№ 2
ИЗВЕСТИЯ АКАДЕМИИ НАУК ЭНЕРГЕТИКА
2014
УДК 621.311.22/23
© 2014 г. КЛЕР А.М., МАКСИМОВ А.С., ЧАЛБЫШЕВ А.В., СТЕПАНОВА Е.Л.1
ОПТИМИЗАЦИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ ТЭЦ ДЛЯ МАКСИМИЗАЦИИ ПРИБЫЛИ В УСЛОВИЯХ БАЛАНСИРУЮЩЕГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Рассматривается методика решения задачи максимизации прибыли теплоэлектроцентрали на оптовом рынке электроэнергии в секторе "Балансирующий рынок" за счет дополнительной загрузки включенного электрогенерирующего оборудования. Приведены задачи оптимизации производства тепловой и электрической энергии с учетом текущего режима работы станции, фактического состояния основного оборудования и прогнозного Индикатора балансирующего рынка. Представлен пример оптимизации загрузки оборудования крупной тепловой электрической станции для максимизации ее прибыли.
Ключевые слова: математическое моделирование, оптимизация, теплоэлектроцентраль, балансирующий рынок.
Введение. Действующий рынок электроэнергии и мощности (ОРЭМ) для генерирующих компаний подразумевает несколько механизмов торговли электроэнергией: долгосрочные договоры(ДД); краткосрочный рынок "на сутки вперед" (РСВ); балансирующий рынок (БР).
Перед проведением торгов осуществляется предварительный выбор состава включенного генерирующего оборудования электростанций [1]. На РСВ, где осуществляется торговля основной доли от выработки электроэнергии, участники в рамках единого аукциона, проводимого с учетом электросетевых ограничений, конкурируют за объем выработки/потребления на основе поданных ими ценовых заявок. В результате на рынке устанавливается маржинальная цена (цена РСВ) и соответствующая электрическая мощность каждой электростанции. В сутки фактической нагрузки действует балансирующий рынок. На БР у участника оптового рынка есть возможность скорректировать при необходимости свой диспетчерский график с помощью подачи оперативной ценопринимающей заявки (ОЦПЗ) [2]. Таким образом, электростанция имеет возможность гибкой корректировки диспетчерского графика до необходимой величины.
Определение правильной стратегии поведения при участии в торгах на ОРЭМ — одна из важнейших задач функционирования генерирующих компаний. Степень эффективности этой стратегии зависит от выбора режимных параметров работы оборудования отдельных электростанций, входящих в состав компании. На практике прогнозирование режимов строится на основе отчетных данных за предыдущий период. При этом необходимо учитывать большое количество параметров, влияющих на оптимальность (эффективность) прогнозируемого режима работы оборудования электростанции: состав включенного генерирующего оборудования, тепловые и электрические нагрузки, состав топлива и многое другое. Эта задача усложняется при определении ре-
1Институт систем энергетики им. Л.А. Мелентьева СО РАН, г. Иркутск.
жима работы теплоэлектроцентралей (ТЭЦ), когда расход топлива на производство электроэнергии зависит от тепловых нагрузок оборудования. Взаимосвязь и эффективность комбинированного производства тепловой и электрической энергии на ТЭЦ является одной из основных проблем развития рынка электроэнергии России [3].
В лаборатории "Исследования энергетических установок" Института систем энергетики им. Л.А. Мелентьева (ИСЭМ) СО РАН разработана оригинальная методика построения математических моделей сложных теплоэнергетических установок (ТЭУ), которая реализована в виде программно-вычислительного комплекса (ПВК) Система машинного построения программ (СМПП) [4]. Использование математических моделей, построенных по этой методике, позволяет проводить конструкторские и поверочные расчеты ТЭУ, основываясь на физических законах и апробированных методах расчета (энергетические и материальные балансы энергоносителей, нормативный метод теплового расчета котла и др.) энергетического оборудования. Этот подход позволяет получать математические модели энергетического оборудования и тепловых электрических станций с достаточно подробной детализацией, учитывая особенности в их работе (модернизация оборудования, отключение отдельных элементов и т.д.), а также формировать и решать оптимизационные задачи.
Постановка задачи. Максимизация прибыли энергетической компании на балансирующем рынке возможна с помощью подачи ОЦПЗ "на увеличение", т.е. на дополнительную (нетепловую) загрузку включенного оборудования ТЭЦ. Эта задача связана с задачей оптимального распределения электрических и тепловых нагрузок на ТЭЦ при минимизации затрат на топливо.
Целью настоящей работы является решение задач:
— оперативной оценки состояния оборудования ТЭЦ;
— выбора оптимальной дополнительной электрической мощности ТЭЦ с учетом прогнозной цены электроэнергии на БР.
Поставленные задачи можно решить, имея математическую модель исследуемой ТЭЦ, адекватно учитывающую существующее состояние основного теплоэнергетического оборудования станции.
Каждая математическая модель имеет в составе набор коэффициентов, определяющих работу ее элементов. При создании математической модели этим коэффициентам присваиваются базовые значения, приводимые в разных справочниках. Но, когда речь идет о моделировании реально функционирующего оборудования, тем более оборудования находящегося в эксплуатации длительное время, необходимо проводить дополнительную настройку (идентификацию) коэффициентов математической модели с целью максимизации соответствия рассчитанных параметров параметрам, установившимся на работающем оборудовании. Описание методики идентификации коэффициентов математических моделей приведено в работе [5]. Полученные значения коэффициентов используются в расчетах станции в целом. Так для каждого котельного агрегата строится зависимость его КПД от паропроизводительности, которая применяется в математической модели ТЭЦ. Для турбоагрегатов полученные значения коэффициентов (внутренние относительные КПД отсеков, площади поверхностей нагрева подогревателей и др.) используются непосредственно в моделях турбоустано-вок, включенных в итерационный процесс расчета технологической схемы ТЭЦ.
Задача оценивания состояния. Во время управления оборудованием электростанции у оперативного персонала возникают сложности с оценкой показателей, которые невозможно замерить (расход твердого топлива, КПД котлоагрегата и др.). При этом подробные математические модели энергетических установок и ТЭЦ в целом позволяют получать наиболее вероятные значения таких параметров при использовании существующего набора значений замеряемых параметров в различных точках технологической схемы (при условии достаточного их количества для удовлетворительного воссоздания режима работы). Следует отметить, что набор значений замеренных параметров из-за погрешностей замеров может быть несовместимым, т.е. не удовлетворять уравнениям материального и энергетического балансов элементов технологической
схемы ТЭЦ, а также другим уравнениям математической модели, поэтому получение фактического режима работы станции с помощью такой модели требует решения задачи оценки состояния. Ее решение позволяет подобрать такие значения замеряемых параметров, которые: а) удовлетворяют всем уравнениям модели; б) имеют абсолютные отклонения от замеров, не превышающие заданного числа среднеквадратичных погрешностей замера; в) из всех наборов замеряемых параметров, отвечающих условиям а) и б), обеспечивают получение минимума суммы квадратов относительных отклонений от результатов замеров. Применительно к отдельным агрегатам тепловой электрической станции постановка задачи оценивания состояния приведена в работе [5]. Для ТЭЦ в целом она имеет особенности:
1) задача решается после определения (идентификации) коэффициентов моделей отдельных элементов схемы;
2) поскольку электрическая мощность ТЭЦ и отпуск от нее тепла в виде пара и горячей воды приборами коммерческого учета замеряются достаточно точно, и именно на основе этих замеров определяется используемая при нахождении прибыли выручка от продажи энергии ТЭЦ, то эти величины при оценивании состояния принимаются равными результатам замеров и не уточняются;
3) главной целью решения задачи оценивания состояния для ТЭЦ в целом является определение суммарного расхода топлива котлоагрегатами.
С учетом этого математическая постановка задачи имеет вид:
f (xz, yz, xз, уз) ^ min,
Хз, Хн
при условиях:
y = H (Хз, Хн, e, Q, NТЭЦ);
G(x3, хн, y, 0, Q, NТЭЦ) > 0;
BТЭЦ =ф(Хз, Хн, y, 9, Q, N ТЭЦ);
xh-АХ < Хз1 < x Zi + А Х, i = l,..., К-
yl] -А У < Уз; < y\] + ЛVy, ; = м;
Хн — Хн — Хн ;
Г Уз
У =
V Уь
f Х, yl Хз, Уз) = X (xli 7 з'')2 + X (ylj -2Уз])
i = 1
j = 1
АХ = Wo2
2
О xi =
( Tx x
Li а, 3 • 100
i = 1,..., К;
A j = Wo
2
Ü yj =
' Lyay ^
3 • 100
v /
j = 1,..., M,
где K — размерность вектора хз и xl; M — размерность векторов уз и ; хз — вектор
входных замеряемых параметров модели; x3
вектор замеренных значений компо-
z
нент вектора хз; уз — вектор выходных замеряемых параметров модели; уз — вектор замеренных значений компонент вектора уз; х з — вектор входных не замеряемых параметров модели; векторам хз и Хн при решении задачи оптимизации задаются начальные значения; ун — вектор выходных не замеряемых параметров модели; 9 — вектор коэффициентов математической модели; f — функция, учитывающая отклонения
рассчитанных параметров (хз, уз) от значений замеров (х£, y%); Н — ^-мерная вектор-функция ограничений-равенств включает уравнения, описывающие технологические связи между элементами схемы, энергетические и материальные балансы элементов технологической схемы ТЭЦ и др.; G — /-мерная векторная функция ограничений-неравенств (включает ограничения снизу и сверху на такие зависимые параметры, как
расходы острого пара на турбины, электрические мощности турбин и др.); хн, Хн — вектора минимальных и максимальных значений для вектора Хн; Q — вектор значений тепловых нагрузок электростанции; ЖТЭЦ — полная электрическая мощность станции; ^тэц — суммарный расход топлива котлоагрегатами ТЭЦ; у — коэффициент, учитывающий допустимое число среднеквадратичных отклонений замеряемых и расчетных
значений соответствующих параметров (в расчетах принимается равным 3); сХ
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.