Оптимизация режимов промышленных систем электроснабжения с разнородными генерирующими источниками Варганова Александра Владимировна

Содержание к диссертации

Введение

1. Аналитический обзор печатных работ и программных продуктов в области оптимального планирования установившихся режимов электроэнергетических систем и систем электроснабжения 14

1.1. Аналитический обзор печатных работ, посвященных оптимизации режимов электроэнергетических систем и систем электроснабжения 14

1.2. Сравнительный анализ программных продуктов, предназначенных для расчета и оптимизации режимов электроэнергетических систем и систем электроснабжения 27

2. Разработка технико-экономических моделей источников тепловой и электрической энергии применительно к системам электроснабжения крупных промышленных предприятий 34

2.1. Постановка задачи разработки технико-экономических моделей источников электрической и тепловой энергии 34

2.2. Характеристика объекта исследования 36

2.3. Методика расчета себестоимости энергоносителя, необходимого для выработки электроэнергии на собственных электростанциях промышленных предприятий 40

2.4. Технико-экономические модели котлоагрегатов 44

2.5. Технико-экономические модели турбогенераторов 48

2.6. Технико-экономические модели газотурбинных и парогазовых установок 52

2.7. Технико-экономические модели узлов связи с энергосистемой 53

3. Разработка алгоритмов оптимизации режимов работы систем электроснабжения промышленных предприятий с разнородными генерирующими источниками 56

3.1. Разработка алгоритма оптимизации эксплуатационных режимов загрузки генераторов с учетом потерь мощности в распределительных сетях промышленной системы электроснабжения и приема мощности из энергосистемы 56

3.1.1. Алгоритм оптимизации загрузки генераторов с учетом потерь мощности в распределительных сетях промышленной системы электроснабжения 56

3.1.2. Алгоритм оптимизации загрузки генераторов и приема мощности из энергосистемы с учетом потерь мощности в распределительных сетях промышленной системы электроснабжения

3.2. Разработка алгоритма внутристанционной оптимизации собственных электростанций промышленного предприятия 65

3.3. Порядок действия персонала диспетчерских служб промышленного предприятия с целью оптимизации эксплуатационных режимов промышленных систем электроснабжения 70

4. Оптимизация режимов системы электроснабжения в условиях оао «магнитогорский металлургический комбинат» 74

4.1. Постановка задачи оптимизации эксплуатационных режимов промышленных систем электроснабжения 74

4.2. Описание пользовательского интерфейса разработанного программного продукта

4.2.1. Корректировка параметров генератора 76

4.2.2. Корректировка параметров узлов связи 78

4.2.3. Задание узлов связи с энергосистемой 78

4.2.4. Оптимизация режима по активной мощности 79

4.2.5. Оптимизация по тепловой мощности 81

4.3. Определение рекомендуемых загрузок генераторов собственных электростанций, работающих по летнему и зимнему тепловым графикам для существующей схемы МЭУ 82

4.3.1. Оптимизация режимов работы промышленной системы электроснабжения с учетом потерь мощности в распределительной сети 84

4.3.2. Оптимизация режимов работы промышленной системы электроснабжения с учетом потерь мощности в распределительной сети и приема мощности из энергосистемы 89

4.4. Внутристанционная оптимизация работы котельного и генераторного оборудования ТЭЦ, ЦЭС и ПВЭС ОАО «ММК» 92

4.5. Оптимизация режимов работы генераторов согласно перспективному плану развития генерирующей базы системы электроснабжения ОАО «ММК» 103

4.6. Расчет экономического эффекта от внедрения результатов работы 107

4.7. Оценка адекватности и чувствительности разработанных алгоритмов оптимизации 110

Заключение 114

Список литературы

• Сравнительный анализ программных продуктов, предназначенных для расчета и оптимизации режимов электроэнергетических систем и систем электроснабжения
• Методика расчета себестоимости энергоносителя, необходимого для выработки электроэнергии на собственных электростанциях промышленных предприятий
• Алгоритм оптимизации загрузки генераторов с учетом потерь мощности в распределительных сетях промышленной системы электроснабжения
• Оптимизация режима по активной мощности

Введение к работе

Актуальность темы исследования. В настоящее время на промышленных предприятиях (ПП) наблюдается тенденция увеличения установленной мощности собственных источников электроэнергии (СИЭ), что благоприятно сказывается на снижении себестоимости готовой продукции. Наиболее масштабное расширение генерирующей базы осуществляется на предприятиях, располагающих большим запасом вторичных энергоресурсов, среди которых лидируют крупные металлургические предприятия.

Необходимость расположения заводских электростанций вблизи источников вторичных энергоресурсов приводит к большому разнообразию характеристик их котельного и турбинного оборудования, совместному сжиганию нескольких видов топлива с различной себестоимостью и теплотворной способностью, различной электрической удаленности их от наиболее крупных потребителей и узлов связи с энергосистемой, выдаче электроэнергии (ЭЭ) на напряжениях от 3 до 110 кВ. Режимы работы таких электростанций во многом определяются производством тепловой энергии на технологические и теплофикационные нужды.

Наиболее экономичная работа источников электроэнергии и системы электроснабжения (СЭС) в целом возможна при наличии соответствующего математического и программного обеспечения (ПО), позволяющего диспетчерской службе энергохозяйства планировать оптимальные режимы выработки и приема электроэнергии в соответствии с электрической и тепловой нагрузкой, технико-экономическими характеристиками источников, объемом и суммой закупок на розничном рынке электроэнергии.

Одним из способов решения повышения эффективности работы промышленных энергоузлов является разработка и использование алгоритмов оптимизации режимов СЭС с собственными источниками электрической энергии при их большой взаимной электрической удаленности с учетом обеспечения тепловой нагрузки, возможности совместного использования нескольких видов топлива; учетом либо пренебрежением потерь электроэнергии в распределительных сетях промышленной системы электроснабжения.

Предлагаемые алгоритмы основаны на сочетании модифицированных методов динамического программирования и последовательного эквивален-тирования (ДПиПЭ). Это позволяет использовать расходные характеристики (РХ), имеющие точки перегиба, разрывы; эффективно учесть ограничения, выраженные равенствами и неравенствами и достичь хорошей сходимости. Критерием при выявлении оптимальной загрузки генерирующих устройств являются суммарные затраты на приобретение, выработку и передачу ЭЭ.

Крупные промышленные предприятия отличаются наличием сложно-замкнутых разветвленных сетей различного уровня напряжения от 0,4 кВ до 500 кВ и выше, собственные источники электроэнергии с генераторами мощностью от единиц до сотен мегаватт, вторичных энергетических ресурсов, энергоемких электроприемников. Все эти особенности усложняют расчет и

анализ оптимальных режимов. Таким образом, оптимизация режимов СЭС промышленных предприятий невозможна без использования специализированного ПО.

Использование ПО, ориентированного на оптимизацию режимов СЭС предприятий, позволит определить экономически целесообразные эксплуатационные режимы любых промышленных энергоузлов с СИЭ и осуществить их подробный анализ. На основании полученных результатов разрабатывается комплекс научно-обоснованных мероприятий, направленных на энергосбережение и энергоэффективность путем снижения затрат на производство, передачу и приобретение тепловой и электрической энергии.

Степень научной разработанности проблемы.

Значительный вклад в развитие, исследование и разработку методов оптимизации режимов электроэнергетических систем (ЭЭС) внесли известные отечественные и зарубежные ученые: В.А. Веников, В.Г. Журавлев, В.И. Идельчик, В.М. Горнштейн, Д.А. Арзамасцев, П.И. Бартоломей, В.А. Игуменщев, О.Т. Гераскин, Л.А. Крумм, В.С. Хачатрян, M. Begovic, D. Lukman и другие.

Обзор литературных источников показал, что большинство работ отечественных и зарубежных исследователей в области оптимизации эксплуатационных режимов направлены на решение системных задач в ЭЭС, которые слабо отражают проблемы, возникающие в условиях СЭС. Существующие алгоритмы и программные средства определения рациональных режимов СЭС ориентированы на оптимизацию по реактивной мощности, потерям активной мощности и напряжения в электрических сетях. Кроме того, выделяется серия работ, посвященных оптимальному выбору числа, мощности и месту установки источников реактивной мощности и выбору состава генерирующего оборудования. Существующие программные средства для оптимизации установившихся режимов ЭЭС и СЭС не позволяют в комплексе учесть следующие факторы: условия связи с энергосистемой, особенности при определении стоимости энергоносителя на собственных неблочных электростанциях, потери активной мощности в распределительных сетях ПП.

Целью работы является повышение энергоэффективности промышленных предприятий с собственными источниками электроэнергии, сложно-замкнутыми сетями различных уровней напряжения путем оптимизации режимов систем электроснабжения.

Для достижения поставленной цели решены следующие задачи:

1. Разработана адаптированная к условиям собственных электростанциях промышленных предприятий (СЭПП) методика расчета себестоимости энергоносителя, необходимого для выработки электроэнергии.

2. Разработаны усовершенствованные технико-экономические модели (ТЭМ) генераторов и котлоагрегатов, позволяющие в условиях неблочных заводских электростанций получить зависимости электрической мощности и паропроизводительности от себестоимости единицы массового расхода с учетом состава топливной смеси.

3. Созданы усовершенствованные ТЭМ ЭЭС для учета приема мощно-

сти от внешних источников при оптимизации режимов промышленных СЭС.

4. Разработан алгоритм оптимизации распределения электрической нагрузки с учетом потерь активной мощности в распределительных сетях ПП и приема мощности из ЭЭС, основанный на модифицированных методах ДПиПЭ, позволяющий задавать ограничения в форме равенств и неравенств и обеспечивающий безытерационный вычислительный процесс и малое время счета.

5. Разработан алгоритм внутристанционной оптимизации распределения тепловой и электрической энергии между котельными агрегатами и генераторами, основанный на методе динамического программирования (ДП) и позволяющий учитывать тепловую нагрузку потребителей, получающих тепловую энергию от регулируемых отборов турбин электростанций.

6. Разработаны и отлажены модули «Оптимизация по активной мощности» и «Оптимизация по тепловой мощности» в составе программно-вычислительного комплекса (ПВК) «КАТРАН».

7. Рассчитаны оптимальные режимы в сетях 6-500 кВ для существующей и перспективной схем Магнитогорского энергоузла (МЭУ). Определены оптимальные загрузки генерирующего и котельного оборудования в эксплуатационных режимах промышленных СЭС и определен ожидаемый экономический эффект от внедрения результатов работы.

8. Разработан комплекс мероприятий по повышению энергоэффективности работы генераторов ОАО «Магнитогорский металлургический комбинат» (ОАО «ММК») в нормальных и ремонтных режимах.

Объект исследования - система электроснабжения крупных промышленных предприятий с собственными электростанциями.

Предмет исследования - повышение эффективности работы промышленных систем электроснабжения с собственными источниками электроэнергии за счет оптимизации из режимов.

Методы исследования. Поставленные задачи решались на основании вычислительного эксперимента и теоретических исследований, метода динамического программирования, модифицированного метода последовательного эквивалентирования. Вычислительный эксперимент выполнялся с использованием оригинального программного обеспечения.

Достоверность и обоснованность научных результатов, выводов и рекомендаций подтверждается:

1. Корректным использованием методов динамического программирования и модифицированного метода последовательного эквивалентирования.

2. Применением в качестве исходных данных реальных диаграмм режимов турбогенераторов (ТГ) и режимных карт котлов с целью разработки технико-экономических моделей генераторов и котлоагрегатов собственных электростанций ОАО «ММК».

3. Использованием апробированных программных пакетов статистической обработки данных.

4. Применением фактических данных по загрузке генераторов и котлов электростанций МЭУ.

5. Оценкой адекватности и чувствительности разработанных алгоритмов с использованием метода двухсторонних интервальных оценок.

Научная новизна.

5. Созданы усовершенствованные технико-экономические модели генераторов и котлоагрегатов, позволяющие в условиях неблочных заводских электростанций получить зависимости электрической мощности и паропро-изводительности от себестоимости единицы массового расхода энергоносителя и отличающиеся возможностью учета состава топливной смеси.

6. Разработана методика оптимизации эксплуатационных режимов промышленных энергоузлов с мощными электростанциями, позволяющая определять экономически целесообразные загрузки разнородных генерирующих источников по критерию минимума затрат на энергоноситель, необходимый для выработки электроэнергии и отличающаяся возможностью учета особенностей СЭС крупных промышленных предприятий.

7. Разработан алгоритм оптимизации распределения электрической загрузки между генераторами промышленных электростанций, основанный на сочетании модифицированных методов ДПиПЭ, позволяющий задавать ограничения в форме равенств и неравенств и обеспечивающий безытерационный вычислительный процесс и малое время счета, отличающийся возможностью учета потерь мощности в сетях и приема ЭЭ из энергосистемы.

8. Разработан алгоритм внутристанционной оптимизации распределения тепловой и электрической нагрузки между котельным и турбинным оборудованием электростанций промышленного энергоузла, основанный на модифицированном методе ДП, позволяющий учитывать тепловую нагрузку потребителей, получающих энергию от регулируемых отборов турбин и отличающийся возможностью определения рационального состава топливной смеси.

Практическая значимость результатов работы.

9. Разработанное ПО позволяет оценить оптимальные режимы работы генерирующих агрегатов в эксплуатационных режимах по условию минимума затрат на производство, передачу и потребление из энергосистемы ЭЭ с учетом потерь активной мощности в распределительных сетях ПП с местными электростанциями и приемом мощности из ЭЭС.

10. Созданный модуль «Оптимизация по тепловой мощности» в составе ПВК «КАТРАН» позволяет рассчитывать оптимальные режимы работы кот-лоагрегатов и ТГ по условию минимума затрат на используемое топливо в условиях неблочных заводских электростанций.

11. Разработанное оригинальное ПО может быть использовано в составе рабочего места специалиста группы режимов центральной электротехнической лаборатории и центральной диспетчерской службы энергохозяйства ПП для планирования эксплуатационных режимов промышленных электрических сетей и СЭПП.

12. Применительно к условиям СЭС ОАО «ММК» разработан комплекс мероприятий оптимального управления режимами работы генерирующего и

котельного оборудования с целью снижения расхода энергетических ресурсов и потерь мощности в распределительных сетях и, как следствие, снижения доли энергозатрат в себестоимости готовой продукции.

5. Рассчитаны оптимальные карты мощностей для ТГ и режимные карты для энергетических котлов собственных электростанций ОАО «ММК» при их работе в нормальном и ремонтном режимах.

Реализация результатов работы.

13. Создано программное обеспечение, предназначенное для расчета и оптимизации эксплуатационных режимов СЭС ПП с СИЭ. На ПО получены три свидетельства о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2012612069 от 07.11.2011 г., № 2013616847 от 24.07.2013 г. и № 2015662725 от 30.11.2015 г. в Федеральной службе по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам «Роспатент».

14. Программное обеспечение прошло апробацию в цехе сетей и подстанций ОАО «ММК» с получением положительного заключения и последующим внедрением в эксплуатацию (договор на НИОКР № 180735 от 03.03.2010 г. между ОАО «ММК» и ФГБОУ ВПО «МГТУ им. Г.И. Носова», тема 2010-13 НИС).

15. Разработанные ТЭМ котлоагрегатов и ТГ прошли апробацию в центре энергосберегающих технологий ОАО «ММК» с получением положительного заключения и последующим внедрением в эксплуатацию (договор на НИОКР № 228206 от 23.05.2016 г. м е жд у О А О «М М К » и Ф Г Б О У В О «М Г Т У им. Г.И. Носова», тема 2016-23 НИС).

16. Разработан комплекс мероприятий по выявлению и реализации экономичных режимов работы источников электрической и тепловой энергии собственных электростанций ОАО «ММК».

17. Выполнена научно-исследовательская работа (НИР) в рамках ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009 – 2013 гг., соглашение № 14.132.21.1758 от 01.10.2012 г. по теме «Разработка оптимальных режимов функционирования энергосберегающих систем транспортировки и распределения ЭЭ в энергетических комплексах крупных ППс собственными генерирующими источниками».

18. Выполнена НИР в рамках проекта на тему «Разработка алгоритмического и ПО для управления эксплуатационными режимами промышленной СЭС с СИЭ», поддержанная РФФИ (Договор № НК 14-07-00200\14 (15) от 03.02.2014 г.).

19. Теоретические и практические результаты работы использованы при проведении лекционных и практических занятий по дисциплинам «Оптимальные режимы систем электроснабжения» - для магистрантов, обучающихся по направлению 13.04.02 «Электроэнергетика и электротехника», профиль «Электроснабжение», «Оптимальные режимы работы генерирующих источников» - для магистрантов, обучающихся по направлению 13.04.02 «Электроэнергетика и электротехника», профиль «Менеджмент в электроэнергетике», а также при руководстве выпускными квалификационными работами бакалавров и магистров.

Основные положения, выносимые на защиту.

1. Усовершенствованные технико-экономические модели генераторов,

котлоагрегатов собственных электростанций промышленного предприятия.

2. Технико-экономические модели электроэнергетических систем, учитывающие пропускную способность линий.

3. Алгоритм оптимизации распределения активной мощности между генераторами собственных электростанций с учетом потерь активной мощности в распределительных сетях промышленных систем электроснабжения и приемом электроэнергии из энергосистемы.

4. Алгоритм внутристанционной оптимизации распределения тепловой и электрической энергии с учетом особенностей используемого топлива, не-блочности тепловых и электрических схем электростанций.

5. Оптимальные диаграммы режимов генераторов и оптимальные режимные карты котлов собственных электростанций промышленного энергоузла.

Апробация работы.

Основные положения диссертации, выносимые на защиту, и некоторые аспекты глав обсуждались на следующих научно-практических, научно-технических конференциях (НТК) и семинарах: конкурс НИР аспирантов и молодых ученых ВУЗов в области энергосбережения в промышленности «ЭВРИКА-2010» (ЮРГТУ (НПИ), г. Новочеркасск, 2010 г., диплом I степени, медаль победителя); III Международная НТК «Электроэнергетика глазами молодежи» (г. Екатеринбург, 2012 г.); XVIII Международная НТК студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (г. Москва, 2012 г.); IX открытая молодежная НТК «Диспетчеризация и управление в электроэнергетике» (г. Казань, 2014 г.); 2015 International Conference on Mechanical Engineering, Automation and Control Systems (MEACS) (г. Томск, 2015 г.); Х Всероссийская НТК «Информационные технологии в электротехнике и электроэнергетике» (ИТЭЭ-2016) (г. Чебоксары, 2016 г.).

Публикации. По результатам выполненных исследований опубликовано 15 основных печатных работ, в том числе 2 монографии, 6 в журналах из Пер ечня ре цензир уемы х на уч ны х из да ний, и 1 в ж урнале, ци тируемом наукометрической базой Scopus.

Получено 3 свидетельства о государственной регистрации программ для ЭВМ.

Структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав с выводами, заключения, библиографического списка из 211 наименований и 11 приложений. Объем работы включает 139 страниц основного текста, в том числе 43 рисунка и 22 таблицы.

Сравнительный анализ программных продуктов, предназначенных для расчета и оптимизации режимов электроэнергетических систем и систем электроснабжения

В настоящее время в Российской Федерации реализуется закон РФ № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» [142] от 23.10.2009 г. и постановление Правительства РФ от 04.05.2012 № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» (вместе с «Основными положениями функционирования розничных рынков электрической энергии», «Правилами полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии»). В связи с этим по сравнению с 90-ми годами значительно изменились взаимоотношения между объектами энергетики, что привело к изменению структуры энергетического хозяйства крупных промышленных предприятий. Кроме того, увеличились цены на электроэнергию, покупаемую предприятиями у энергоснабжающих организаций. Таким образом, на крупных промышленных предприятиях наблюдается тенденция увеличения собственной генерирующей базы, что способствует появлению необходимости решения задач, связанных с оптимальным управлением режимами таких объектов.

Проблемы энергосбережения и энергоэффективности перед учеными и руководителями энергоемких предприятий встали практически сразу после увеличения объемов потребляемой мощности и усложнения процесса производства, передачи, распределения и потребления энергоресурсов и электроэнергии. В работах Ю.А. Виленского [57], П.И. Левичева [124], А.Г. Тумановского [153], Г.В. Никифорова [136], В.Б. Рубахина [143], И. Шкоды [186], Н.В. Иванова [91], J. Bausa [190] рассмотрены вопросы экономии тепловой и электрической энергии, а также повышения экономичности электростанций за счет оптимальной работы котельнотурбинного оборудования тепловых электростанций [8, 9, 33, 35]. В.А. Виноградовым [58] поднимается технический вопрос о рациональном регулировании нагрузки котлоагрегатов за счет установки регуляторов, поддерживающих необходимое давление газа перед котлом при снижении или увеличении его нагрузки. А.У. Липец [128] приводит способы повышения эффективной работы энергоблоков, использующих в качестве основного топлива газ, путем увеличения температуры перегрева, отборов тепла от котлоагрегатов, использования теплоты уходящих газов, подогрева топливного газа, использования вторичного перегретого пара. Выбор оптимальных режимов отпуска тепла от электростанций в зависимости от величины тепловой нагрузки и температурного графика окружающей среды приведен в работах Н.М. Зингера [89, 90]. П.П. Вершининым [56] предложена методика расчета располагаемой реактивной мощности генераторов ТЭЦ на основе их испытаний.

Кроме того в ряде научных работ особое внимание уделяется вопросам влияния характеристик энергетического топлива на технико-экономические показатели электростанций. Р.Е. Алешинский в своей статье [11] анализирует влияние качества топлива на эффективность работы котлоагрегатов тепловых электростанций. В [123] говорится о необходимости разработки детально проработанных режимных карт котлов с целью простоты и экономичности регулирования подачи топлива в топку и прогнозирования с помощью них режимов работы котельного оборудования. Э.Х. Вербовецким [55] в 2004 г. разработан программный пакет, осуществляющий оценку влияния топливных ресурсов на технические и экономические показатели энергооборудования электростанций, работающих на угольной пыли. В работе [71] описан оптимальный подход «… подачи пыли высокими концентрациями при сжигании угля…» в котельной установке, основанный на задании и определении экономичных параметров котла и марки используемого угля.

На решение оптимизационных задач тепловых электростанций влияет также фактор экологичности. В статьях [69, 70, 186] рассматриваются вопросы определения оптимальных режимов работы энергосистем с тепловыми электростанциями, критериями оптимальности являются минимальные затраты на энергоресурсы электростанций с учетом ограничения выбросов вредных веществ в атмосферу. Поднимаются вопросы использования вторичных энергетических ресурсов [152].

Одним из основных вопросов оптимизации систем электроснабжения является определение рациональной мощности из энергосистемы с учетом оговоренного в договоре на поставку объема закупаемой мощности и тарифов на электроэнергию. В [34] описан подход, позволяющий определять максимальную покупную мощность из энергосистемы с учетом вышеперечисленных факторов.

Начиная с середины девяностых годов в энергетике в связи с делением единой энергосистемы в отдельных ее частях возникает дефицит активной мощности, вследствие чего растет себестоимость электроэнергии и величина тарифов на нее. В это время на выбор способов управления системой электроснабжения в эксплуатационных режимах наибольшее влияние оказывают задачи обеспечения её наибольшей экономической эффективности при соблюдении требуемых условий связи с энергосистемой. Как правило, используется два способа управления - выбор рационального состава элементов и выбор параметров режима. При выборе рационального режима эти две задачи часто приходится решать совместно. Данным вопросам посвящены работы В.С. Хачатряна [160-164], С.К. Гурского [78], М.Л. Королева [97], К.А. Смирнова [146], В.М Летун [125], А.П. Алексанова [10], А.С. Немчиновой [135], Н.И. Серебрянникова [145].

После принятия закона № 261–ФЗ от 23.10.2009 г. появляются работы, направленные на решение проблем энергоэффективности и энергосбережения в условиях оптовых рынков электроэнергии [125]. Также решаются вопросы о рациональной стратегии развития энергосистем. В [31] А.С. Бердиным приводится методика, позволяющая анализировать и определять стратегию развития систем электроснабжения, основанная на положениях теории нечетких множеств, учитывающая «… неопределенность части исходной информации». А.И. Федотовым [156] рассматриваются вопросы энергоэффективной работы химического пред 17 приятия путем оптимизации затрат на потребляемую из сети электроэнергию с учетом особенностей технологического процесса. В работе [205] приводится один из способов разработки оптимального электропотребления промышленного предприятия.

Таким образом, необходима постановка и решение основных оптимизационных задач при совместной эксплуатации энергосистем и систем электроснабжения. В работах Т.М. Алябышева [12], В.А. Будзко [39], В.Н. Костина [98], В.А. Козлова [96], Е.В. Цветкова [182], В.А. Дале [82] сформулированы обобщенные задачи оптимального управления электроэнергетическими системами. В статье Е.А. Волковой [59] приводится математическое моделирование оптимальных режимов электростанций при перспективном проектировании электроэнергетических систем, включающее в себя подготовку исходной информации о системе, определение ее размеров, суммарной мощности и режимов работы оборудования.

Кроме того авторами А.С. Немчиновой [135] и Н.Т. Ефимовым [84] приведены возможные варианты оптимальной работы ТЭЦ в энергосистемах за счет регулирования вырабатываемой электростанциями электрической мощности.

Научный коллектив в составе В.И. Порошина, А.П. Романенко, Б.И Аюева и С.И. Демидова предлагают практический подход решения задачи внутричасовой оптимизации режима энергосистемы посредством использования программного пакета ЭРГЕН - КОРРЕКТОР в объединенном диспетчерском управлении (ОДУ) Урала [138]. Рассматриваемый программный комплекс позволяет определять диспетчеру ОДУ оптимальные задания объектам управления по активной мощности на период 20-60 мин по критерию минимума затрат на топливо источников электроэнергии.

Методика расчета себестоимости энергоносителя, необходимого для выработки электроэнергии на собственных электростанциях промышленных предприятий

Современные системы электроснабжения крупных промышленных предприятий характеризуются наличием собственных источников электрической и тепловой энергии как крупных, так и источников небольшой мощности. Промышленные электростанции предприятий обладают следующими особенностями: - в качестве первичного энергоносителя используется природный газ (ПГ), мазут, уголь и вторичные энергетические ресурсы, при условии их наличия в энергоузле (например: коксовый, доменный и конвертерный газы); - имеется и тепловая, и электрическая нагрузка; - тепловые схемы электростанций имеют неблочную структуру; - в качестве топлива используются смеси из двух и более энергоресурсов (например, смесь природного газа с угольной пылью; смесь природного, коксового (КГ) и доменного (ДГ) газов); - функционирующие генераторы мощностью от единиц до десятков мегаватт.

Для определения оптимальной загрузки генерирующего оборудования и котлоагрегатов с целью краткосрочного и долгосрочного планирования оптимальных режимов работы системы электроснабжения предприятия необходимо разработать специализированное программное обеспечение. В качестве исходных данных по основному электроэнергетическому оборудованию промышленных электростанций для разрабатываемого программного продукта необходимо разработать технико-экономические модели источников электрической и тепловой энергии, позволяющие одновременно учитывать эксплуатационные и экономические параметры указанных агрегатов. Зависимости между основными техниче 35 скими параметрами для энергетических котлов отражены в их режимных картах, для турбогенераторов - в диаграммах режимов их работы. Данные модели для котлоагрегатов и турбогенераторов представляют собой зависимость себестоимости пара от паропроизводительности котла в первом случае и от мощности на клеммах генератора во втором.

Помимо крупных источников тепловой и электрической энергии в современных системах электроснабжения промышленных предприятий наблюдается тенденция увеличения числа электростанций с газотурбинными, парогазовыми и газопоршневыми установками. Модели таких источников строятся на основании их расходных характеристик и представляют собой зависимость затрат на используемое энергетическое топливо от мощности на клеммах генератора.

Для проведения комплексного анализа оптимальных режимов промышленных систем электроснабжения необходимо учесть в качестве источников электроэнергии узлы связи с энергосистемой. Технико-экономическая модель точки примыкания энергосистем к энергетическому узлу промышленного предприятия представляет собой зависимость тарифа на прием из энергосистемы от мощности, потребляемой из нее, причем тарифы на электроэнергию задаются энергоснаб-жающей организацией, а не энергосистемой. В качестве основных исходных данных для моделирования узлов связи с энергосистемами приняты тарифы на электроэнергию и суточные графики электрических нагрузок линий, по которым передается заданная мощность из систем.

Разрабатываемые модели источников электрической и тепловой энергии нагляднее задавать в табличной и графической формах. Целесообразнее осуществлять разработку технико-экономических моделей применительно к источникам конкретного энергоузла, так как системы электроснабжения крупных промышленных предприятий имеют индивидуальные особенности.

Технико-экономические модели разрабатывались для существующей и перспективной схемы Магнитогорского энергетического узла (МЭУ). 2.2. Характеристика объекта исследования

МЭУ получает питание от трех крупных источников: Троицкая ГРЭС, Ириклинская ГРЭС и п/ст Бекетово. Энергетический узел образован двумя системными подстанциями (ПС): «Магнитогорская» (2АТГ-801 МВА 500/220 кВ) и «Смеловская» (АТГ-801 МВА 500/220 кВ, АТ-200 МВА 220/110 кВ); узловыми подстанциями: №30 (2АТ-250 МВА 220/110 кВ), №90 (2АТ-250 МВА 220/110 кВ), №60 (2АТ-250 МВА 220/110 кВ) и №77 (2АТ-200 МВА 220/110 кВ); тремя собственными электростанциями суммарной мощностью более 600 МВт и несколькими маломощными источниками электроэнергии с агрегатами единичной мощностью от 4 МВт до 7 МВт и большой электрической удаленностью от энергосистемы.

Наиболее крупные электростанции – ТЭЦ (330 МВт, 6 турбогенераторов и 8 паровых котлов), центральная электростанция - ЦЭС (191 МВт, 9 турбогенераторов и 8 котлов), паровоздуходувная электростанция ПВЭС-1, 2 (102 МВт, 6 турбогенераторов, 7 котлов и 9 турбовоздуходувок). Кроме выше перечисленных источников электрической и тепловой энергии в МЭУ имеются источники малой генерации, относящиеся к Паросиловому цеху (ПСЦ) ОАО «ММК» два генератора мощностью 7,46 МВт и мини-ТЭЦ с агрега том 4 МВт. Планом развития и реконструкции производства предполагается со оружение нескольких источников (установка газотурбинных и парогазовых уста новок) мощностью от 6 МВт до 25 МВт. Основные номинальные параметры тур богенераторов и котлоагрегатов электростанций представлены в таблицах 2.1 – 2.2 соответственно.

Алгоритм оптимизации загрузки генераторов с учетом потерь мощности в распределительных сетях промышленной системы электроснабжения

Для турбогенераторов (ТГ) ТЭМ представляют собой зависимость себестоимости 1 тонны свежего пара (1 м3), затрачиваемого на выработку заданной величины мощности, от мощности, вырабатываемой на их клеммах (S=f(P)). Данные модели строятся на основе расходных характеристик турбогенераторов D0(P) [129] (получены с использованием диаграмм режимов ТГ, в приложении В, рисунки В.1-В.4 приведены диаграммы режимов для генераторов ТЭЦ, ЦЭС, ПВЭС-2 ОАО «ММК» ) и моделей котлоагрегатов (п. 2.4 данной работы).

Так как ТЭЦ и ЦЭС ОАО «ММК» работают по тепловому графику, то работа генераторов зависит от сезона, таким образом расходные характеристики для ТГ были построены для двух температурных режимов наружного воздуха: 30С и 0С, построенные D0(P) ТГ приведены в таблице 2.7.

Для построения ТЭМ ТГ учитывалось неблочное построение схем паропроводов собственных электростанций ОАО «ММК», описание которых приведено в п. 2.2. Для каждого паропровода определяется паропроизводительность котлов, необходимая ТГ для выработки заданной мощности. Для суммарной нагрузки котлов подбирается их паропроизводительность, определенная из условия минимума затрат. Построение ТЭМ ТГ осуществлялось в программном пакете MS Office Excel 2007. Полученные модели приведены в таблице 2.7.

Полученные модели имеют вид ломаной линии, что объясняется скачкообразным изменением себестоимости пара ввиду использования различных видов топлива в смеси, а также неблочным характером тепловых схем.

Необходимость разработки ТЭМ газотурбинных и парогазовых установок обусловлена увеличением числа источников распределенной генерации в промышленных энергоузлах. Данная тенденция вызвана большим числом факторов, основными из которых являются: значительная удаленность предприятий от энергосистемы, что увеличивает стоимость подключения из-за строительства протя 53

женных линий электропередачи; наличие вторичных энергоресурсов, что снижает себестоимость электроэнергии и пара, полученных от мини-электростанций; кроме того, ввод в эксплуатацию генераторов малой мощности осуществляется в срок от четырех месяцев до года, что сравнительно невелико относительно крупных электростанций, а ввиду достаточно быстрого роста нагрузок предприятия это является положительной стороной данного вида источников электроэнергии.

В результате анализа [132, 140, 144] можно сделать вывод, что ТЭМ указанных выше установок в практике расчетов строятся на основе заданных расходных характеристик и представляют собой зависимость стоимости 1 м3 природного газа от мощности на клеммах генератора. При построении расходных характеристик задаемся температурой выхлопных газов, температурой на входе первичного двигателя, массовым расходом выхлопных газов и температурой пара.

В п. 2.2 приведены перспективы роста мощности собственной генерирующей базы за счет установки газотурбинных и парогазовых установок мощностью от 6 до 37 МВт. Примем к рассмотрению установки фирмы Siemens типа: SGT – 200 – 1S мощностью 6,75 МВт; КПД-31,5%; SGT – 400 мощностью 12,90 МВт; КПД-34,8%; SGT – 600 мощностью 24,77 МВт; КПД-34,2%

Расходные характеристики газотурбинных установок фирмы Siemens SGT-200, 400, 600 приведены на рисунке 2.3. Принято, что указанные установки работают на природном газе. ТЭМ таких источников имеет форму прямой, таким образом в качестве исходных данных целесообразно задавать модель установок в виде зависимости ВПГ(Р) при неизменной стоимости ПГ.

С целью комплексной оптимизации эксплуатационных режимов промышленных систем электроснабжения необходимо разработать ТЭМ узлов связи с энергосистемой. Данные модели представляют собой зависимость затрат на мощность, передаваемую по линиям связи с энергосистемой, от ее величины. Затраты на мощность определяются исходя из величины тарифа на мощность, определяемой согласно договору на энергоснабжение.

Оптимизация режима по активной мощности

Для определения оптимальных режимов работы промышленной системы электроснабжения нужно: 1) выполнить расчет оптимальных загрузок генераторов собственных электростанций, затрат на прием, передачу и выработку электроэнергии с учетом теплофикационного отбора турбогенераторов и потерь мощности в распределительных сетях в условиях МЭУ в существующем режиме и режиме планово-предупредительных ремонтов ТГ при работе электростанций по летнему и зимнему тепловым графикам; 2) рассчитать рекомендуемые загрузки генераторов собственных электростанций МЭУ по комплексному критерию минимума затрат на выработку, передачу электроэнергии собственными источниками и ее прием из энергосистемы при работе электростанций по зимнему и летнему тепловым графикам; 3) определить оптимальные загрузки энергетических котлов и турбогенераторов собственных электростанций ТЭЦ, ЦЭС, ПВЭС ОАО «ММК»; 4) выполнить расчет рекомендуемых загрузок существующей генерирующей базы и вновь вводимой, согласно перспективному плану развития МЭУ; 5) построить оптимальные карты мощностей ТГ и режимные карты котлов для промышленных электростанций МЭУ в соответствии с указанными выше расчетными режимами; 6) разработать комплекс мероприятий по загрузке генераторов и котлов в указанных расчетных режимах; 7) оценить ожидаемый экономический эффект от внедрения результатов работы. 4.2. Описание пользовательского интерфейса разработанного программного продукта

Оптимизация эксплуатационных режимов систем электроснабжения промышленных предприятий выполнялась с использованием специализированного программно-вычислительного комплекса «КАТРАН» [2, 5, 6], разработанного на кафедре электроснабжения промышленных предприятий ФГБОУ ВПО «МГТУ им. Г.И. Носова». Разработанное программное обеспечение (ПО) обладает следующими возможностями: 1) формирование электрической и тепловой расчетной схемы с возможностью ее изменения; 2) расчет установившегося режима; 3) моделирование генераторов, энергосистем и котлоагрегатов в виде технико-экономических характеристик; 4) моделирование нагрузок в условиях неопределенности исходной информации с целью оптимизации эксплуатационных режимов промышленных систем электроснабжения; 5) оптимизация режимом систем электроснабжения с учетом и пренебрежением потерь активной мощности в распределительных сетях при различных условиях связи с энергосистемой; 6) оптимизация режима по комплексному критерию, учитывающему затраты на потери активной мощности в сетях, на прием электроэнергии из энергосистемы и производство мощности собственными источниками; 7) оптимизация распределения тепловой нагрузки между котлоагрегатами электростанций промышленного предприятия по условию минимума затрат на используемое топливо.

Внешний вид главного окна ПО приведен на рисунке 4.1. Для ввода данных с целью оптимизации режима необходимо в меню «Оптимизация» выбрать пункт «Оптимизация по активной мощности», или нажать кнопку быстрого вызова І. На экране появится окно (рисунок 4.2), которое со 76 держит три закладки: «Оптимизация», «Свойства генераторов» и «Свойства узлов связи». Рисунок 4.1 - Внешний вид главного окна программы «КАТРАН» Рисунок 4.2 - Окно «Оптимизация» 4.2.1. Корректировка параметров генератора На закладке «Свойства генераторов» предусмотрены средства для задания расходной характеристики генератора (рисунок 4.3). Закладка содержит: 1) выпадающий список с наименованиями схем проекта, в которых присутствуют генераторы – «Схема проекта»; 2) выпадающий список с диспетчерскими названиями генераторов (соответствует «Поясняющей надписи») – «Генератор»; 3) выпадающий список с перечнем возможных расходных характеристик; 4) общестанционную «Стоимость 1 т пары»; 5) таблицу значений расходной характеристики; 6) кнопки «+» («добавить характеристику») и «-» («удалить характеристику»); 7) значение существующей нагрузки генератора, заданное в свойствах данного элемента – «Существующая нагрузка генератора»; 8) значение нагрузки генератора, полученное в результате оптимизации – «Рекомендуемая нагрузка генератора».