RU2647241C2 - Способ разнесения топливных затрат на ТЭЦ - Google Patents

Способ разнесения топливных затрат на ТЭЦ Download PDF

Info

Publication number
RU2647241C2
RU2647241C2 RU2015135417A RU2015135417A RU2647241C2 RU 2647241 C2 RU2647241 C2 RU 2647241C2 RU 2015135417 A RU2015135417 A RU 2015135417A RU 2015135417 A RU2015135417 A RU 2015135417A RU 2647241 C2 RU2647241 C2 RU 2647241C2
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
energy
fuel
electric
station
plant
Prior art date
Application number
RU2015135417A
Other languages
English (en)
Other versions
RU2015135417A (ru
Inventor
Татьяна Владимировна Мятеж
Юрий Анатольевич Секретарев
Борис Николаевич Мошкин
Original Assignee
Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Образования "Новосибирский Государственный Технический Университет"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Образования "Новосибирский Государственный Технический Университет" filed Critical Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего Образования "Новосибирский Государственный Технический Университет"
Priority to RU2015135417A priority Critical patent/RU2647241C2/ru
Publication of RU2015135417A publication Critical patent/RU2015135417A/ru
Application granted granted Critical
Publication of RU2647241C2 publication Critical patent/RU2647241C2/ru

Links

Images

Classifications

    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F01—MACHINES OR ENGINES IN GENERAL; ENGINE PLANTS IN GENERAL; STEAM ENGINES
    • F01K—STEAM ENGINE PLANTS; STEAM ACCUMULATORS; ENGINE PLANTS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; ENGINES USING SPECIAL WORKING FLUIDS OR CYCLES
    • F01K17/00—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant
    • F01K17/02—Using steam or condensate extracted or exhausted from steam engine plant for heating purposes, e.g. industrial, domestic
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F24—HEATING; RANGES; VENTILATING
    • F24D—DOMESTIC- OR SPACE-HEATING SYSTEMS, e.g. CENTRAL HEATING SYSTEMS; DOMESTIC HOT-WATER SUPPLY SYSTEMS; ELEMENTS OR COMPONENTS THEREFOR
    • F24D10/00—District heating systems
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B30/00—Energy efficient heating, ventilation or air conditioning [HVAC]
    • Y02B30/17—District heating
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E20/00—Combustion technologies with mitigation potential
    • Y02E20/14—Combined heat and power generation [CHP]

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Combustion & Propulsion (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Feedback Control In General (AREA)
  • Supply And Distribution Of Alternating Current (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)

Abstract

Изобретение относится к электроэнергетике и может быть использовано для разнесения топливных затрат между видами производимой энергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) и в энергообъединениях для оптимизации режимов их работы в целях экономии топлива и улучшения экологической обстановки в стране в целом. Предлагаемый способ позволяет увеличить экономию топлива за счет оптимизации режимов работы ТЭЦ как комбинированного источника по производству электрической и тепловой энергии, максимизировать прибыль производителя и минимизировать себестоимость производства электрической и тепловой энергии. Это достигается тем, что в известном способе распределения топливных затрат на ТЭЦ, при котором для заданного состава работающего оборудования (котлов и турбин) распределяют расход материального энергоресурса (расход топлива, пара) между производством электрической и тепловой энергий по критерию максимизации прибыли за счет регулирования отбора пара с турбин с помощью регулирующего клапана части высокого давления турбинного отделения, определяют энергетические характеристики станции на основе принципа равенства относительных приростов расхода топлива, а также строят на их основе характеристику предельных издержек станции по каждому сезону года и предельных доходов станции на основе кривых спроса по сезонам года, определяют объем оптимальной электрической мощности станции, при этом в начале осуществляют оптимальное распределение электрической энергии тепловых электростанций с учетом ограничений по вынужденному теплофикационному режиму по критерию максимизации прибыли, затем распределяют тепловую энергию между агрегатами станции по методу для оптимизации режимов работы станции по электрической энергии, а далее осуществляют разнесение топливных затрат (топлива, пара) между видами производимой энергии (электрической и тепловой) путем регулирования значений отборов пара с турбин с помощью регулирующего клапана части высокого давления турбинного отделения по критерию максимума прибыли и в результате находят оптимальный режим работы станций для комбинированного способа производства электрической и тепловой энергии, на заключительном этапе производят корректировку распределения нагрузки на станции на основе сравнения результатов наивыгоднейшего распределения электроэнергии между агрегатами станции по сезонам года и результатов управления функционированием станции как источника комбинированного производства и распределяют расход топлива между выработкой электрической и тепловой энергий на станции по разработанной модели оптимального распределения электроэнергии между ее агрегатами по критерию максимизации прибыли. 5 ил.

Description

Изобретение относится к электроэнергетике и может быть использовано для разнесения топливных затрат между видами производимой энергии на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ) и в энергообъединениях для оптимизации режимов их работы в целях экономии топлива и улучшения экологической обстановки в стране в целом.
Известен способ разнесения топливных затрат на ТЭЦ, при котором используют закон сохранения и преобразования энергии для определения энергетических показателей ТЭЦ - условие необходимое, но недостаточное [Денисов В.Е., Кацнельсон Г.Г. О преимуществах эксергетического подхода к оценке работы ТЭЦ. - Электрические станции, 1989, №11. Горшков Л.С. О недостатках эксергетического подхода к оценке работы ТЭЦ. - Электрические станции, 1990, №8]. При использовании данного способа сопоставляют объемы выработки теплоты и электроэнергии не по энергетическому эквиваленту, а либо на основании эксергетических эквивалентов, либо коэффициентов ценности тепла, учитывающих эффективность возможного преобразования энергии данного вида и потенциала в механическую энергию. Он базируется на втором законе термодинамики и позволяет получать технически обоснованные выводы. В этом способе весь эффект от комбинированной выработки должен относиться на отпускаемое тепло.
Однако указанный способ допускает рост удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии и уменьшение удельного расхода на отпуск теплоты ниже физического эквивалента тепла 142,9 кг/Гкал. КПД производства теплоты с горячей водой составляет 214-260%. Метод не удавалось удовлетворительно использовать при решении задач по оптимизации режимов работы энергосистемы.
Эксергия как таковая вытекает из второго закона термодинамики в форме, определяющей пределы преобразования теплоты в работу в тепловых двигателях, и распространение данного подхода за пределы сопоставления теплоты и механической (или электрической) энергии недопустимо. Другими словами, если энергетические балансы справедливы для любых материальных систем при любой смене форм движения, то эксергетические - для значительно более узкого круга таких систем.
Еще одним существенным недостатком эксергетического метода распределения затрат первичной энергии можно считать то, что эксергия теплоты является разной при разных температурах наружного воздуха; при этом ни температура охлаждающей воды, ни другие параметры цикла паротурбинных установок при изменении этой температуры от 0°С до минус 40°С меняться практически не будут. Третьим недостатком эксергетического метода является то, что в этом случае теплота любого потенциала соизмеряется с механической энергией, которую от нее можно было бы получить в обратимом цикле Карно; однако известно, что чем ближе потенциал теплоты к параметрам окружающей среды, тем больше степень реальной необратимости соответствующего цикла и дороже удельная стоимость необходимого оборудования. Поэтому допущение, что равенство эксергий может явиться условием приравнивания ценностей теплоты разных потенциалов, а тем более приравнивание ценностей единицы эксергии в разных видах энергии, это неправильное допущение. В пользу последнего довода говорит еще и то обстоятельство, что теплота низкого потенциала практически никогда не используется в качестве источника механической энергии, то есть ее использование связано преимущественно с ее непосредственным потреблением в системах теплоснабжения для обеспечения температурного комфорта при отоплении, вентиляции и горячем водоснабжении; при этом потребителей непосредственно интересует не эксергия этой теплоты, а ее энергетическая отдача, учет и тарификация такого теплопотребления за единицу эксергии, как этого требуют некоторые ученые, был бы экономически неоправданным.
Кроме того, известен способ разнесения топливных затрат на ТЭЦ, при котором всю экономию от комбинированного цикла выработки относят на электроэнергию (Приказ Минэнерго РФ от 30.12.2008 №323 "ОБ ОРГАНИЗАЦИИ В МИНИСТЕРСТВЕ ЭНЕРГЕТИКИ РФ РАБОТЫ ПО УТВЕРЖДЕНИЮ НОРМАТИВОВ УДЕЛЬНОГО РАСХОДА ТОПЛИВА НА ОТПУЩЕННУЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ И ТЕПЛОВУЮ ЭНЕРГИЮ ОТ ТЕПЛОВЫХ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И КОТЕЛЬНЫХ"), являющийся прототипом предлагаемого способа. Согласно этому способу электро- и теплоэнергию приводят к одним единицам измерения и делят расход топлива пропорционально полученным величинам. Физический способ был официальным в энергетике СССР и до 1996 года в России. Этот способ, базирующийся на первом законе термодинамики, может рассматриваться как предельный случай экономии топлива при производстве электроэнергии.
В его основу положен принцип качественного равенства производимых на ТЭЦ электрической и тепловой энергий. Все расчеты ведутся на основе закона сохранения и превращения энергии, то есть на основе соотношений энергетических балансов.
Вначале рассчитывают расход топлива на производство теплоты, отпускаемой тепловому потребителю, по выражению (1)
Figure 00000001
где Qт - теплота, отпускаемая из отборов турбины, конденсатора или острым паром для нужд теплового потребителя;
ηк - КПД котла, равный 0,96;
ηтп - коэффициент теплового потока, равный 0,98.
Затем расход топлива на производство электроэнергии находят по выражению (2)
Figure 00000002
где Оэ - расход теплоты на производство электроэнергии, равный разности между теплотой, поданной в турбину, и суммарной теплотой, отпускаемой тепловым потребителям;
ηк - КПД котла, равный 0,96;
ηтп - коэффициент теплового потока, равный 0,98.
На заключительном этапе удельный расход топлива на единицу отпущенной электроэнергии
Figure 00000003
и теплоты
Figure 00000004
определяют с использованием выражения (3)
Figure 00000005
где Noт - отпущенная потребителям электроэнергия;
ηтi - КПД, учитывающий потери теплоты при передаче теплоты от одного теплоносителя к другому в сетевых подогревателях, бойлерах и т.д.
Однако указанный способ не способствует оптимизации режимов работы ТЭЦ, максимизации прибыли производителя и снижению себестоимости производства тепловой энергии, а также является крайним предельным случаем по реализации экономии расхода топлива.
Вся экономия топлива от теплофикации относится на электроэнергию, не учитывается потенциал пара, отбираемого для нужд тепловых потребителей, и теплота разных потенциалов оценивается одинаково по величине затрат первичной энергии, а не по величине работоспособности (эксергии). Он не удовлетворяет принципу: стоимость теплоты должна быть тем ниже, чем ближе температура рабочего тела к температуре окружающей среды.
Задачей предлагаемого способа является распределение расхода топлива между производством электрической и тепловой энергии на станции с целью увеличения экономии топлива за счет оптимизации режимов работы ТЭЦ как комбинированного источника по производству электрической и тепловой энергии путем регулирования отбора пара с турбин с помощью регулирующего клапана части высокого давления турбинного отделения.
Поставленная задача достигается тем, что в известном способе разнесения топливных затрат на ТЭЦ для заданного состава работающего оборудования (котлов и турбин) распределяют расход материального энергоресурса (расход топлива, пара) между производством электрической и тепловом энергий по критерию максимизации прибыли за счет регулирования отбора пара с турбин с помощью регулирующего клапана части высокого давления турбинного отделения, определяют энергетические характеристики станции на основе принципа равенства относительных приростов расхода топлива, а также строят на их основе характеристику предельных издержек станции по каждому сезону года и предельных доходов станции на основе кривых спроса по сезонам года, определяют объем оптимальной электрической мощности станции, при этом в начале осуществляют оптимальное распределение электрической энергии тепловых электростанций с учетом ограничений по вынужденному теплофикационному режиму по критерию максимизации прибыли, затем распределяют тепловую энергию между агрегатами станции по методу для оптимизации режимов работы станции по электрической энергии, а далее осуществляют разнесение топливных затрат (топлива, пара) между видами производимой энергии (электрической и тепловой) путем регулирования значений отборов пара с турбин с помощью регулирующего клапана части высокого давления турбинного отделения по критерию максимума прибыли и в результате находят оптимальный режим работы станций для комбинированного способа производства электрической и тепловой энергии, на заключительном этапе производят корректировку распределения нагрузки на станции на основе сравнения результатов наивыгоднейшего распределения электроэнергии между агрегатами станции по сезонам года и результатов управления функционированием станции как источника комбинированного производства и распределяют расход топлива между выработкой электрической и тепловой энергий на станции по разработанной модели оптимального распределения электроэнергии между ее агрегатами по критерию максимизации прибыли.
На фиг. 1 приведена графическая иллюстрация критерия максимизации прибыли, на основе которого достигается экономия топлива за счет наивыгоднейшего распределения электрической и тепловой энергии на станциях и в генерирующих компаниях. На фиг. 2 - кривая себестоимости и спроса на электроэнергию. На фиг. 3 представлена графическая иллюстрация методики разнесения топливных затрат между видами производимой энергии на ТЭЦ. На фиг. 4 - структурная схема, поясняющая способ реализации разработанной методики.
Способ содержит следующие основные этапы реализации решения.
На первом этапе рассчитывают оптимальную загрузку станции по электрической мощности с учетом вынужденного режима ее работы по выработке тепловой энергии. Для определения оптимальной электрической мощности станции принципиально решают следующие подзадачи: определение наивыгоднейших составов работающего оборудования по различным сезонам года, для которых рассчитываются характеристики относительного прироста расхода топлива станции (ХОП); определение на их основе предельных издержек станций по каждому сезону и предельных доходов станции на основе кривых спроса по сезонам года, что позволяет рассчитать оптимальную электрическую мощность станции [Чекалина Т.В., Секретарев Ю.Л., Мошкин Б.Н., Караваев А.А. Повышение эффективности управления электрической мощностью тепловых станций в современных условиях эксплуатации // Передача энергии переменным током на дальние и сверхдальние расстояния: Труды Международной научно-технической конференции. - Новосибирск. Изд-во: СИБНИИЭ, 2003. с. 103-111].
Предложенный способ реализуется следующим образом.
Назначают наивыгоднейший состав работающего оборудования (котлов и турбин) по сезонам года.
Находят относительный прирост расхода топлива станции в рамках каждого сезона года:
Figure 00000006
где bст - относительные приросты станции;
Bст(Вкц) - расход топлива котлами станции;
Nст(Nтц) - мощность, выдаваемая станцией;
Qкц - тепло, вырабатываемое котлами станции;
bкц - относительные приросты котельного цеха;
bтц - относительные приросты турбинного цеха.
Далее получают зависимости предельных издержек станции, для чего в работе используют характеристики относительных приростов расхода топлива с учетом среднесезонных цен на закупаемое топливо:
Figure 00000007
где МС - значения предельных издержек станции в руб./МВт⋅ч;
цт - цена топлива в руб./г.у.т.;
b - значения относительных приростов станции в г.у.т./МВт⋅ч.
Характеристики предельных доходов строят на основе кривых спроса на электрическую энергию:
Figure 00000008
где Δр/ΔЭош - наклон кривой спроса, т.е. предельный доход представляет производную спроса на электроэнергию;
ΔTR - прирост общего дохода от производства электроэнергии;
Δр - изменение цены на электроэнергию;
ΔЭош - изменение выработки электроэнергии.
Для станции, в качестве характеристики спроса, принимают характеристику себестоимости производства электрической энергии, которая может быть скорректирована на величину нормы прибыли. Реальная кривая спроса является кусочной в силу переменного характера энергопотребления. Однако на практике используют аппроксимацию этих зависимостей, подбирая для этого соответствующие полиномы. Аппроксимированные зависимости себестоимости и спроса на электроэнергию показаны на фиг. 2.
Поскольку энергопотребление имеет выраженный сезонный характер, рассматривают три кривые спроса: зона I (фиг. 2) - соответствует летнему потреблению; зона II (фиг. 2) - переходному периоду (весна-осень) и, наконец, зона III (фиг. 2) - потреблению зимнего периода. Каждая кривая может быть аппроксимирована соответствующими полиномами.
Совместно решают систему уравнений, описывающих кривые предельных издержек и предельных доходов, определяют оптимальные значения среднемесячной выработки (Эопт) для каждого сезона и среднесуточные мощности:
Figure 00000009
где tмec - среднее число часов в месяц (720 ч).
Сформулированные подзадачи и этапы их реализации представлены на фиг. 5.
На основании предложенного способа в работе решают две важные и взаимосвязанные задачи управления режимами работы станции:
- при тарифе на электроэнергию, который складывается в современных условиях функционирования ТЭЦ, определяют оптимальный диапазон ее выработки на электростанции;
- на основании оптимальной выработки электроэнергии на станциях обосновывают размер заявленной цепы в энергосистеме.
Расчет оптимальной загрузки тепловой электростанции по электрической мощности осуществляют с учетом вынужденного режима работы ТЭЦ по тепловой энергии, руководствуясь критерием максимизации прибыли. Иллюстрацией приведенного положения является фиг. 1, на которой точка пересечения кривых предельного дохода и предельных издержек соответствует критерию максимизации прибыли.
На втором этапе оптимизируют режим работы ТЭЦ по тепловой энергии. Для этого применяют подход оптимизации режимов работы станции по электрической энергии по критерию максимизации прибыли [Sekretarev U.A., Chekalina T.V., Malosemov B.V. Administration Functioning Power Generation Companies by Criterion of Maximization Profit. // Symposium of papers the 6th International Forum on Strategic Technology (IFOST-2011), Harbin University of Science and Technology. - Harbin, China. - August 22-24, 2011, Vol. 1, p. 491-494].
Решение данной задачи состоит из тех же этапов, что и в случае с оптимизацией по электрической мощности.
Предельные издержки (МС) являются дифференциальной составляющей затрат на производство энергии, которую для тепловых электростанций можно представить как характеристику относительных приростов топливных издержек. Поэтому для построения графиков предельных издержек используют характеристики относительных приростов расходов топлива (ХОП) и среднесезонные цены на закупаемое топливо. Так как большинство станций - это станции с поперечными тепловыми связями, характеристики относительных приростов строились для заданных составов работающего оборудования относительно характерных сезонов года.
Очевидно, что характеристика относительного прироста расхода топлива ТЭЦ в данном случае будет иметь следующий вид (фиг. 3), т.е. ХОП станции будет представлять зависимость относительного прироста расхода топлива на выработку тепловой энергии bQ (г.у.т./Гкал) от отпущенной теплоты Q (Гкал).
Данную кривую можно получить на основе характеристики относительного прироста расхода топлива котельного цеха станции при оптимизации по электрической энергии, выделив из нее составляющую, которая характеризует относительный прирост расхода топлива на отпуск тепловой энергии. Для этого необходимо перейти от ОПРТ b (г.у.т./Гкал) к абсолютному расходу топлива В (г.у.т.) с помощью формулы (2.14):
Figure 00000010
где dB - изменение абсолютного прироста расхода топлива;
dQпол - изменение полезного отпуска теплоты.
На основании этого строят зависимость B=f(Q).
При оптимизации режимов работы станции по теплу необходимо учесть, какая доля общего расхода топлива приходится на ее производство, т.е. определить следующий коэффициент:
Figure 00000011
где В - общий расход топлива;
BQ - расход топлива на отпуск теплоты.
Этот коэффициент определяется относительно каждого сезона года на основе станционных данных о расходе топлива.
Расчеты можно вести и относительно топливных издержек в руб.:
Figure 00000012
где UB - общие топливные издержки;
UBQ - топливные издержки на отпуск тепловой энергии.
Используя зависимость В=f(Q), необходимо получить характеристику расхода топлива станции непосредственно на отпуск тепловой энергии. Для определения этой зависимости используют коэффициент k, найденный по формуле (10). Аналитически она может быть представлена как BQ=f(Q).
При этом значения тепловой энергии, откладываемые по оси абсцисс при построении этой характеристики, получают по следующему выражению:
Figure 00000013
где ВQ - расход топлива на отпуск тепловой энергии;
ηк - КПД котла, равный 0,96;
ηтп - коэффициент теплового потока, равный 0,98.
Значения относительного прироста расхода топлива станции на отпуск тепловой энергии b (г.у.т./Гкал) получают на основе формулы (8). По ним с учетом среднесезонных цен на закупаемое топливо строят характеристики относительных приростов топливных издержек (или кривые предельных доходов). Аналитически они могут быть представлены следующим выражением:
Figure 00000014
где
Figure 00000015
- значения предельных издержек станции в руб./Гкал;
цт - цена топлива в руб./г.у.т.;
b - значения относительных приростов станции в г.у.т./Гкал.
На основании этого строят зависимость
Figure 00000016
.
Кривые предельных доходов строят на основе графиков спроса на тепловую энергию. Для отдельной станции, в качестве характеристики спроса, можно принять характеристику себестоимости производства тепловой энергии, которая может быть скорректирована на величину нормы прибыли. Как отмечалось выше, реальная кривая спроса является кусочной в силу переменного характера режима теплопотребления. Однако на практике удобной оказывается ее аппроксимация с использованием соответствующего полинома. Аппроксимированная кривая спроса тепловой энергии имеет такой же вид, как и для электрической. Аналитически она может быть записана как s=ƒ(Q).
Далее, руководствуясь принципом максимизации прибыли, определяют оптимальный объем отпуска тепловой энергии и соответствующее ему значение тарифа для каждого сезона года.
На третьем этапе в работе находят оптимум в работе ТЭЦ как источника комбинированного производства энергии (одновременно выработке электрической и тепловой энергии) путем разнесения топливных затрат на ТЭЦ (между электрической и тепловой энергией), осуществляя для этого регулирование отбора пара с турбин с помощью регулирующего клапана части высокого давления турбинного отделения по критерию максимума суммарной прибыли от производства электрической и тепловой энергии. Выбранный оптимальный режим работы станции будет обеспечивать минимум расхода топлива на станции, минимизацию себестоимости производства электрической и тепловой энергии и максимизацию прибыли производителя. Для решения этой задачи необходимо определить оптимальный диапазон, внутри которого допускается дальнейшая оптимизация режимов станции за счет изменения отборов с турбин и варьирования объемов выработки электрической мощности. Графическая иллюстрация решения данной задачи показана на фиг. 4. Пусть, например, точка 1 соответствует оптимальному режиму по производству электроэнергии, а точка 2 - по тепловой энергии. Тоща режимам, характеризующимся изменением отборов с турбин и варьированием электрической мощности, соответствуют промежуточные точки 3, 4 и 5.
Рассмотрим следующие варианты изменения отборов на станции.
Первый граничный вариант характеризуется оптимальной загрузкой станции по электрической мощности при заданных отборах тепловой энергии. При этом критерием оптимизации является максимум прибыли от производства электрической энергии.
Второй граничный вариант характеризуется оптимальной загрузкой станции по тепловой энергии. При этом используют критерий максимизации прибыли.
Необходимо учесть, что значение электрической мощности при оптимизации по тепловой энергии (Nэл2) находится на основе следующего выражения:
Figure 00000017
где Nэл20 - значение мощности, соответствующее оптимальной загрузки станции по тепловой энергии;
Nconst - постоянная составляющая электрической мощности, соответствующая (по расходной характеристике турбины) разнице среднего за сезон фактического значения отпуска тепловой энергии и тепловой нагрузки, которая определяется оптимальным объемом выработки электроэнергии.
Промежуточные расчеты режимов работы станции варьируются внутри первого и второго граничных вариантов.
Полученные точки образуют кривую эффективных решений, которую предлагается использовать для нахождения оптимальных режимов работы станции при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии.
Критерием оптимальности комбинированного способа производства электрической и тепловой энергии, т.е. предлагаемой методики разнесения топливных затрат между видами производимой энергии, будет служить максимум суммарной прибыли ПΣ:
Figure 00000018
где Пэ - прибыль от производства электроэнергии;
ПQ - прибыль от производства тепловой энергии.
Реализация предлагаемого способа подразумевает изменение выработки электрической и тепловой энергии на станции путем изменения материального энергоресурса, т.е. расхода топлива. На фиг. 4 показано определение оптимальных режимов выдачи тепловой и электрической энергии на станции путем варьирования отборов.
На заключительном этапе рассматривают возможность использования разработанной модели оптимального распределения электроэнергии между агрегатами станции для определения режимов по производству обоих видов энергии с учетом ограничений, накладываемых вынужденным режимом работы ТЭЦ.
Пример реализации приведен для Новосибирских ТЭЦ-2 и ТЭЦ-4.
Первый граничный вариант характеризуется оптимальной загрузкой станции по электрической мощности при заданных отборах тепловой энергии. При этом критерием оптимизации является критерий максимизации прибыли от производства электрической энергии. В таблице 1 приведен пример первого граничного варианта для Новосибирской ТЭЦ-4.
Figure 00000019
Второй граничный вариант характеризуется оптимальной загрузкой станции по тепловой энергии. При этом используют предложенный принцип управления функционированием станции. Ниже показаны результаты реализации разработанного подхода по расчету тепловой нагрузки станции на примере зимнего периода НТЭЦ-2 (таблица 2).
Figure 00000020
Промежуточные расчеты режимов работы станции варьируются внутри первого и второго граничных вариантов.
Полученные точки образуют кривую эффективных решений, которую предлагается использовать для нахождения оптимальных режимов работы станции при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии.
Для примера на фиг. 6 приведена кривая эффективных решений для зимнего периода НТЭЦ-4.
При этом может оказаться, что полученное решение даст серьезные отклонения в производстве электрической и тепловой энергии на станции.
Поэтому на заключительном этапе производят проверку соответствия этих режимов работы и их взаимную увязку. При этом учитывают различные виды ограничений, в частности вынужденный режим работы станции по теплофикационному циклу. Критерием оптимизации режимов работы ТЭЦ как комбинированного источника выработки электрической и тепловой энергии является критерий максимизации прибыли.
В работе предложен подход для корректировки производства электроэнергии по оптимальному значению тепловой энергии.
Для этого рассчитывают отклонение (Δ) оптимальной выработки электрической энергии (полученной при жестко заданном отборе) с оптимальным режимом, который рассчитывается на основании критерия (9):
Figure 00000021
где Δз, Δл, Δм - отклонение для зимнего, летнего и переходного периодов соответственно;
Эз, Эл, Эм - оптимальные значения мощностей для характерного сезона года.
На основании предложенного способа обосновывают тарифные ставки на отпускаемую продукцию в зависимости от оптимальных объемов производства на тепловых электростанциях, входящих в состав генерирующей компании.
Он позволяет разносить топливные затраты между видами производимой энергии по критерию максимизации прибыли с учетом режимных ограничений.
Предлагаемый способ позволяет достичь реальной экономии топлива по сравнению с существующим прототипом на ТЭЦ порядка 5-10 г.у.т./кВт⋅ч, учесть все технологические особенности производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ и как следствие снизить себестоимость производства обеих видов энергии на станции, и максимизировать прибыль производителя одновременно.
Таким образом, за счет функционирования наивыгоднейшего состава работающего оборудования (котлов и турбин),изменения расхода энергоресурса (топлива, пара), оптимального распределения электрической и тепло вой мощности между работающими котлами и турбинами, построения кривых предельных издержек и получения графиков спроса и предельного дохода находят два граничных варианта для оптимальной загрузки станции по электрической и тепловой энергии в рамках которых определяют оптимальные режимы выдачи тепловой и электрической энергии на станции путем варьирования отборов, которые позволяют достичь существенной экономии расхода топлива порядка 5, а в отдельных случаях 10 г/кВт⋅ч. В денежном выражении это составит 7350000-14700000 руб. Для оптимизации режимов работы ТЭЦ как комбинированного источника выработки электрической и тепловой энергии применяют критерий максимизации прибыли.

Claims (1)

  1. Способ распределения топливных затрат на ТЭЦ для заданного состава работающего оборудования (котлов и турбин), при котором распределяют расход материального энергоресурса (расход топлива, пара) между производством электрической и тепловой энергий по критерию максимизации прибыли за счет регулирования отбора пара с турбин с помощью регулирующего клапана части высокого давления турбинного отделения, определяют энергетические характеристики станции на основе принципа равенства относительных приростов расхода топлива, а также строят на их основе характеристику предельных издержек станции по каждому сезону года и предельных доходов станции на основе кривых спроса по сезонам года, определяют объем оптимальной электрической мощности станции, отличающийся тем, что в начале осуществляют оптимальное распределение электрической энергии тепловых электростанций с учетом ограничений по вынужденному теплофикационному режиму по критерию максимизации прибыли, затем распределяют тепловую энергию между агрегатами станции по методу для оптимизации режимов работы станции по электрической энергии, а далее осуществляют разнесение топливных затрат (топлива, пара) между видами производимой энергии (электрической и тепловой) путем регулирования значений отборов пара с турбин с помощью регулирующего клапана части высокого давления турбинного отделения по критерию максимума прибыли и в результате находят оптимальный режим работы станций для комбинированного способа производства электрической и тепловой энергий, на заключительном этапе производят корректировку распределения нагрузки на станции на основе сравнения результатов наивыгоднейшего распределения электроэнергии между агрегатами станции по сезонам года и результатов управления функционированием станции как источника комбинированного производства и распределяют расход топлива между выработкой электрической и тепловой энергией на станции по разработанной модели оптимального распределения электроэнергии между ее агрегатами по критерию максимизации прибыли.
RU2015135417A 2015-08-20 2015-08-20 Способ разнесения топливных затрат на ТЭЦ RU2647241C2 (ru)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015135417A RU2647241C2 (ru) 2015-08-20 2015-08-20 Способ разнесения топливных затрат на ТЭЦ

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2015135417A RU2647241C2 (ru) 2015-08-20 2015-08-20 Способ разнесения топливных затрат на ТЭЦ

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU2015135417A RU2015135417A (ru) 2017-02-27
RU2647241C2 true RU2647241C2 (ru) 2018-03-14

Family

ID=58453862

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2015135417A RU2647241C2 (ru) 2015-08-20 2015-08-20 Способ разнесения топливных затрат на ТЭЦ

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2647241C2 (ru)

Families Citing this family (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN107767037B (zh) * 2017-09-30 2021-04-02 广东电网有限责任公司信息中心 一种用户用电构成解析方法
CN111287811B (zh) * 2020-03-31 2021-06-15 西安热工研究院有限公司 一种高背压梯级供热机组最佳运行真空在线寻优方法
CN112070337B (zh) * 2020-07-20 2024-04-16 国网河北省电力有限公司电力科学研究院 供热机组热电产品成本测算方法、装置及终端设备
CN112906292B (zh) * 2021-01-26 2024-02-23 西安热工研究院有限公司 热电联产机组厂级热电负荷在线优化分配的方法、系统、设备及存储介质

Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2020385C1 (ru) * 1992-04-15 1994-09-30 Рузавин Георгий Степанович Способ работы системы теплоснабжения и система теплоснабжения
RU2125171C1 (ru) * 1997-12-19 1999-01-20 Закрытое акционерное общество "Агентство регионального развития" Способ эксплуатации энергетической установки и установка для его осуществления
RU2238414C1 (ru) * 2003-03-31 2004-10-20 Безлепкин Виктор Павлович Способ регулирования электрической мощности теплофикационной парогазовой установки с котлом-утилизатором

Patent Citations (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2020385C1 (ru) * 1992-04-15 1994-09-30 Рузавин Георгий Степанович Способ работы системы теплоснабжения и система теплоснабжения
RU2125171C1 (ru) * 1997-12-19 1999-01-20 Закрытое акционерное общество "Агентство регионального развития" Способ эксплуатации энергетической установки и установка для его осуществления
RU2238414C1 (ru) * 2003-03-31 2004-10-20 Безлепкин Виктор Павлович Способ регулирования электрической мощности теплофикационной парогазовой установки с котлом-утилизатором

Also Published As

Publication number Publication date
RU2015135417A (ru) 2017-02-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Wei et al. A bi-level scheduling model for virtual power plants with aggregated thermostatically controlled loads and renewable energy
Fischer et al. Impact of PV and variable prices on optimal system sizing for heat pumps and thermal storage
Klobasa Analysis of demand response and wind integration in Germany's electricity market
Chmielewski et al. Aspects of balanced development of RES and distributed micro-cogeneration use in Poland: Case study of a µCHP with Stirling engine
De Rosa et al. Flexibility assessment of a combined heat-power system (CHP) with energy storage under real-time energy price market framework
RU2647241C2 (ru) Способ разнесения топливных затрат на ТЭЦ
Campanari et al. Technical and tariff scenarios effect on microturbine trigenerative applications
Zhao et al. Optimal operation of compressor units in gas networks to provide flexibility to power systems
Busato et al. Energy and economic analysis of different heat pump systems for space heating
CN112165122A (zh) 一种综合能源系统的运行方法及系统
Panão The overall renewable energy fraction: An alternative performance indicator for evaluating Net Zero Energy Buildings
CN105631580A (zh) 一种面向能源互联网的能量交易模型
Bandyopadhyay et al. Solar panels and smart thermostats: The power duo of the residential sector?
Basnet et al. Effect of demand response on residential energy efficiency with direct load control and dynamic price control
Ruesch et al. Pumping power prediction in low temperature district heating networks
Pang et al. Collaborative power tracking method of diversified thermal loads for optimal demand response: A MILP-Based decomposition algorithm
Moradi et al. Optimal energy management of a smart residential combined heat, cooling and power
Di Liddo et al. Application of optimization procedure to the management of renewable based household heating & cooling systems
Veselov et al. Modeling price effects of upgrading strategies of thermal power plants on the basis of low carbon technologies in a competitive market
Lisin et al. BUSINESS COMPETITIVENESS OF RUSSIAN POWER PLANTS IN CURRENT MARKET SITUATION.
Siuta-Olcha et al. On the influence of decommissioning an area thermal substation in a district heating system on heat consumption and costs in buildings–Long term field research
Bos et al. Flexibility deployment of a heating system with heat pump in residential towers
Di Silvestre et al. Flexibility of grid interactive water heaters: The situation in the US
Teuwsen et al. Evaluation of operating modes of micro-cogeneration units and a modification of the load profile
Long et al. Optimization strategy of CCHP integrated energy system based on source-load coordination