Комментарии 69
Большинство ТЭЦ у нас в России — с параллельными связями
Все же — поперечными (а в итогах правильно написано)
И большинство все же — блочных.
Как по мне, так строительство блочных станций проще и дешевле, да и в ремонт блок вывести проще — сразу чиним/обслуживаем и котёл и турбину.
— почему не перейти на цифровую регистрацию сразу?
- Данные с ленточных и круговых бумажных диаграмм. Да, такие аналоговые способы записи параметров работы оборудования всё ещё применяются на российских электростанциях, и мы их оцифровываем.
- Бумажные журналы на станциях, где постоянно регистрируются основные параметры режимов, в том числе те, которые не фиксируются датчиками АСУ ТП. Ходит обходчик раз в четыре часа, переписывает показания и записывает всё в журнал.
Каждый следующий график в новом оформлении, создаётся впечатление натасканных из интернета картинок, а не презентации проведенной работы.
Средняя ТЭЦ состоит из пары десятков турбин и котлов
Неправда.
Назовите мне хоть парочку ТЭЦ, у которых есть пара десятков турбин.
Да уж. На память только Сургутская ГРЭС-1 приходит с ее 16-тью блоками, но она не ТЭЦ, и таких в мире-то единицы.
А, я, кажется, понял. Вопрос в том, как вы интерпретируете «Средняя ТЭЦ состоит из пары десятков турбин и котлов». Какой ваш вариант?
( котлов > 20 ) && (турбин > 20)
или
( котлов + турбин ) > 20
Испытания вспомогательного оборудования тоже проводили? Как учитывались поправки на внешние факторы? В основе модели у Вас выступали энергетические характеристики ТЭЦ?
При сравнении режимов (режим, который реально вел НСС и расчетный оптимальный режим), в силу того, что данные режимы выставлялись на оборудовании с разницей в 1-2 часа, делались перерасчеты на изменения температуры внешней среды, подпитки и отпуска тепла. Данные перерасчеты делались по методикам расчета ТЭП с участием специалистов ПТО станции и ими же утверждались.
НЭХи не использовали. В основе имитационной модели лежит конструкторский расчет основного и параметры вспомогательного оборудования, а также общая тепловая схема ТЭЦ. В модели проводится физическое моделирование работы станции с учетом тепловых и гидравлических расчетов схемы.
А меня одного смутило, что тепловые испытания раз в 5 лет, уход параметров через год, а как часто вы планируете обновлять свою модель? То есть есть ли смысл этих действий, если через год оборудование будет при "прочих равных" работать по другому?
У меня к Вам вопрос, не совсем по теме статьи. Почему эта электростанция по ночам между 1 и 3 часами испускает шум, который от нее слышно примерно за километр. Я живу как раз за жд путями в одном из двух параллельно стоящих домиках. Когда вы там находитесь, то ощущения от шума, как буд-то на вас падает боинг 747, или в ародинамической трубе обдувают новый космический челнок.
Я кажется узнал эту самую электростанцию: она стоит возле площади Гагарина?Да, это ТЭЦ-20. Моя первая ТЭЦ. Фотка здесь очень древняя, без нового блока ПГУ, да и ТТК вроде даже не построено еще.
испускает шум, который от нее слышно примерно за километрСкорей всего это барбатёр шумит, когда проводят периодическую продувку котла
на счет шума — последнее время вроде не часто стало.
Почему такая низкая точность —2% с натурными испытаниями-то?
Как учитывается старение оборудование и смена характеристик после обслуживаний?
Пожалуйста, расшифровывайте аббревиации.
Вот только куча фактических ошибок и устаревшей на несколько лет инфы все портит. Поехали:
У оборудования ТЭЦ есть технический минимум, который включает минимальный, но при этом устойчивый режим работы, при котором можно обеспечить достаточное количество тепла домам и промышленным потребителям.Технический минимум — это как раз «минимальный, но при этом устойчивый режим работы», а «при котором можно обеспечить достаточное количество тепла» называется технологическим. У Вас все в кучу.
Большинство ТЭЦ у нас в России — с параллельными связямиПро «поперечные» Вам уже выше сказали. И про большинство. Вообще поперечные связи — устаревшая вещь, сейчас используется блочная компоновка и блочных уже большинство. Старые выводятся из эксплуатации.
Ещё бывает, что оборудование станции делят на части, которые работают на разные коллекторы с разным давлением пара.Не делят на части, а строили по очереди. Так и называют: 1-я очередь, 2-я очередь. Т.е. к одной ТЭЦ фактически пристраивают другую. Ну и в процессе эволюции давление пара aka начальные параметры постепенно повышали: 35, 90, 130 и 240 кгс/см2. Поэтому и давления пара разные.
Планирование ведётся на три дня вперёд: за трое суток становится известен плановый состав оборудования.Не за трое суток, а в 15:30 суток Х-2 (где Х — планируемые сутки). Т.е. сегодня 27.12 в 15:30 известен окончательный состав на 29.12. При этом ценовые заявки на ВСВГО подаются до 10:00 в сутки Х-4, т.е как раз за трое суток и вечером в 15:30 становится известен предварительный состав оборудования, который еще дважды пересчитывается.
но можем менять для каждого котла нагрузку от минимума до максимума, а по турбинам набирать и снижать мощностьНе можем. График нагрузки, как и состав, задается АО «СО ЕЭС». Можем только внутри одной ГТП выбрать распределение заданного графика между турбинами. Но если задан минимум или максимум, то всё оборудование в ГТП должно быть на минимуме или максимуме, без выбора.
Шаг от максимума до минимума — от 15 до 30 минут в зависимости от единицы оборудования.Я не понял, что Вы имели в виду, можете пояснить?
На рынке мощности производители подают заявку: «Есть такое-то оборудование, вот такие минимальная и максимальная мощности с учётом планового вывода в ремонт. Мы можем выдать 150 МВт по такой цене, 200 МВт — по такой цене, а 300 МВт — по такой цене». Это долгосрочные заявки. С другой стороны, крупные потребители тоже подают заявки: «Нам нужно столько-то энергии».Смешались в кучу: кони, люди ©. Как Вы лихо смешали в одном абзаце долгосрочный рынок мощности (который сейчас проводится на 6 лет вперед) с торгами электроэнергией на сутки вперед.
Какие 10 дней? Какие 3 дня? Вы из презентации 2006 г. эту картинку вытащили? Про состав я выше писал, от суток Х-4 до суток Х-2. А РСВ — это рынок на сутки вперед, не три дня, а в сутки Х-1 до 13:00 надо подать ценовые заявки, а к 18:00 уже есть результат торгов на завтра. Т.е. меньше суток.
тот же природный газ обычно лимитирован, а сверхлимитный газ заметно дорожеТоже привет из прошлого. Сейчас газ биржевой или по тарифу Межрегионгаза. Большинство крупных генкомпаний закупаются газом на бирже. По тарифу обычно дороже биржи, зато на бирже штрафы за недобор/перебор газа.
Начальник смены станции знает график отпуска тепла, известны команды системного оператора, известен график отпуска электричестваОткуда у НСС команды и график на этом этапе, когда даже состав не выбран?
Балансирующий рынок — уже внутри текущих суток, когда зафиксированы электрические и тепловые графики, но несколько раз в сутки каждые четыре часа запускаются торги на балансирующем рынкеНет, Вы точно прибыли из прошлого :)
Давно уже БР пересчитывается каждый час. Да и графики не зафиксированы. Есть результат торгов на РСВ, есть результат торгов на БР — по ним и получается график электрической нагрузки.
Это очень круто получилось — собрать реальные данные и провести многопараметрическую оптимизацию практически в реальном времени. 1-4% экономии это несколько тысяч м3/ч газа. Не знаете случайно, на современных ТЭЦ с цифровыми САУ закладывается такая возможность на уровне всей станции, или там так-же операторы каждый агрегат отдельно регулируют?
Спасибо вам за статью. Интересный кейс диджитализации с человеческим лицом.
Но результат определённо того стоил.
4% это прекрасный результат. Не удивительно, что это вызвало инициативу руководства станции.
мы выиграли порядка 4 % реальной эффективности просто за счёт математики.
Не могли бы вы раскрыть детали, что с чем сравнивали? Потребление топлива в одинаковых режимах работы?
Для создания модели мы используем:
Не увидел здесь погодных данных, давления и температуры
Бумажные журналы на станциях,
а как оцифровывали бумажные версии?
А какое ПО помимо Termoflow вы использовали? Писали ли для проекта свои программные решения?
Погодные данные, давление и температура – это технологические показатели режима, которые брались из архивов АСУ ТП и систем учёта.
Бумажные журналы оцифровывали ручным дигитайзером.
Помимо самой имитационной модели, которая разрабатывалась в Thermoflex, нами был разработан оптимизационный модуль на базе IBM iLog ODM и использованы подключаемые солверы. Весь интерфейс пользователя, автоматизированные бизнес-процессы, вызовы и обработка результатов работы имитационной модели, оптимизационные расчёты, работа с БД – это все наша разработка под проект.
Моделирование работы реальной ТЭЦ для оптимизации режимов: пар и математика