Известия РАН. Энергетика, 2019, № 2, стр. 106-117

1. ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ

В современных условиях, характеризующихся возрастанием парка стареющего основного оборудования электроэнергетических систем и увеличением стоимости топлива, актуальность проблемы повышения эффективности работы тепловых электростанций (ЭС) существенно возрастает [1].

Известные методы принципиального решения этой проблемы требуют немалых дополнительных затрат, которые не всегда доступны [2]. Значительные успехи здесь могут быть достигнуты как за счет перехода от качественных оценок эффективности решения эксплуатационных задач (по организации управления технического обслуживания и восстановления износа) к количественным оценкам, так и совершенствованием методов сравнения эффективности работы тепловых электростанций (ТЭС).

Традиционно такое сравнение проводится на основе одного из перечня основных технико-экономических показателей (ТЭП). Как правило, это фактическое значение или расхождение расчетного и фактического значений удельного расхода условного топлива. Однако, этот способ недостаточно учитывает надежность работы ЭС. И именно поэтому риск ошибочного решения эксплуатационных задач может быть значительным. Учет надежности работы требует привлечения к сравнению соответствующих ТЭП. При этом мы сталкиваемся с трудностями одновременного учета нескольких ТЭП. Преодоление этих трудностей достигается расчетом интегрального показателя.

2. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ИНТЕГРАЛЬНОГО ПОКАЗАТЕЛЯ

К основным трудностям оценки интегрального показателя относятся:

– Различие единиц измерения ТЭП. Не могут быть просуммированы удельный расход условного топлива, который измеряется в г/кВтч, и выработка электроэнергии (в МВтч);

– Различие масштаба измерения ТЭП. Бесполезно суммирование длительности вынужденного простоя (τ_ав), измеряемой в часах, и срока службы (Т_сл), измеряемого в годах. Перевод измерения Т_сл в часы не решает вопроса, т.к. Т_сл$ \gg $ τ_ав. Различие масштаба измерения ТЭП наблюдается и для относительных величин. Например, относительная величина расхода электроэнергии в системе СН исчисляется в единицах процента, а коэффициент использования установленной мощности – в десятках процентов;

– Различие направленности измерения ТЭП. Увеличение коэффициента использования установленной мощности свидетельствует о повышении эффективности работы ЭС, а увеличение расхода в системе собственных нужд – к ее снижению;

– Взаимосвязь изменения ряда ТЭП. Например, увеличение выработки электроэнергии в заданном интервале времени ведет к снижению удельного расхода условного топлива, а увеличение коэффициента использования установленной мощности к увеличению условного числа часов работы с номинальной мощностью. Наличие взаимосвязанных ТЭП приводит к погрешностям оценки интегрального показателя;

– Малая продолжительность интервала, на котором измеряются сопоставляемые ТЭП (месяц, квартал, неделя, смена). Чем интервал времени, на котором осуществляется сравнение эффективности работы ТЭС, меньше, тем эффект от снижения риска ошибочного решения выше. Однако малые интервалы контроля не только снижают точность оценок ТЭП, но и исключают возможность применения отдельных показателей. Даже для месячного интервала не могут быть вычислены такие показатели надежности, как коэффициент готовности, коэффициент технического использования, вероятность отказа при пуске энергоблока и др.;

– Возможное различие технологических процессов приводит к различию характеризующих их ТЭП, а следовательно, и к уменьшению числа ТЭП одновременно характеризующих сопоставляемые ЭС;

– Различная значимость абсолютных величин ТЭП. Например, значимости различия удельного расхода условного топлива и расхода электроэнергии на собственные нужды существенно разняться;

– Существенное расхождение нижних и (или) верхних возможных значений ТЭП. Использование ТЭП “выработка электроэнергии” для характеристики сопоставляемых ЭС с различной номинальной мощностью, приводит к большому риску ошибочного решения;

– Используемые ТЭП должны характеризовать эффективность работы всех сопоставляемых ЭС. При сопоставлении эффективности работы ТЭС и ГЭС использование ТЭП “удельный расход условного топлива” для выработки электроэнергии недопустимо;

– Незначительный разброс значений отдельных ТЭП сопоставляемых ЭС. При практически одновременном вводе в эксплуатацию ряда ЭС, применение для сравнения эффективности работы ТЭП “срок службы” нецелесообразно.

Ранжирование ЭС в порядке снижения эффективности их работы позволяет установить наиболее надежные и экономичные ЭС, узнать “слабые звенья”, установить последовательность использования резервной мощности, а ранжирование разновидностей признаков – выявить наиболее значимые факторы.

3. ЦЕЛЬ РАБОТЫ

В настоящей статье приводится метод количественной оценки и объективного сравнения эффективности работы газопоршневых электростанций (ГПЭС) с простым циклом, работающих в полупиковом режиме. Некоторым аналогом решения проблемы сравнения эффективности работы ГПЭС является сравнение эффективности работы однотипных энергоблоков мощность 300 МВт паротурбинных электростанций (ПТЭС) на газомазутном топливе [3], сравнение эффективности работы их котельных установок [4] и паровых турбин [5]. Показано, что лишь за счет перехода от интуитивного распределения нагрузок между энергоблоками к рекомендуемому методу среднегодовое снижение расхода условного топлива колеблется в пределах от 0.25 до 0.45%. [6] Напомним, что это относится к энергоблокам, срок службы которых существенно превышает расчетный, скорость изменения энергетических характеристик значительна, а поэтому использование стандартных методов расчета оптимальной нагрузки энергоблоков связано с большим риском ошибочного решения.

4. ПРЕОБРАЗОВАНИЕ ТЭП ГПЭС

Как известно, [7] ГПЭС по сравнению с остальными ТЭС имеют высокий КПД, низкий уровень выбросов вредных веществ, надежны в эксплуатации, способны длительное время работать при частичных нагрузках без ущерба для технического состояния и без снижения КПД. Удельный расход газа составляет 256 г/кВтч электроэнергии, а межремонтный период – 12 лет.

Эти особенности характеризует ряд среднемесячных значений ТЭП, основными из которых являются: удельный расход условного топлива (У_т), расход электроэнергии на собственные нужды (W_сн), фактическая величина выработки электроэнергии ($W_{\Sigma }^{{\text{ф }}}$), коэффициент использования установленной мощности (K_И = $W_{\Sigma }^{{\text{ф }}}$/$W_{\Sigma }^{{{\text{н о м }}}},$ где $W_{\Sigma }^{{{\text{н о м }}}}$ = = Р_стТ_мес, Р_ст – номинальная мощность ГПЭС, Т_мес – продолжительность месяца, Т_мес = 730 ч), число газопоршневых установок (ГПУ), отключенных на аварийный ремонт (n_ав) [8].

При расчетах ТЭП оказываются необходимыми и некоторые паспортные данные ЭС. А именно: номинальная мощность и число ГПУ ЭС (Р_у и n_у), год ввода ЭС в эксплуатацию (t_уст). В иллюстративных целях в табл. 1 приведены количественные оценки основных среднемесячных значений ТЭП ГПЭС совместно с Р_у, n_у и t_уст.

Как было отмечено выше, к основным условиям оценки интегрального показателя относятся наличие взаимосвязи ТЭП с эффективностью работы ГПЭС, идентичность единиц измерения и масштаба ТЭП.

Среди отмеченных и заданных в табл. 1 среднемесячных значений ТЭП, величины t_уст, $W_{\Sigma }^{{\text{ф }}},$ W_сн, Р_у, n_у и n_ав не характеризуют эффективность работы ГПЭС. Так, эффективность работы ГПЭС определяется не годом ввода ЭС в эксплуатацию, а сроком службы, который вычисляется как Δt_сл = (t_т – t_уст), где t_т – текущий год эксплуатации ГПЭС. Величина W_сн определяется, прежде всего, мощностью ЭС и не может быть использована для сравнения эффективности работы ЭС. Возможность использования изменяется при переводе абсолютных значений W_сн в относительные по формуле δW_сн = W_сн/$W_{\Sigma }^{{\text{ф }}}.$

Наряду с коэффициентом использования установленной мощности для характеристики эффективности работы ГПЭС может быть использован ТЭП – среднемесячное число часов использования установленной мощности (Т_и), а для более полной характеристики надежности ЭС – коэффициент простоя ГПУ в аварийном ремонте K_ав = = n_ав/n_у, где n_у – число газопоршневых установок (ГПУ), n_ав – число ГПУ, отключенных на аварийный ремонт. Таким образом, эффективность работы ГПЭС характеризуется следующими ТЭП: Δt_сл, У_т, δW_сн, Т_и, K_и и K_ав. Результаты их количественной оценки по данным табл. 1 приведены в табл. 2.

В [4] предлагается два метода преодоления различия размерности и масштаба, одновременно учитываемых при сравнении ТЭП. Это метод, основанный на переходе к относительным величинам отклонения ТЭП от своего исходного значения и интервальный метод.

В табл. 3 приведены сведения о направленности изменения ТЭП относительно изменения эффективности работы ГПЭС, о минимальных и максимальных значениях реализаций ТЭП, о длине единичного интервала, расчетные величины граничных значений пяти интервалов размаха ТЭП (принята пятибалльная система оценки значимости фактического значения ТЭП) и, совпадающие с порядковыми номерами интервалов размаха, значимости (балл) ТЭП с учетом направленности их изменения, формулы для расчета величин относительного отклонения ТЭП.

Учитывая различие среднемесячных значений размаха изменения ТЭП рассматриваемых ГПЭС по месяцам года, результирующий размах ТЭП выбирается по минимальной и максимальной величинам ТЭП в течение предшествующего года для всех рассматриваемых ГПЭС. Именно для этого размаха вычисляется длина единичного интервала и граничные значения интервалов размаха. В иллюстративных целях на рис. 1а–г приведены закономерности изменения K_и, Т_и, δW_СН и У_т по месяцам года. Обращает внимание идентичность закономерностей изменения K_и и Т_и, некоторый рост оценок У_т и δW_СН в летние месяцы и уменьшение в зимние месяцы.

Рис. 1.

Динамика изменения ТЭП по месяцам года.

Рассмотрим вопрос о взаимосвязи этих ТЭП. Необходимым условием объективной оценки интегрального показателя является независимость ТЭП [5].

В таблице 4 приведены результаты расчета коэффициента корреляции Пирсона (по данным табл. 5) и Спирмена (по данным табл. 6). Учитывая, что для числа реализаций выборок ТЭП равном 6 критическое значение коэффициентов корреляции для критериев Пирсона и Спирмена одинаковое и равно 0.989, можно с уровнем значимости 0.05 [9] утверждать, что среди анализируемых ТЭП взаимосвязь значима лишь для К_и и Т_и, что подтверждается рис. 1 и формулами их расчета. Этот метод анализа называется методом решения “обратной задачи”, когда известен заранее результат одного из сравнений, и если он подтверждается, то можно доверять и остальным аналогичным вычислениям алгоритма расчета. Вышеизложенное свидетельствует о нецесообразности совместного использования K_и и Т_и для расчета интегрального показателя.

Таким образом, последующему преобразованию подлежат следующие независимые ТЭП: Δt_сл, У_т, δW_сн, K_и и K_ав.

5. РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ

В таблице 5 приведены результаты расчета относительных значений ТЭП по формулам, приведенным в табл. 3. Поскольку возможное отклонение ТЭП рассчитывается относительно размаха их изменения, то эти отклонения, по сути, характеризуют величину износа ЭС. Чем величина интегральной значимости износа (In(Iz)) больше, тем эффективность работы ЭС ниже. Среднее арифметическое относительного износа характеризует показатель износа (Iz(ЭС)) в целом. Очевидно, что как In(Iz) так и Iz(ЭС) позволяют ранжировать сопоставляемые ГПЭС и оценить эффективность работы ЭС.

В табл. 6 приведены результаты расчета интервальным методом оценок интегрального показателя значимости ТЭП, порядкового номера сопоставляемых ЭС в ранжированном ряду и оценок эффективности работы рассматриваемых ГПЭС газопоршневых электростанций в целом.

В [4] было показано, что результаты ранжирования ЭС в обоих способах различаются: за счет преобразования в интервальном методе непрерывных оценок ТЭП в дискретные; результаты ранжирования интегральных показателей значимости дискретных ТЭП при малом числе ТЭП бывают несколько укрупнены. Это различие наблюдается и при сравнении табл. 5 и 6.

Классификация ГПЭС может быть выполнена и по величине размаха интегрального показателя ряда среднемесячных значений. В табл. 7 приведены значения среднего квадратического отклонения $\sigma {\kern 1pt} {\text{*}}\left[ {\delta {{W}_{{{\text{с н }}}}}} \right],$ $\sigma {\kern 1pt} {\text{*}}\left[ {{{{\text{У }}}_{{\text{т }}}}} \right]$ и $\sigma {\kern 1pt} {\text{*}}\left[ {{{K}_{{\text{и }}}}} \right]$ и коэффициента вариации среднемесячных значений ТЭП ${{r}_{{{\text{с н }}}}} = {{\sigma {\text{*}}\left[ {\delta {{W}_{{{\text{с н }}}}}} \right]} \mathord{\left/ {\vphantom {{\sigma {\text{*}}\left[ {\delta {{W}_{{{\text{с н }}}}}} \right]} {\delta {{W}_{{{\text{с н }}}}}}}} \right. \kern-0em} {\delta {{W}_{{{\text{с н }}}}}}},$ ${{r}_{{\text{т }}}} = {{\sigma {\text{*}}\left[ {{{{\text{У }}}_{{\text{т }}}}} \right]} \mathord{\left/ {\vphantom {{\sigma {\text{*}}\left[ {{{{\text{У }}}_{{\text{т }}}}} \right]} {{{{\text{У }}}_{{\text{т }}}}}}} \right. \kern-0em} {{{{\text{У }}}_{{\text{т }}}}}}$ и ${{r}_{{\text{и }}}} = {{\sigma {\text{*}}\left[ {{{K}_{{\text{и }}}}} \right]} \mathord{\left/ {\vphantom {{\sigma {\text{*}}\left[ {{{K}_{{\text{и }}}}} \right]} {{{K}_{{\text{и }}}}}}} \right. \kern-0em} {{{K}_{{\text{и }}}}}}$ в течение года работы. По этим данным проведено ранжирование рассматриваемых ЭС. И, несмотря на то, что ранее мы рассматривали сравнение эффективности работы ЭС в течение прошедшего месяца работы и на основе этого сравнения рекомендовали пути повышения эффективности работы этих ЭС, результаты расчета по данным разброса ТЭП в течение года практически полностью совпадают. Это подтверждает положение, в соответствие с которым снижение эффективности работы ЭС ведет к увеличению разброса ТЭП. По данным табл. 7 наибольший разброс наблюдается на ЭС1 и ЭС6, средний разброс – на ЭС2 и ЭС3, а незначительный – на ЭС4 и ЭС5.

Конечно, эксплуатационному и оперативному персоналу ЭС, как и руководству ЭС и энергосистемой знать особенности расчетов интегральных показателей нет никакой необходимости. Желательна методическая поддержка, суть которой сводится к оценке технического состояния ЭС, результатов ее сравнения с эффективностью работы других аналогичных ЭС, сведения о “слабых звеньях” и им подобные сведения.

В то же время, эти сведения, особенно при малом числе ТЭП нельзя абсолютизировать. Принимаемые решения отражают лишь рассматриваемые ТЭП. Например, в перечне ТЭП отсутствуют сведения о финансовых возможностях и обеспеченности ремонтных работ. Хотя не всегда ЭС и энергосистема располагают необходимыми средствами для восстановления износа, или отсутствуют необходимые для проведения ремонте узлы и материалы. В ряде случаев, Руководство полностью согласно с рекомендациями, но вынуждено решать поставленную эксплуатационную задачу несколько иначе. Это согласие в большей части случаев совпадает с интуитивным результатом решения, что дает основание верить этим рекомендациям и при отсутствии специалистов, способных рекомендовать объективное решение эксплуатационных задач.

Ниже приводится образец результатов автоматизированного анализа среднемесячных значений ТЭП. Как и сами ТЭП, приведенные рекомендации включают и подготовленные соответствующими отделами Управлений предложения. Со временем или при переходе к другой энергосистеме они могут уточняться.

Эти результаты могут служить основополагающим документом при проведении рекомендуемого Правилами технической эксплуатации ежемесячного обсуждения данных ТЭП и методической поддержкой принимаемых решений. Они (результаты) ежемесячно представляются Главному инженеру энергосистемы и Начальнику управления по выработке электроэнергии.

6. РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ГАЗОПОРШНЕВЫХ ЭС

ВЫВОДЫ

1. Разработан метод и алгоритм оценки интегрального показателя эффективности работы газопоршневых электростанций;

2. Интегральный показатель позволяет:

− ранжировать сопоставляемые газопоршневые электростанции по эффективности работы, отражающих их надежность и экономичность;

− оценить в пятибалльной системе эффективность работы газопоршневых электростанций;

− разработан механизм практического использования этого метода.

3. Повышение эффективности работы газопоршневых электростанций достигается ежемесячным уведомлением Руководства энергосистемы и электростанций результатами анализа технико-экономических показателей, что обеспечивает необходимую методическую поддержку при решении эксплуатационных задач;

4. Наряду со среднемесячными значениями технико-экономических показателей важную роль играют величины размаха этих показателей. Равенство среднемесячных значений технико-экономических показателей еще не означает равенства эффективности работы электростанций. Чем размах больше, тем техническое состояние хуже. Снижение размаха приводит к повышению эффективности работы.