Лекция X. Выбор оптимальных режимов электростанций

⇐ ПредыдущаяСтр 13 из 17Следующая ⇒

Рассмотрим выбор режима работы электростанции на РЭМ, с точки зрения управления. В общем виде работу станции на РЭМ можно представить в виде структурной схемы, представленной на рис. 10.1.

Рис. 10.1. Структурная схема работы электростанции на рынки электроэнергии и мощности: БЛ — энергоблок; ГТП — групповая точка поставки; РЭМ— рынок электроэнергии и мощности; Ст— электростанция

При такой структурной организации выдачи электроэнергии и мощности станцией можно выделить общестанционные связи по суммарному расходу топлива и расходу циркуляционной воды , которые распределяются по блокам и связывают их между собой. Таким образом, получаем многосвязную систему управления:

(10.1)

Система (10.1) необходима для поиска оптимального решения распределения нагрузки, топлива, циркуляционной воды так, чтобы при реализации своей продукции на рынке станция получала максимальную прибыль.

Прибыль станции складывается из величин прибыли:

конкурентного рынка ;

балансирующего рынка ;

системных услуг ;

продаж мощностей ;

собственных нужд ,

и в общем виде может быть представлена формулой:

(10.2)

Прибыль от участия на конкурентном, балансирующем рынках и предоставления системных услуг составляют прибыль станции на рынке электроэнергии, а прибыль от продаж мощности — на рынке мощности.

Раньше, станция сама могла решать сколько ей необходимо мощности для покрытия собственных нужд , что составляет около 6% от её общей выработки. Сейчас же станция должна покупать тот объем электроэнергии, который она тратит на собственные нужды, поэтому коэффициент прибыли на собственные нужды , входящий в формулу (10.2), считается со знаком минус.

Каждая из составляющих (10.2) имеет свою стоимость:

на конкурентном рынке, равную ;

на балансирующем рынке — ;

на рынке системных услуг — .

на рынке мощности, деньги полученные от продаж мощности должны идти на развитие станции.

При рассмотрении задачи оптимального управления блоком, её решение связывают с нахождением минимального удельного расхода топлива. Поэтому переходе на управление станцией встает вопрос: является ли удельный расход топлива критерием выбора оптимального управления?

В большинстве случаев при определении максимальной прибыли станции расчеты сводят к поиску минимального удельного расхода топлива, как составляющую стоимости на конкурентном рынке.

Если станция работает в стационарном режиме, то можно перейти на критерий минимального суммарного расхода топлива на станцию, в целом.

Применять требования к отдельному блоку при рассмотрении процесса управления станцией достаточно сложно, так как приходится каким-либо образом вытаскивать уравнения для блока из системы (10.1) при определенных ограничениях. Исходя из анализа задачи выработки электроэнергии станцией на один ГТП (см. рис. 10.1) в принципе это возможно.

Рассмотрим работу станции на два ГТП (рис. 10.2).

Рис. 10.2. Структурная схема работы электростанции на рынки электроэнергии и мощности на два ГТП: БЛ — энергоблок; ГТП — групповая точка поставки; РЭМ— рынок электроэнергии и мощности; Ст— электростанция

В качестве ГТП служит подстанция, рассчитанная на преобразования определенных напряжений, следовательно, часть блоков должны работать на ГТП 1, а часть на ГТП 2, при этом общестанционные вещи остаются те же.

Станцию чисто условно делят на две отдельных области: одни блоки при работе на ГТП 1, другие на ГТП 2.

С одной стороны мы имеем меньшее количество блоков, что делает управление легче, но с другой стороны так как есть общестанционные связи, то управление получается сложнее.

(10.3)

Прибыль станции будет складываться из прибылей при её работе на ГТП 1 и ГТП 2:

При работе станции на два ГТП критерием оптимального управления становится минимизация удельного расхода топлива на каждый ГТП в отдельности.

Рассмотрим работу станции на два ГТП при работе в теплофикационном режиме.

Рис. 10.3. Структурная схема работы электростанции на рынки электроэнергии и мощности на два ГТП в теплофикационном режиме: БЛ — энергоблок; ГТП — групповая точка поставки; РЭМ— рынок электроэнергии и мощности; Ст— электростанция

При работе станции в теплофикационном режиме к системе уравнений (10.3) добавляется еще одно:

(10.4)

Такая постановка задачи характерна для московских ТЭЦ.

Таким образом, прибыль станции будет определяться как:

С точки зрения управления изменяется размерность задачи (увеличивается) и число управляющих параметров (увеличивается).

Прибыль от продажи тепла определяется тарифом и как такового рынка тепла не существует. Тепловая мощность, вырабатываемая станцией, определяется строго по тепловому графику нагрузки, которую необходимо обязательно покрывать.

Структурная схема решения задачи выбора оптимального режима представлена на рис. 10.4.

Рис. 10.4. Задача о выборе оптимального режима работы станции

Выбор оптимального режима работы блока, станции может проводиться за счет долгосрочной или оперативной оптимизации. При этом, раньше, задачи выбора СГО и оптимального распределения нагрузок решались как одна целостная задача, но с появлением конкурирующего и балансирующего рынков, эти задачи стали рассматриваться как самостоятельные и разделяться по времени. Так, выбор состава генерирующего оборудования производится за x – (4 … 7) суток вперед, а распределение тепловой и электрической нагрузок за x – 1 (производится оптимизация) сутки и оперативные сутки x (производится дооптимизация).

Для выбора оптимального режима работы блока или станции проводят сравнение генерирующего оборудования между собой. Если рассмотреть суточный график выдачи необходимой нагрузки станцией (рис. 10.5), то можно выделить три характерные задачи, решение которых, помогает в выборе нужного режима работы:

1. Ситуация, при которой , возникает, когда необходимо покрыть пиковую нагрузку потребления.

2. Ситуация, при которой , возникает, когда происходит провал нагрузки и необходимо выбрать резервные мощности.

3. Ситуация, связанная с переходными процессами и необходимостью обеспечить соответствующую загрузку или разгрузку блока со скоростью равной .

Рис. 10.5. График суточной нагрузки электростанции

Рассмотрим подробнее все три задачи, начиная с первой.

Выбор дополнительной пиковой мощности

Существует ряд возможностей эффективного получения дополнительной пиковой мощности КЭС:

1. Форсирование работы котла. Как было сказано раннее (см. лк. IX), котлы могут работать на сверхноминальных режимах: +5 % для газомазутных котлов и +3 % для котлов, работающих на твердом топливе.

2. Отключение группы ПВД, что увеличивает мощность ПТ. ПНД не рекомендуется отключать, потому что деаэратор будет брать весь подогрев на себя и будет выступать в роли подогревателя. ПВД берет на себя порядка 18 % от . График выигрыша мощности при отключении регенеративных подогревателей высокого давления показан на рис. 10.6 (отсчет номера подогревателя ведется от деаэратора).

Рис. 10.6. Распределение нагрузки между ПВД

Как видно из графика, наибольший прирос в мощности дает отключение 2-ого подогревателя (+9 % ), это связано с тем, что на него идет самый большой отбор. Одновременное отключение трех подогревателей не приведет к ожидаемому выигрышу повышения мощности блока из-за ограничения обусловленного работой генератора, = 10 % (см. лк. IX). Следовательно, один ПВД нужно отключить полностью, а два других — байпасировать, но так как байпас общий, то отключают не отдельные ПВД, а все сразу. Поэтому, для тех станций, которые хотят отключать ПВД, делают дополнительный, так называемый рабочий байпас.

3. Снижение давление в конденсаторе. Такой возможностью можно воспользоваться, если имеется запас по циркуляционной воде и конденсатор готов пропускать через себя больший расход пара с турбины..

Все три варианта способствуют увеличению пиковой мощности электростанции, но при этом:

а) Форсирование котла приводит к уменьшению его КПД (см. рис. 8.5), с которым будет вырабатываться весь поток пара.

б) Отключение регенеративного подогрева влияет на уменьшение температуры питательной воды, поэтому необходимо увеличить расход топлива на котел, что приведет к уменьшению термического КПД конденсатора и возрастут его потери.

в) Снижение давления в конденсаторе имеет двоякий эффект, о чем было сказано в лк. 7, пп. 7.3.

Таким образом, самым экономичным, но не всегда возможным, является снижение давления в конденсаторе, затем форсирование котла и менее экономичным отключение регенеративных подогревателей.

⇐ Предыдущая 8 9 10 11 121314 15 16 17 Следующая ⇒