использования оборудования в энергосистеме;

определение топливной составляющей на основе экономичного распределения нагрузки по агрегатам, с выбором состава работающего оборудования и учетом затрат на вывод оборудования в резерв;

выбор состава оборудования и оптимизация распределения нагрузки между агрегатами на основании минимизации топливных затрат, платы за выбросы в атмосферу и учета возможного ущерба от недоотпуска энергии из-за снижения надежности функционирования оборудования в маневренных режимах.

Детальный учет режимов по методу экономического распределения нагрузки в характерные периоды суток основан на рассмотрении суточных графиков нагрузки (рабочих и выходных дней).

Уровень загрузки оборудования производится в соответствии с оценкой себестоимости производства электроэнергии (с учетом отпуска тепла, если это ТЭЦ) и сопоставлению ее с конкурентной ценой ожидаемой на рынке. В качестве таковой может выступать себестоимость топливной составляющей замыкающей станции в зоне свободного перетока для данной ТЭС. Алгоритм выбора оптимального варианта загрузки представлен на рис. 7.5.

 

 

Рис. 7.5. Алгоритм распределения нагрузки между агрегатами ТЭС.

 

Стоимость топлива учитывается в топливной составляющей производства электроэнергии и в значительной степени определяет эффективность работы станции. Например, в случае топливных ограничений ТЭЦ переходит с природного газа на сжигание мазута, стоимость которого может быть выше в 2-3 раза, то есть топливная составляющая увеличатся приблизительно также в 2-3. В этой ситуации даже высокие показатели экономичности работы оборудования будут приводить к убыточной генерации.

Для подготовки оптимальной ценовой заявки необходимо обладать достаточно точными прогнозами, касательно ситуации на РСВ:

1. Прогноз равновесной цены РСВ (далее - Ц_РСВ). Основная величина, относительно которой выбор предстоящего режима работы. За последние годы точность прогнозов значительно увеличилась за счет применения новых методик и техник моделирования цен РСВ.

2. Устойчивость равновесной цены РСВ при изменении баланса мощности в системе (δ). Величина, которая является критерием отказа от дозагрузки в случаях, когда это может привести к росту цены РСВ.

Итак, при наличии всех необходимых данных и заданного критерия оптимизации можно перейти непосредственно к построению алгоритма оперативного выбора режима работы ТЭЦ. В первую очередь необходимо определить стоимость топлива на каждом этапе загрузки оборудования при наличии ограничений по топливу, а затем определить топливные составляющие S_MIN, S_MAX, S_ДОЗ. Этот процесс, по сути, является еще одним этапом подготовки данных. Непосредственно сам процесс принятия решений начинается с обозначения ключевых позиций, в которых может оказаться ТЭЦ по условиям эксплуатации оборудования и рыночной ситуации:

 

В общем виде затраты на топливо для любой часа можно представить в виде:

 

                        ,                                                    (9)

 

где

с_Тj - стоимость каждого вида топлива;

В_Тj - затраты j-ого вида топлива на ТЭС в i-ой зоне графика нагрузок.

Решение поставленной задачи рассмотрим на примере ТЭЦ, тепловая схема которой представлена на рис.7.6. Предлагаемая тепловая схема является наиболее

типичной для промышленно-отопительных ТЭС.

Соответственно себестоимость на каждом этапе, будет определяться

 

S=Зтi/Nti (10)

 

Nti - мощность станции или группы оборудования по одной из ГТП, в том случае, если распределение нагрузки проводится в пределах ГТП.

Тогда для станции в целом, это уровень загрузки станции по каждой ГТП со своей себестоимосью.

Рис. 7.6. Технологическая схема ТЭЦ

 

 

Для выбора состава оборудования  необходимо иметь уровень загрузки оборудования в каждый момент времени. Определение оптимального состава генерирующих мощностей в свою очередь возможно лишь после экономического распределения заданной нагрузки между агрегатами. Поэтому поставленная задача решается итеративно путем сравнения альтернативных вариантов при прохождении провала нагрузки. В каждом случае рассматривается станция  из "n" агрегатов, "k" выводятся в резерв, а (n-k) работают с суммарной нагрузкой N_СТ, в другом варианте - все "n" агрегатов работают с N_СТ. Изменение тепловой нагрузки каждого типа (Q_T, D_П и D_Т) компенсируется изменением расхода пара через РОУ и с помощью пиковых источников (пиковых водогрейных котлов или пиковых бойлеров).

В этом случае для каждого из вариантов решения задачи функцию топливных затрат можно представить в виде:

- для первого варианта:

 

 ; (11)

 

- для второго варианта:

 

 ; (12)

 

где

 - часовые затраты топлива на i-ом энергетическом котле (энергоблоке) в переходный период с одной нагрузки на другую (соответственно 1-ый и 2-ой переходный этап);

 - часовые затраты топлива на i-ом энергетическом котле (энергоблоке) при работе станции с нагрузкой Nmin и Nmax соответственно (рис.7.7.);

L1,L2,L3 - число пиковых водогрейных котлов, участвующих в работе на различных участках цикла;

 - часовой расход топлива на соответствующем пиковом водогрейном котле.

Во всех случаях В является в этом случае функцией мощности и определяется с помощью энергетических характеристик, связывающих мощность и расход топлива.

Оптимальное распределение нагрузок между агрегатами производится для каждого часа  Nmin и Nmax на основе минимизации затрат, как при мгновенном распределении нагрузки.

Распределение оптимальной загрузки агрегатов производится на основании минимизации затрат на топливо для заданного уровня нагрузки, при выполнении следующих условий:

1)  условие баланса тепловых нагрузок паровой магистрали острого пара

    ,                       (13)

2)   условие баланса магистрали производственного пара

 

,             (14)

 

3)  условие баланса теплофикационного пара

 

  ,             (15)

 

4)  условие баланса тепла магистрали сетевой воды

 

                ,             (16)

 

5)  ограничения в виде неравенств

 

,    (17)

 

где  тепловая нагрузка, расход топлива, расход теплоты на СН из магистрали свежего пара, расход пара на собственные нужды из магистрали Р (17 кгс/см²), то же из магистрали Т (4 кгс/см²) и электрические нагрузки собственных нужд i-ого котла;

- расход теплоты на входе в турбину, расход в производственный отбор пара, теплофикационный отбор пара, электрическая нагрузка и нагрузка собственных нужд i-ого турбоагрегата;

 - расход теплоты на входе у i-ой турбины с противодавлением;

 - расходы теплоты на входе и выходе из l-го РОУ;

 - расход пара на входе и выходе из l-го РОУ;

 - расход пара на входе и расход теплоты на выходе l-ой бройлерной установки;

 -тепловые нагрузки магистралей,острого пара, пара промышленных параметров и теплосети TW;

 - паровые нагрузки магистралей пара производственных параметров Р и магистрали теплофикационного отбора;

ɤ^ос - доля потерь пара в магистралях.

При этом индексы или номера агрегатов показывают вид и место нахождения оборудования в технологической схеме:

1¸n₁ - котлы магистрали свежего пара;

n₁+1¸n₂ - водогрейные котлы;

1¸m₁ - турбины, подключенными к магистрали острого пара и несущие нагрузку в конденсационном режиме;

m₁+1¸m₂ - турбины теплофикационные и с производственными отборами (типа Т и ПТ), подключенные к магистрали острого пара;

m ₂+1¸m₃ - турбины противодавленческие между магистралями острого пара и пара промышленных параметров;

1¸r₁ - РОУ между магистрали свежего пара и пара производственного отбора;

r₁+1¸r₂ - между магистралями производственного отбора и магистралью собственных нужд и теплофикации;

1¸s₁ - пиковая бойлерная установка, питаемая паром производственного отбора;

s₁+1¸s₂ - основные бойлера, питаемые паром от теплофикационной магистрали.

Величина выработки электрической мощности в каждом конкретном варианте определяется исходя из условия работы турбин в теплофикационном режиме либо противодавлении в соответствии с их расходными характеристиками.

Определение оптимального варианта загрузки проводится путем определения максимума маржинальной прибыли:

М=мах

После распределения нагрузки на уровнях Nmin и Nmax определяем издержки, связанные с переходными этапами.

Затраты топлива на первый этап переходного процесса для любого i-ого агрегата определяются:

 

, (18)

где

 - средняя электрическая нагрузка агрегата в переходном режиме;

 - удельные расходы топлива при средней нагрузке на отпуск электроэнергии, тепла в виде горячей воды и в виде пара промышленных параметров, соответственно;

DВ^нест, DВ^стаб - дополнительные затраты топлива на котле, обусловленные динамикой переходного процесса, связанные с нестационарностью процесса и его последующей стабилизацией;

h_Т - коэффициент полезного действия сетевых подогревателей;

 - электрическая, тепловая и паровая нагрузки i-ого агрегата, соответственно в начале и в конце разгружения.

Анализ динамики переходных процессов, проведенный в работах показал, что в общем случае режимные затраты (DВ^нест, DВ^стаб) зависят от множества факторов, основными из которых являются: начальное тепловое состояние оборудования, начальная и конечная мощность, КПД котла перед началом внесения возмущения, скорость изменения нагрузки, способ регулирования и т.д. В основном все эти составляющие связаны с работой котла и его производительностью. Теоретически рассчитать эти изменения очень сложно из-за большого количества влияющих факторов, однако на основании экспериментальных данных /13 / получены регрессионные зависимости, позволяющие рассчитать дополнительные затраты топлива на этапах разгружения и нагружения, в виде полинома зависящего от абсолютного изменения нагрузки и скорости изменения нагрузки

 

 (19)

 

индекс (р) или (н) означает этап нагружения или разгружения. В зависимости от этапа нагружения или разгружения коэффициенты a_i имеют разное значение.

Затраты топлива на стабилизацию определяются по зависимости

 

, (20)

 

где

t_стаб - время стабилизации;

DD - глубина изменения производительности;

W - скорость изменения производительности котла.

Если t_ст³4, то DВ_стаб=а₀=const.

Для этапа нагружения составляющие переходного процесса определяются аналогично этапу разгружения.

Затраты топлива на вывод агрегата в резерв и последующий набор нагрузки определяются по выражению

 

                        , (21)

 

где

В_р - затраты топлива на соответствующем этапе резервирования (нахождения в резерве, набор нагрузки и т.д.) определяется в соответствии с нормативной методикой расчета затрат топлива на вывод агрегатов в соответствующий вид резерва / 14 /.

Затраты топлива на пиковые водогрейные котлы определяются на основании характеристик котла в соответствии с тепловой нагрузкой l-ого котла. Все затраты топлива переводятся в эквивалент стоимости топлива и оценивается маржинальный доход.

Процесс итеративно повторяется для разного состав соответствии с рис.7.7, столько раз пока не будет найдено его оптимальное значение, обеспечивающее максиму маржинального дохода.

Однако, в этом случае при выборе оптимального распределения нагрузки только по топливной составляющей не учитывается изменение надежности работы оборудования при различных способах вывода энергоблока в резерв. Может оказаться так, что вариант, более оптимальный по топливным издержкам будет в значительной степени проигрывать по надежности и полученное распределение нагрузки окажется не оптимальным. В связи с этим в данной работе предлагается следующая методика учета надежности способов резервирования.