Автоматика и телемеханика, № 5, 2022

А.В. АНДРЮШИН, д-р техн. наук (AndriushinAV@mpei.ru),

С.В. МЕЗИН, канд. техн. наук (MezinSV@mpei.ru),

А.А. КОСОЙ, канд. техн. наук (KosoyAA@mpei.ru),

Ю.Ю. ЯГУПОВА (YagupovaYY@mpei.ru),

Д.А. ЮПАТОВ (YupatovDA@mpei.ru),

(Национальный исследовательский университет “МЭИ”, Москва),

Ф.Ф. ПАЩЕНКО, д-р техн. наук (Pif-70@yandex.ru)

(Институт проблем управления им. В.А. Трапезникова РАН, Москва)

ПРОБЛЕМЫ УЧЕТА ФАКТОРА НАДЕЖНОСТИ ПРИ ВЫБОРЕ

СОСТАВА ГЕНЕРИРУЮЩЕГО ОБОРУДОВАНИЯ ТЭЦ НА ОПТОВОМ

РЫНКЕ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ¹

Проведен анализ применяемой в настоящее время методики выбора со-

става включенного генерирующего оборудования применительно к ТЭЦ

со сложным составом оборудования на базе традиционных теплофикаци-

онных агрегатов и парогазовых установок (ПГУ). Выявлено, что указан-

ная задача решается на базе экономического критерия без учета фактора

надежности. Приведены особенности режимов эксплуатации ПГУ на при-

мере ПГУ-450 и проблемы их учета при выборе вариантов состава обо-

рудования ТЭЦ. Предложена методика учета фактора надежности при

выборе и сокращении числа допустимых вариантов по критерию мини-

мального обобщенного риска. Показано, что его применение позволяет

определить приоритетный порядок рассмотрения допустимых вариантов

с целью выбора оптимального из них, который обеспечит надежную рабо-

ту на рынке электроэнергии и получение максимальной прибыли. Приме-

нительно к ТЭЦ с теплофикационными агрегатами ПТ-80 и ПГУ-450 рас-

смотрен алгоритм выбора возможных режимов работы ПГУ при прохож-

дении провала нагрузки в зимний период работы станции. Рассмотрены

общие подходы к решению поставленной задачи с учетом предложенного

подхода к учету фактора надежности.

Ключевые слова: рынок электроэнергии, состав, генерирующее оборудо-

вание, учет, фактор надежности, обобщенный риск, ущерб, выбор, опти-

мальный вариант, максимальная прибыль.

DOI: 10.31857/S0005231022050105, EDN: ABWWKM

1. Введение

Подготовка и выход станции на рынок электроэнергии и мощности вклю-

чает три взаимосвязанных этапа: выбор состава включенного генерирующего

¹ Исследование выполнено с финансовой поддержкой Российского научного фонда по

гранту № 19-19-00601.

148

оборудования (этап ВСВГО) за 3-4 сут до оперативных суток, подготов-

ка и представление станцией ценовых заявок на рынок «на сутки вперед»

(этап РСВ) при известном составе генерирующего оборудования за одни сут-

ки до оперативных; этап оперативного выполнения диспетчерского графика

по выработке электроэнергии и поставке тепла. Третий этап включает так-

же подэтап участия станции в конкурентном балансирующем рынке (БР)

[1-4].

В [5] изложены методические подходы оптимального распределения тепло-

вой и электрической нагрузки на базе многокритериального подхода приме-

нительно к теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) со сложным составом оборудования

с учетом факторов экономичности, надежности и экологии. Практическая

реализация изложенного подхода при работе электростанций в рыночных

условиях зависит как от конкретного состава генерирующего оборудования,

так и на каком этапе выхода станции на рынок электроэнергии и мощности

решается данная оптимизационная задача.

В предлагаемой статье рассматривается один из возможных методических

подходов к решению данной сложной практической задачи на этапе ВСВГО

применительно к теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) со сложным составом обо-

рудования в составе теплофикационных агрегатов и ПГУ, например одна

ПГУ450, два теплофикационных агрегата типа ПТ-80 и несколько пиковых

водогрейных котлов (ПВК) типа КВГМ-180. Выбор рассматриваемого соста-

ва генерирующего оборудования обусловлен тем, что в большинстве случаев

ПГУ устанавливаются в пределах существующих тепловых электростанций

(ТЭС) и, благодаря ряду их преимуществ по сравнению c традиционными

энергоустановками, в том числе более высокой экономичности во всем регули-

ровочном диапазоне нагрузок как в теплофикационном, так и в конденсаци-

онном режимах, наличие в составе ПГУ высокоманевренных газовых турбин,

приспособленных к быстрому изменению нагрузки, способствуют эффектив-

ному участию станции в регулировании нагрузки и частоты энергосистемы.

Отличие предлагаемого подхода от традиционных — учет фактора надежно-

сти на этапе решения задачи ВСВГО.

2. Особенности режимов работы ПГУ на пониженных нагрузках

Наличие ПГУ в составе генерирующего оборудования накладывает неко-

торые особенности на решение поставленной задачи. Электрическая нагрузка

ПГУ и отпускаемое тепло зависят от температуры наружного воздуха. Поэто-

му абсолютная величина электрической нагрузки и количество отпускаемого

тепла будут зависеть от температуры атмосферного воздуха, от выбранного

состава и режимов работающего оборудования. Как показали предваритель-

ные расчеты применительно к ТЭЦ с традиционными теплофикационными

агрегатами и теплофикационной ПГУ, учет температуры наружного возду-

ха вызывает изменению допустимых пределов изменения мощности ПГУ и

эффективности ее работы, что приводит к перераспределению тепловой на-

грузки между ПГУ и теплофикационной турбиной — при повышении тем-

149

пературы в пользу теплофикационной турбины, при снижении — в пользу

ПГУ.

При работе ПГУ по тепловому графику одинаковому количеству отпус-

каемого тепла могут соответствовать различные электрические нагрузки при

различном составе оборудования и различной нагрузке газовой турбоустанов-

ки (ГТУ). При этом каждое сочетание тепловой и электрической нагрузки

можно реализовать несколькими способами, отличающимися между собой по

составу оборудования и расходу топлива. При наличии в составе оборудова-

ния второй ПГУ к этому еще добавится возможность работы второй ГТУ при

нагрузке, отличающейся от нагрузки первой ГТУ, и, таким образом, понят-

на сложность выбора оптимальных состава и режимов работы оборудования

при заданных значениях тепловой нагрузки и температуры атмосферного

воздуха.

Помимо указанной зависимости мощности ПГУ от температуры наружно-

го воздуха, при работе ПГУ на пониженных нагрузках, как показал опыт

их эксплуатации, существует ряд ограничений, учет которых обязателен

как при выборе состава генерирующего оборудования, так и при распре-

делении нагрузки. Учитывая отличительную особенность режимов работы

ПГУ от режимов работы традиционных теплофикационных агрегатов, крат-

ко перечислим основные из них на примере теплофикационного энергоблока

ПГУ-450.

1. Ограниченные пределы регулировочного диапазона, обусловленные

несколькими факторами, в том числе:

— допустимой температурой пара высокого давления перед паровой тур-

биной (ПТ), обусловленной отсутствием регулирования температуры пара

высокого давления (ВД), и, как следствие, ее снижение перед ПТ в процессе

разгружения ПГУ и увеличение влажности пара на выхлопе цилиндра низко-

го давления (ЦНД), что недопустимо по условию надежности ее работы, так

как это приводит к повышению опасности эрозийного износа рабочих лопа-

ток. По этой причине в соответствии с эксплуатационной инструкцией завода-

изготовителя ПТ не рекомендуется работа турбины при температуре пара ВД

ниже 440^◦С. Такая температура достигается при нагрузке ПГУ-450 60% от

ее максимальной мощности (при температуре наружного воздуха 15^◦C);

— экологические характеристики оказывают влияние на нижнюю границу

регулировочного диапазона нагрузок ПГУ. При снижении нагрузки газовой

турбины (ГТ) ниже 85 МВт изменяется режим горения газа, характеризую-

щийся большими выбросами оксидов азота. Таким образом, для обеспечения

запаса достижения данного режима нагрузка энергоблока не должна опус-

каться ниже 275-285 МВт при работе ПГУ с полным составом оборудования

(2 ГТ+2 котла-утилизатора (КУ) и 1 ПТ) и 135-143 МВт с неполным соста-

вом (1ГТ+1КУ+ПТ).

— в регулировочном диапазоне электрических нагрузок выделяется эконо-

мический диапазон нагрузок, который практически определяется диапазоном

работы внешнего направляющего аппарата (ВНА) компрессора ГТУ. Этот

150

диапазон нагрузок уже регулировочного и характеризуется меньшим изме-

нением коэффициента полезного действия (КПД) по сравнению с диапазоном

нагрузок при полностью прикрытом ВНА. При нагрузках ГТУ ниже 95 МВт

КПД ПГУ-450Т снижается еще быстрее из-за уменьшения параметров пара

ВД после КУ, что приводит к соответствующему снижению КПД ПТ, кото-

рый до этого снижался медленно.

— нижняя граница экономичного диапазона нагрузок при работе двух

ГТУ не «стыкуется» с верхней границей экономичного диапазона при работе

одной ГТУ. Этот разрыв при работе ПГУ в конденсационном режиме состав-

ляет примерно 10% номинальной мощности одной ГТУ. При работе ПГУ в

теплофикационном режиме величина разрыва зависит от тепловой нагруз-

ки — чем больше тепловая нагрузка, тем он больше и при максимальных

тепловых нагрузках находится на уровне 35-45% от номинальной мощности

блока. Эксплуатация блока в этом разрыве нежелательна, в первую очередь,

из-за ухудшения экологических характеристик блока.

2. Зависимость соотношения «мощность ГТУ-мощность ПТ» в общей мощ-

ности ПГУ: — доля мощности ГТУ в общей мощности ПГУ при снижении

мощности ПГУ уменьшается с соответствующим увеличением доли мощности

паровой турбины. Так, при максимальных нагрузках ПГУ доля ГТУ состав-

ляет 63-67% от мощности ПГУ, а при минимальных нагрузках она снижается

до уровня 57-61%. Это особенно важно при работе ПГУ в теплофикацион-

ном режиме, так как при разгружении ПГУ по электрической мощности па-

ровая турбина может обеспечить тепловую нагрузку на достаточно высоком

уровне.

3. При переходе ПГУ в режим работы с остановом одной ГТ и КУ эконо-

мичность работы ПГУ возрастет, но при этом обратный пуск связан с потеря-

ми топлива, что необходимо учесть при решении задачи ВСВГО. В некоторых

случаях режимы работы ПГУ с полным и неполным составом оборудования

рассматриваются как режимы самостоятельных единиц генерирующего обо-

рудования со своими экономическими и техническими параметрами. Такой

подход позволяет исключить возможность работы ПГУ в зоне разрыва, ука-

занной выше.

3. Традиционный подход к решению задачи ВСВГО

Как было указано выше, первым этапом организации выхода электриче-

ской станции на рынок электроэнергии на очередные оперативные сутки на-

чинается за 3-4 сут решением задачи ВСВГО, которая является одной из

важнейших функций при управлении режимами работы электростанции, а

также одним из ключевых факторов, влияющих на работу генерирующих

компаний и энергосистем в целом. Основная цель генерирующей компании

(ГК) при постановке задачи ВСВГО — выбрать такой состав оборудования,

который позволит получить максимальную прибыль при участии на рын-

ке электроэнергии с учетом затрат на пуск остановленного генерирующего

оборудования. Основная цель системного оператора (СО) — обеспечить на-

151

Таблица 1. Сценарии состава оборудования

Сценарии Порядковый номер генерирующей единицы (j)

(i)

P₁₁

P₁₂

P1n

P₂₁

P₂₂

P2n

P_ij

Pm1

Pm2

P_mn

дежную работу энергосистемы с учетом требуемого уровня и качества энер-

госнабжения. Во многих случаях интересы ГК и СО могут не совпадать,

и основная цель данного этапа — выбрать решение, которое удовлетворя-

ет обеим сторонам. Особенность и значимость этапа ВСВГО определяются

тем, что полученные на этом этапе результаты служат основой для даль-

нейших расчетов. Основными параметрами, которые используются при ре-

шении задачи ВСВГО, являются: стоимость пуска генерирующего обору-

дования (цена за пуск 1 МВт) и цена 1 МВт · ч вырабатываемой электро-

энергии, которые заявляют еженедельно участники рынка — генерирующие

компании [4].

В соответствии с Регламентом рынка электроэнергии [1, 2] алгоритм подго-

товки и решения ВСВГО применительно к каждой групповой точке поставки

(ГТП) электроэнергии и тепла включает следующие этапы.

1. Генерирующая компания формирует заявки, в которые входят: пред-

полагаемый состав генерирующего оборудования, включая останов и пуск,

расчетные затраты на останов и пуск остановленного оборудования, цену

за выработку электроэнергии в соответствующих объемах и другие данные,

необходимые для решения задачи ВСВГО.

Для формирования заявки для каждой точки поставки электроэнергии и

тепла применительно к характерным участкам прогнозных графиков элек-

трических нагрузок (провалы, участки с постоянными или переменными на-

грузками и т.д.), как правило, применяется сценарный подход. Для этого

составляется матрица возможных допустимых сценариев состава и режимов

работы агрегатов станции (табл. 1) с учетом эксплуатационных особенностей

конкретной генерирующей единицы и станции в целом, характера их участия

в покрытии нагрузок энергосистемы, включая режимы останова и последую-

щего пуска, времени года, реального технического состояния оборудования и

ряда других факторов.

В матрице: P_ij - режим работы (состояние) j-го агрегата станции при

i-м сценарии состава оборудования, n - количество генерирующих единиц

станции, включающие в себя паротурбинные энергоблоки, энергоблоки ПГУ

и водогрейные котлы; m - количество допустимых вариантов (сценариев)

состава оборудования для выработки требуемого количества электрической

и тепловой энергии.

152

Так как на данном этапе решается задача состава включенного оборудо-

вания без конкретизации их мощности, матрица содержит сценарии работы

оборудования по диапазонам нагрузок агрегатов согласно следующим усло-

виям (применительно к составу ТЭЦ, приведенному выше):

∑

(1)

Nmini ≤ N_Σ ≤

Nmaxi,

i=1

∑

(2)

Qmini +

QminПВКj ≤ Q_Σ ≤

Qmaxi +

QmaxПВКj,

i=1

j=1

i=1

j=1

где NПТimin, NПТimax, QПТimin, QПТimax - границы регулирования электрической и теп-

ловой нагрузок i-го блока ПТ; QПВКimin, QПВКimax - границы регулирования на-

грузки i-го пикового водогрейного котла.

Следует отметить, что граничные значения диапазона изменения электри-

ческой нагрузки также зависят от значения текущей тепловой нагрузки блока

и наоборот:

(3)

Nimin = f(Q_i), Nimax = f(Q_i), Qimin = f(N_i), Qimax = f(N_i

Зависимости (1)-(3) образуют область определения нагрузок для конкрет-

ного режима работы агрегата (ПГУ, ПТ, ПВК) [6].

2. При составлении сценариев перебираются все варианты режимов (кон-

денсационные и теплофикационные) и состава агрегатов, различные режимы

резервирования, удовлетворяющие выражениям (1) и (2). Однако матрица,

составленная таким образом, с учетом вышеприведенных особенностей ПГУ

содержит значительное количество строк m, требующих больших вычисли-

тельных затрат по оптимизации распределения нагрузок агрегатов для каж-

дого из вариантов. Очевидно, что число возможных вариантов для конден-

сационных электростанций значительно меньше, чем для ТЭЦ со сложным

составом оборудования, особенно при наличии в составе генерирующего обо-

рудования ПГУ типа ПГУ-450.

Для сокращения рассматриваемых в дальнейших шагах сценариев произ-

водится отбор вариантов с помощью экспертов, оценивающих пригодность

вариантов (строк матрицы). В результате оценки предварительной матрицы

экспертами для каждого из характерных сочетаний суммарных электриче-

ских и тепловых нагрузок ТЭЦ выбираются несколько наиболее приемлемых

вариантов состава и режимов работы агрегатов для последующей процедуры

оптимизации распределения нагрузок между ними.

3. При прогнозном объеме отпуска тепла (на основании диспетчерского

графика теплосети, в зависимости от прогноза погоды) оценивается предпо-

чтительный объем выработки электроэнергии исходя из условий (1)-(3), при

этом четко соблюдается следующее основное правило нагружения или раз-

гружения: загрузка электростанции целесообразна (увеличение мощности),

153

если цена электроэнергии на рынке превышает цену в заявке; если цена в

заявке выше цены на рынке, станция разгружается. Это означает, что выра-

ботка электростанции будет находиться в пределах, ограниченных минималь-

ными и максимальными нагрузками N_max и N_min. Уровень N_max определя-

ется составом генерирующего оборудования, а уровень N_min в отопительный

период определяется необходимостью обеспечения тепловых нагрузок, что

актуально для ТЭЦ.

4. При известных объемах выработки электроэнергии и отпуска тепла в

каждом сценарии проводится оптимальное распределение тепловой и элек-

трической нагрузки при известном составе генерирующего оборудования.

В качестве критерия с учетом рыночных условий работы станции принимает-

ся прибыль генерирующей компании от продажи электроэнергии на оптовом

рынке электроэнергии и поставки тепла тепловым потребителям S_CT, т.е.

S_CT = C_ЭРСВЭ_CT + C_QT (Q_Т) - C_ТB_CT (Э_CT,Q_Т)-

(4)

- C_ЗЭЭ_CH ± βS_П - S_ОCT ⇒ max,

где C_ЭРСВ, C_QT - рыночная стоимость электроэнергии (она берется либо из

анализа статистической информации, либо из существующих информацион-

ных систем прогнозирования цен на электроэнергию), (р/МВт · ч) и тариф

на тепло, (р/Гкал); C_Т - стоимость топлива, (р/тут); Э_CT - выработка элек-

троэнергии за рассматриваемый период, (МВт · ч); Q_Т - суммарный отпуск

тепла от паровых турбин и от пиковых водогрейных котлов за период опти-

мизации, (Гкал); B_CT (Э_CT, Q_Т) - суммарный расход топлива на производ-

ство тепла и электроэнергии, (тут); C_ЗЭ, Э_CH - закупочная стоимость элек-

троэнергии, (р/МВт · ч) и затраты электроэнергии на собственные нужды,

(МВт · ч); S_OCT, S_П, - затраты на останов и пуск агрегата, предусмотренные

в рассматриваемом варианте, (руб.); β - дискретный коэффициент, равный:

нулю, если системный оператор принимает обоснование генерирующей ком-

пании для останова данного агрегата, и (-1), если станция останавливает

рассматриваемый агрегат без согласия СО.

Для упрощения алгоритма оптимизации принимаются следующие усло-

вия:

— при постоянном тарифе на тепло и заданном (прогнозируемом) объеме

его отпуска выручка от поставки тепла C_Q (Q_T + Q_GDR) является постоян-

ной величиной для всех рассматриваемых вариантов и ее исключение из рас-

смотрения не будет влиять как на результат оптимизации, так и на выбор

рекомендуемых вариантов;

— принимается, что мощность механизмов собственных нужд, для кото-

рых генерирующая компания закупает электроэнергию на оптовом рынке, в

основном, зависит от суммарной выработки электроэнергии и в первом при-

ближении одинакова для всех рассматриваемых вариантов, и при оптимиза-

ции затраты (C_ЗЭЭ_CH)можно исключить из рассмотрения;

— затраты, связанные с пуском, если он присутствует в рассматриваемом

варианте, при оптимальном распределении внутри рассматриваемого вари-

154

анта учитываются при сравнении сценариев между собой на этапе выбора

оптимальных сценариев, в связи с чем при оптимизации внутри сценария

ими можно пренебречь.

С учетом принятых условий критерий оптимизации (4) принимает вид

(5)

S_CT = C_ЭРСВЭ_CT - C_TB_CT (Э_CT,Q_T) - S_OCT

⇒ max.

В качестве иллюстрации вида функциональной зависимости (5) рассмот-

рим ее на примере состава генерирующего оборудования сценария 1 в табл. 2

(ПГУ-450+2ПТ-80+1ПВК), и так как останов в сценарии отсутствует, в (5)

S_OCT = 0.

При длительности провала τ_ПР выражение (5) (при условии равномерного

распределения тепловой и электрической нагрузок между турбинами типа

ПТ-80) запишем в виде

[

]

(6)

S_CT = C_ЭРСВ (N_ПГУ +2N_ПТ)-C_T (B_ПГУ +2B_ПT +B_ПВК) τ_ПР

⇒ max,

где N_ПГУ, N_ПТ — мощности ПГУ-450 и турбины ПТ-80, МВт; B_ПГУ, B_ПТ,

B_ПВК — часовые расходы условного топлива при заданных электрической и

тепловой нагрузках на ПГУ-450 и турбин ПТ-80 и тепловой нагрузки ПВК,

рассчитываемые по их энергетическим характеристикам в форме регресси-

онных уравнений:

— для энергоблока ПГУ-450Т, полученных на основании данных заводов-из-

готовителей оборудования и результатов расчета тепловой схемы ПГУ-450Т,

B_ПГУ(N_ПГУ,Q_ПГУ) = 0,253N_ПГУ - 5,084 · 10-5N^2ПГУ + 0,021Q_ПГУ -

(7)

- 2,72 · 10-5Q^2ПГУ + 4,166 · 10-5N_ПГУ · Q_ПГУ + 7,496,

где B_ПГУ(N_ПГУ, Q_ПГУ) — расход условного топлива ПГУ в тут/ч, N_ПГУ —

электрическая нагрузка ПГУ в МВт, Q_ПГУ — тепловая нагрузка ПГУ в МВт;

— для теплофикационной турбины ПТ-80 по данным [10]

(

)

(8)

B_{ПТ80_T}(N,Q) = 0,001 ·

b_{ПТ80_ЭЭ}(N,Q) · N + b_{ПТ80_ТЭ}(N,Q) · Q

где

b_{ПТ80_ЭЭ}(N,Q) = -5,394 · N + 0,039 · N² - 8,34 · 10-5 · N³ -

- 0,978 · Q + 2,112 · 10-3 · Q² - 1,45 · 10-3 · N · Q + 613,672,

b_{ПТ80_ТЭ}(N,Q) = -0,736 · N + 3,597 · 10-3 · N² - 9,386 · 10-6 · N³ -

- 0,258 · Q - 3,355 · 10-4 · Q² + 2,057 · 10-3 · N · Q + 206,098,

B_{ПТ80_T}(N,Q) - расход топлива в теплофикационном режиме, тут/ч; N -

электрическая мощность блока, МВт; Q - тепловая мощность блока, Гкал/ч.

155

— для ПВК типа КВГМ-180, полученных на основании нормативных харак-

теристик,

∕(

)

(9)

B_BK(Q) = 14,286Q

96,04 - 0,018Q - 1,19 · 10-6Q²

где B_BK(Q) - расход топлива на ПВК, тут/ч; Q - тепловая мощность ПВК,

Гкал/ч.

Анализ показывает нелинейный характер приведенных зависимостей,

нелинейность их ограничений, приведенных выше, а также нелинейность,

овражность зависимости функции цели от оптимизируемых параметров. По-

этому следует, что решаемая оптимизационная задача относится к классу

задач нелинейного программирования и поиск решения (5) необходимо про-

вести с применением одного из известных математических методов оптими-

зации, позволяющих нахождение глобального оптимума, например предло-

женный в [10] методике.

В результате оптимизации по каждому сценарию:

— уточняется состав генерирующих единиц оборудования исключением из

состава тех, у которых ожидаемая цена электроэнергии в заявке (цена по

результатам оптимизации плюс рентабельность, не более 10%) больше, чем

предполагаемая рыночная цена электроэнергии;

— с учетом уточненного состава генерирующих единиц повторяется про-

цедура оптимизации, определяется величина выработки электроэнергии (при

постоянном отпуске тепла), уточняется ожидаемая цена электроэнергии по

каждой генерирующей единице и суммарная прибыль по рассматриваемому

сценарию.

5. На основании оптимизационных расчетов ГК для каждой точки постав-

ки электроэнергии и тепла применительно к характерным участкам прогноз-

ных графиков электрических нагрузок формирует по определенной форме

заявки в составе нескольких сценариев с максимальными значениями при-

были станции, которые отправляются системному оператору (СО) для со-

гласования. Исходя из условий покрытия планируемого уровня потребления

электроэнергии в энергосистеме, обеспечения необходимого резерва и надеж-

ности энергоснабжения потребителей электроэнергии СО осуществляет отбор

оборудования с использованием специальной математической модели ВСВГО

[1, 2]. При наличии замечаний СО может вернуть заявки или часть из них

для исправления с последующим повторным согласованием. После согласо-

вания с СО выбранный вариант с учетом замечаний становится базисным

для исполнения последующих процедур при выходе на рынок «на сутки

вперед».

4. Предлагаемый подход к учету фактора надежности

при решении задачи ВСВГО

Вышеприведенный краткий анализ традиционного подхода решения зада-

чи ВСВГО показывает, что он базируется на экономическом критерии без

156

учета факторов надежности и экологии (в лучшем случае они учитываются

в форме ограничений).

Очевидно, что при таком подходе обеспечить долгосрочную надежность

работы выбранных составов оборудования практически невозможно даже

при наличии опытных экспертов. На практике это приводит к тому, что

некоторые режимы, в прошлом веке широко применяемые при прохожде-

нии провалов нагрузки (моторный, остановочно-пусковые), исключаются из

рассмотрения даже при длительных провалах нагрузки без какого-либо обос-

нования. Вместо них широко применяется режим работы оборудования на

нижних границах регулировочного диапазона, несмотря на их низкую эконо-

мическую эффективность.

Ниже предлагается один из возможных подходов значительного сокра-

щения размерности табл. 1 путем учета фактора долгосрочной надежности

при выборе состава генерирующего оборудования по обобщенному критерию

минимального риска. Такой подход на этапе подготовки предложений гене-

рирующей компанией по оптимальному составу оборудования позволит, по-

мимо экономического фактора, учесть также фактор надежности, что может

гарантировать надежную работу выбранного оборудования за указанное Ре-

гламентом рынка время (не менее 72 ч при наличии пуска).

Для достижения этой цели предлагается следующий алгоритм предвари-

тельной подготовки информации.

Принимается, что в рамках интеллектуальной автоматизированной систе-

мы управления технологическими процессами (АСУТП) станции присутству-

ют системы управления надежностью и технико-экономическими показателя-

ми оборудования с решением задачи выбора оптимальной стратегии проведе-

ния ремонтного обслуживания на длительный промежуток времени (месяц,

сезон, год) на базе постоянного мониторинга и диагностики технического и

экономического состояния оборудования станции. В результате проведения

такой работы возможно составление приоритетного списка по долгосрочной

надежности работы оборудования на основе обобщающего фактора риска R_i,

рассчитываемого по выражению

(10)

R_i = kiЭpiЭYiЭ + kiHpiHYiH

i = 1,...,n,

где piЭ, piH - оценки вероятности возникновения отказа (аварийного остано-

ва) и/или критического ухудшения экономического состояния i-го рассмат-

риваемого элемента или единицы оборудования; YiЭ, YiH - ущербы от ухудше-

ния экономичности и от отказа (аварийного останова) i-го рассматриваемого

элемента или единицы оборудования; kiЭ, kiH - весовые коэффициенты зна-

чимости факторов экономичности и надежности,

(11)

kiЭ + kiH

= 1,0,

при kiЭ = 0 учитывается ущерб только по фактору надежности, при kiH = 0 -

только ущерб по экономичности. Промежуточные значения их оцениваются

экспертами исходя из конкретных условий решения задачи ВСВГО.

157

Рассчитывается величина удельного риска рассматриваемого элемента

или функционального узла

∕(∑

)

(12)

r_i = R_i

R_i

i = 1,...,n; j = 1,...,m,

где

^∑R_i - суммарный риск-фактор для всех элементов j-го сценария.

Составляющая ущерба по экономичности учитывается для тех агрегатов,

ухудшение экономичности которых во времени не удается устранить в хо-

де проведения технического обслуживания или текущих восстановительных

ремонтных работ без длительного останова энергоблока.

Показатели надежности могут быть определены генерирующей компанией

на основании разных способов: систем мониторинга и диагностики оборудо-

вания, статистическим подходом, контролем и мониторингом оборудования

персоналом станции. Подробная методика оценки отказов оборудования и

функциональных узлов и последствия их приведены в [3].

Для использования полученных результатов составляется приоритетная

матрица сценариев рассматриваемых вариантов по величине удельного рис-

ка в порядке их убывания. Полученную матрицу условно можно разделить

на три зоны: повышенного риска (красная зона) — варианты, в которых при-

влечение рассматриваемого оборудования или его части по техническому или

экономическому состоянию (или по совокупности этих двух факторов) свя-

зано с повышенным риском; умеренного риска (желтая зона) — зона непре-

рывного контроля за работоспособностью и экономическими показателями;

низкого риска (зеленая зона) — зона работоспособного состояния с мини-

мальными отклонениями от нормативных показателей по экономичности с

периодическим контролем технического состояния оборудования.

Естественно, что при выборе сценариев состава генерирующего оборудова-

ния по условию минимального риска необходимо выдержать принцип выбора

вариантов по схеме «снизу-вверх» по строкам полученной матрицы. Сцена-

рии вариантов, находящиеся в зоне матрицы с повышенным риск-фактором,

на этапе сокращения числа сценариев желательно, по возможности, исклю-

чить из рассмотрения и таким образом уменьшить число рассматриваемых

сценариев.

Принципиально возможно разделение приоритетной матрицы состояний

на две части — по показателям надежности и по показателям экономичности,

что позволит более целенаправленно следить за динамикой их изменения, но

тогда возникает проблема их совместного учета, при этом число рассматри-

ваемых вариантов в табл. 1 будет расти.

Одной из наиболее сложных проблем при подготовке исходных сценариев

на станции является обоснование необходимости останова или перевода в мо-

торный режим оборудования при прохождении провалов графиков электро-

потребления [4-8]. Сложность заключается в том, что условия значительной

неопределенности информации (длительность провала и связанная с ней дли-

тельность пусковых операций, цена электроэнергии при прохождении прова-

158

ла, величина пусковых потерь и т.д.) затрудняют сравнение альтернативных

вариантов по экономичности. С другой стороны, имеется и мотивация их при-

менения, так как если СО принимает обоснованность применения, например,

остановочно-пускового режима, то, как было указано выше, генерирующая

компания (станция) получает соответствующую компенсацию, равную стои-

мости затрат на пуск.

Для иллюстрации рассмотрим возможные режимы работы ПГУ-450 при

прохождении провала нагрузки в зимний период работы станции. Особен-

ность зимнего провала заключается в том, что низкий уровень по электри-

ческой мощности сопровождается значительным ростом тепловой нагрузки,

при этом при постоянном тарифе на отпускаемое тепло и минимальной цене

на электроэнергию выработка последней не экономична. В этих условиях

учет фактора надежности наряду с экономическим может стать определяю-

щим при выборе режимов работы ПГУ.

Рассмотрим поставленную задачу при следующих исходных условиях:

- средняя температура наружного воздуха - (-2,2^◦C);

- электрическая мощность станции - 390 МВт (около 62% от номинальной

мощности);

- тепловая нагрузка станции - 460 Гкал/ч (около 85% от максимального

отпуска).

Границы электрической мощности ПГУ при указанных выше ограничени-

ях и допустимые области режимов работы ПГУ с полным и неполным соста-

вом оборудования определены на основе цифровой модели ПГУ, полученной

на базе обработки данных заводов-изготовителей оборудования применитель-

но к энергоблоку ПГУ-450Т [9, 10]. В соответствии с этими данными ограни-

чения по минимальным и максимальным значениям электрической мощности

и отпуску тепла приведены ниже:

— при работе с полным составом, МВт — 288,4 ≤ N_ПГУ2 ≤ 489,5;

— при работе с неполным составом, МВт — 96,4 ≤ N_ПГУ1 ≤ 245,0.

Границы отпуска тепла, при указанной температуре наружного воздуха,

Гкал/ч:

— при работе ПГУ в полным составе, Гкал/ч - 51 ≤ Q_ПГУ2 ≤ 318,0;

— при работе ПГУ в неполным составе, Гкал/ч - 51,0 ≤ Q ≤ 154,8.

При работе ПГУ в режиме ГТУ-ТЭЦ, когда весь пар высокого и низко-

го давления сбрасывается в сетевые подогреватели помимо паровой турбины,

снижение электрической мощности ПГУ, как следствие останова паровой тур-

бины или перевода ее в моторный режим (МР), компенсируется соответст-

вующим ростом отпуска тепла. В этих режимах ограничения по электриче-

ской мощности и отпуску тепла следующие:

— по мощности при работе ПГУ с полным составом, МВт — 194,0 ≤

≤ N_ПГУ3 ≤ 332,0;

— по мощности при работе ПГУ с неполным составом, МВт — 98 ≤

≤ N_ПГУ3 ≤ 166,0;

159

Таблица 2. Результаты расчетов

№

ПГУ

ПТ-80

ПВК Фактор риска

⌢

ГТ КУ

ПГУ

№ ПТ

^∑ ПТ-80

R_i

ПТ Q N

Q N

Г Г Г Г Г

245

290

Г Г

200

100

0,343

0,1046

Г О Г О Г

220

230

Г Г

200

160

0,496

0,1512

Г Г Г Г ОПР

230

290

Г Г

200

100

0,748

0,228

Г О Г О ОПР 230

250

Г Г

200

140

1,0

0,305

Г Г Г Г МР

300

290

Г Г

160

100

0,255

0,0778

Г О Г О МР

180

220

Г Г

200

170

0,438

0,1336

— по отпуску тепла при работе ПГУ с полным составом, Гкал — 51,0 ≤

≤ Q ≤ 433,0;

— при работе ПГУ с неполным составом, Гкал — 51,0 ≤ Q_ПГУ ≤ 261,0.

Для турбины ПТ-80 действуют следующие ограничения: нижние и верхние

границы по электрической мощности — 50 и 85 МВт, по отпуску тепла — 80

и 100 Гкал/ч соответственно.

Для паровой турбины в составе ПГУ-ТЭЦ рассматриваются два режима —

останова (ОПР) и перевода ее в моторный режим (МР). Приняты следующие

условия соблюдения балансовых уравнений по электрической мощности и

отпуску тепла от станции.

Выбирается вариант работы ПГУ с минимальной электрической мощно-

стью и определяется при этой мощности допустимый отпуск тепла от ПГУ.

Определяется мощность турбин ПТ-80; если она выходит за пределы их до-

пустимой мощности, то принимается их мощность на максимальном уровне и

пересчитывается электрическая мощность ПГУ. Аналогичным образом рас-

пределяется отпуск тепла с учетом возможности выработки части тепла пи-

ковыми водогрейными котлами.

Значение риска в иллюстрационном примере рассчитано только приме-

нительно к оборудованию ПГУ и только по фактору надежности, при этом

вероятности отказа в различных режимах работы оборудования приняты на

базе экспертных оценок, исходя из опыта эксплуатации ПГУ и с учетом ре-

комендаций, приведенных в [3]. Аналогично при оценке ущерба учитывались

следующие его составляющие исходя из среднестатистической длительности

отказов и длительности восстановительного ремонта рассматриваемого в ва-

риантах оборудования: потери прибыли от недоотпуска электроэнергии или

выработке электроэнергии на менее экономичном оборудовании и затраты,

связанные с ремонтным обслуживанием [3]. Учитывая иллюстративный ха-

рактер рассматриваемого примера, отметим, что достоверность приведенных

данных авторами не гарантируется, хотя они отражают в какой-то степени

реальную картину.

160

В табл. 2 величина риска, абсолютные значения которой в данном слу-

чае не играют роли, приведена в относительных единицах, рассчитанных по

выражению

∕

(13)

R_i = R_i

(max R_i

⌢

где R_i, maxRi - значение риска для i-го варианта и максимальное значение

его среди рассматриваемых вариантов.

Сравнение фактора риска удобнее провести по величине удельного риска,

рассчитанного по выражению

∑

(14)

r_i =Ri

R_i.

Анализируя полученные результаты в рамках рассматриваемого тестового

примера, можно из сценариев табл. 1 исключить варианты 3 и 4 как наибо-

лее рискованные (величина удельного риска для них выше среднего значения,

равного 0,167), причем оба варианта связаны с остановом паровой турбины

в режиме ГТУ-ТЭЦ и в этом же режиме с остановом еще и одной газовой

турбины. Очевидно, что при вынужденном применении этих режимов потре-

буется их дополнительное обоснование как по показателю надежности, так и

по экономической целесообразности.

Таким образом, учет фактора долгосрочной надежности на этапе ВСВГО

позволяет сократить число рассматриваемых вариантов и способствует более

обоснованному выбору сценариев для их дальнейшего рассмотрения.

Учет экологического фактора на данном этапе затруднителен из-за зна-

чительной неопределенности требуемой для расчетов выбросов информа-

ции [11]. При большой необходимости он может быть рассчитан упрощенной

методикой [5] и учтен в виде ограничения на суммарные выбросы станции.

Более основательно экологический критерий целесообразно рассмотреть на

этапе подготовки предложений для выхода на рынок “на сутки вперед” (РСВ)

при известном составе генерирующего оборудования.

Таким образом, при наличии прогнозов цен рынка и ценовых заявок ста-

новится возможным выбрать варианты состава оборудования на оператив-

ные сутки с учетом надежности и экономичности с выходом на маржиналь-

ную прибыль и выбрать для электростанции оптимальный вариант, даю-

щий максимальную маржинальную прибыль. Очевидно, что для успешно-

го выполнения и завершения процедуры ВСВГО генерирующая компания

должна обладать способностью, методами и специализированным программ-

ным обеспечением, позволяющими в течение достаточно короткого време-

ни оценить варианты работы электростанции с различным составом генери-

рующего оборудования и выбрать такой состав, который, с одной стороны,

будет удовлетворять всем техническим критериям и ограничениям, с дру-

гой — принесет максимальный маржинальный эффект от работы на рынке

электроэнергии.

161

5. Заключение

Предложенный методический подход выбора оптимального состава вклю-

ченного генерирующего оборудования с учетом факторов экономичности и

риска позволяет выбирать для каждого из характерных сочетаний суммар-

ных электрических и тепловых нагрузок ТЭЦ ограниченное число вариантов

состава и режимов работы агрегатов для последующих процедур оптимиза-

ции распределения нагрузок между ними.

Применение критерия риска позволяет определить приоритетный поря-

док рассмотрения допустимых сценариев состава включенного генерирующе-

го оборудования с целью выбора оптимальных вариантов, которые обеспечат

надежную работу их на РСВ и получение максимальной прибыли.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Системный оператор. Официальный сайт

https://www.so-ups.ru/index.php?id=markets_Дата обращения 17.01.2022.

Приложение 3.1 к ДОП. Регламент проведения расчетов выбора состава гене-

рирующего оборудования [Офиц. сайт].

https://www.np-sr.ru/ru/regulation/joining/reglaments/1960 (дата обращения

07.01.2022).

Об утверждении методических указаний по расчету вероятности отказов функ-

ционального узла и единицы технологического оборудования и оценки послед-

ствий такого отказа. Приложение к Приказу Минэнерго РФ от 19.02.2019 г.

№ 123 [Официальны сайт] https://docs.cntd.ru/document/542643279 (Дата обра-

щения 18.01.2022 г.)

Юпатов Д.А. Общие подходы к выбору состава включенного генерирующего

оборудования тепловых электрических станций на оптовом рынке электроэнер-

гии // Новое в российской электроэнергетике: Ежемес. науч.-техн. электрон.

журн. 2018. № 11. C. 20-29.

Arakelyan E.K., Andryushin A.V., Mezin S.V. et al. Formulation and Method-

ological Approaches to the Solution of the Multicriteria Problem of Selecting the

Optimal Modes of Complex TPP Equipment // Autom. Remote Control.

2021.

V. 82. No. 12. P. 2224-2238.

Таран А.С. Выбор состава включенного генерирующего оборудования ТЭС на

оптовом рынке электроэнергии // Энергетика: эффективность, надежность, без-

опасность. 2013. № 1. С. 70-73.

Филимонова В.А., Бобрицкая И.В. Увеличение маржинальности работы ТЭС.

Теория и практика // Энергорынок. Декабрь 2013. № 10 (115). С. 34-36.

Li Z., Zhao L., Du W., Qian F. Modeling and Optimization of the Steam Turbine

Network of an Ethylene Plant // Process Systems Engineering And Process Safety.

2013. Р. 520-528.

Arakelyan E.K., Andryushin A.V., Mezin S.V. et al. Features of the Multi-Criteria

Optimization Mathematical Model of the Thermal and Electrical Loads Distribution

at a Combined Heat and Power Plant with a Mixed Equipment Composition

IC-MSQUARE 2021 // J. Physics: Conference Series 2090 (2021) 012012 IOP

Publishing.

162