4. Application and results4.1. Appl

4. Application and results4.1. ApplicationThe solution described in previous paragraph has been imple¬mented in the « R » programming environment, using the optimi¬zation packages « ROI » and « ompr ». The program was tested on a simple example, relevant for a medium-size DH system, where a CHP plant equipped with one back-pressure CHP unit and one peak boiler supplies a DH network with given heat demand profile. One small storage tank located at the CHP plant was added, and the optimization included shaping of the supply temperature profile and limited demand side management possibilities. The model for the example has been calibrated to reflect the average conditions of DH systems in central Europe (in terms of heat losses in the network, temperature differences at the substations, heat losses from hot water tanks, cogeneration factor of back-pressure tur¬bines, boiler efficiencies and other). The parameters of the thermal energy storage solutions have been adjusted in a way which makes it profitable to utilize all flexibilities (none of the storage possibil¬ities is big enough to make the others redundant). Supply tem¬perature has been limited to the range from 93 °C to 97 °C, typical for operation of DH systems in central Europe during mild winter. The state of the hot water tank was set to start and finish at 20 MWh and not exceed the range of 0—40 MWh, and the aggre¬gated DSM actions have been limited to ± 10 MWh from the fore¬cast (that is about ± 1. 4% of total heat demand in the period analyzed). The heating power of the CHP unit has been limited to the range of 25—50 MW, while the heating power of the peak boiler has been limited to 20—40 MW. The prices of electricity varied between 110 and 220 PLN/MWh — values and daily amplitude typical e. g. for the Polish Power Exchange and based on data from Polish national grid operator. The remaining parameters have been listed in Table 2. Specific heat of water in reality depends on the temperature, but for clarity of calculations, an average value has been taken and treated as a constant. For the same reasons, the outdoor temperature has been treated as constant. A schematic drawing of the DH system studied in this case is presented in Fig. 3. It reflects the size and conditions of typical networks supplying medium cities (40 000—60 000 inhabitants) in central Europe. 4.2. Results — utilization of particular thermal energy storage possibilities separatelyThe prototype has been tested on one scenario of heat demand (which could be covered by the CHP unit only) and electricity pri¬ces, in 4 cases. without energy storage (reference scenario, stable heating power), with overheating possibility, with demand side management and with a small hot water tank (whose capacity was limited to 12 MWh, in order to simulate a scenario with comparable amount of stored heat). The results are summarized in Table 3. Graphs presenting particular scenarios are provided in Figs. 4—7.Each of the four scenarios covers the same heat demand with the same production unit. However, the total financial outcome is highly variable. Overheating the network allows shifting of

Results (Russian) 1:

4. Применение и результаты
4.1. заявка
Решение, описанное в предыдущем параграфе было imple¬mented в «R» среда программирования, с помощью optimi¬zation пакетов «ROI» и «ompr». Программа была проверена на простом примере, значение для системы DH среднего размера, где ТЭЦ, оснащенной одним СНР блока обратного давления и один пик поставок котлов на DH сеть с заданным профилем потребности в тепле. Один небольшой резервуар для хранения расположен на ТЭЦ был добавлен, и оптимизация включена формированием температурного профиля питания и ограниченный спрос возможностей управления на стороне. Модель для примера была откалибрована, чтобы отразить средние условия систем ЦТ в Центральной Европе (с точки зрения потерь тепла в сети, разности температур на ПС, потери тепла из резервуаров горячей воды, когенерация фактор tur¬ обратного давления Пряди, КПД котла и другие). Параметры решения теплового аккумулирования энергии были скорректированы таким образом, что делает его выгодным, чтобы использовать все элементы гибкости (ни один из possibil¬ities хранения является достаточно большим, чтобы сделать другие лишний). tem¬perature поставка была ограничена диапазоном от 93 ° C до 97 ° C, типичный для работы систем теплоснабжения в Центральной Европе в мягкой зимой. Состояние резервуара для горячей воды было установлено, чтобы начать и закончить в 20 МВт · ч и не превышает диапазон 0-40 МВт · ч, а aggre¬gated действие DSM было ограниченно до ± 10 МВт · ч от fore¬cast (что составляет около ± 1. 4% от общего потребления тепла в анализируемый период). Мощность нагрева КТЭ-блок была ограничена до диапазона 25-50 МВт, в то время как мощность нагрева пикового котла была ограничена до 20-40 МВт. Цены на электроэнергию колебалась от 110 до 220 злотых / МВтч - значения и суточные амплитуды типичные, например, для польской энергетической бирже и на основе данных национального оператора сети Польши. Остальные параметры были перечислены в Таблице 2. Удельная теплоемкость воды в действительности зависит от температуры, но для ясности вычислений, среднее значение было принято и рассматривается в качестве постоянной. По тем же причинам, температура наружного воздуха была обработана, как константы.
Схематическое изображение системы DH изученного в этом случае представлен на рис. 3. Она отражает размер и условия типичных сетей , снабжающих городов среды (40 000-60 000 жителей) в Центральной Европе.
4.2. Результаты - использование конкретных возможностей тепловых накопителей энергии отдельно
Прототип был испытан на одном сценарии потребления тепла (которое может быть покрыто только КТЭ - блока) и pri¬ces электроэнергии, в 4 случаях. без хранения энергии (базовым сценарием, стабильная нагрева мощности), с перегревом возможность, с управлением со стороны спроса и с небольшим резервуаром для горячей воды (чья мощность была ограничена до 12 МВт · ч, для того , чтобы смоделировать сценарий , сопоставимые количества накопленного тепла). Результаты приведены в таблице 3. Графики , представляющие конкретные сценарии представлены на фиг. 4-7.
Каждый из четырех сценариев охватывает ту же потребность в тепле с одной и той же производственной единицей. Тем не менее, общий финансовый результат сильно варьирует. Перегрев сети позволяет смещение

Results (Russian) 2:

4. Применение и результаты
4.1. Применение
Решение, описанное в предыдущем пункте, было неустоманно в среде программирования «R», используя оптимийные пакеты «ROI» и «ompr». Программа была протестирована на простой пример, актуальный для среднеразмерной системы DH, где тЭЦ завод оснащен одним блоком ТЭЦ спинного давления и одним пиковым котлом поставляет сеть DH с учетом профиля спроса на тепло. Был добавлен один небольшой резервуар для хранения, расположенный на заводе ТЭЦ, и оптимизация включала формирование профиля температуры предложения и ограниченные возможности управления спросом. Модель для примера была откалибрована с учетом среднего состояния систем DH в Центральной Европе (с точки зрения потерь тепла в сети, разницы температур на подстанциях, потери тепла от резервуаров с горячей водой, коэффициента когенерации турбинов спинного давления, эффективности котла и др.). Параметры растворов для хранения тепловой энергии были скорректированы таким образом, что делает его выгодным, чтобы использовать все гибкие возможности (ни один из хранения possibil'ities является достаточно большим, чтобы сделать другие излишним). Поставки tem'perature были ограничены в диапазоне от 93 до 97 градусов по Цельсию, что характерно для работы систем DH в Центральной Европе в мягкую зиму. Состояние резервуара с горячей водой должно было начаться и закончиться на 20 МВтч и не превышать диапазон 0-40 МВтч, а аггресированные действия DSM были ограничены 10 МВт/ч от переднего бросы (что составляет около 1,4% от общего спроса на тепло в анализируемом периоде). Тепловая мощность энергоблока ТЭЦ ограничена диапазоном 25-50 МВт, а тепловая мощность пикового котла - 20-40 МВт. Цены на электроэнергию варьировались от 110 до 220 PLN/MWh - значения и суточная амплитуда типичные, например, для польской энергетической биржи и на основе данных польского национального сетевого оператора. Остальные параметры перечислены в таблице 2. Специфическое тепло воды в действительности зависит от температуры, но для ясности расчетов, среднее значение было принято и рассматриваться как константа. По тем же причинам, температура на открытом воздухе рассматривается как постоянная.
Схематический рисунок изученной в данном случае системы DH представлен в рис. 3. Он отражает размер ы и условия типичных сетей, снабжающих средние города (40 000–60 000 жителей) в Центральной Европе.
4.2. Результаты - использование отдельных возможностей хранения тепловой энергии отдельно
Прототип был протестирован по одному сценарию спроса на тепло (который может быть покрыт только блоком ТЭЦ) и электроприборами в 4 случаях. без хранения энергии (справочный сценарий, стабильная тепловая мощность), с возможностью перегрева, с управлением стороной спроса и с небольшим резервуаром горячей воды (мощность которого была ограничена 12 МВт-ч), чтобы смоделировать сценарий с сопоставимым количеством хранимого тепла). Результаты приведены в таблице 3. Графики, представляющие конкретные сценарии, приведены в инжире. 4–7.
Каждый из четырех сценариев охватывает один и тот же спрос на тепло с одной и той же производственной единицей. Однако общий финансовый результат весьма изменчив. Перегрев сети позволяет сместить

Results (Russian) 3:

четыре.приложения и результаты
Статья 4.1.Приложение
Решение, описанное в предыдущем пункте, уже реализовано в программируемой среде "R", где используются оптимизированные пакеты "ROI" и "ompr".Эта программа была опробована в простейшем примере, связанном со средней системой ЦТ, в которой установка с устройством с противодавлением CHP и пиковое устройство CHP для котла обеспечивают сеть ЦТ заданными кривыми теплового спроса.была добавлена миниатюрная емкость, расположенная на ТЭЦ, и оптимизация работы включает формирование температурных кривых поставок и ограниченных возможностей управления спросом.модель была апробирована для отражения среднего состояния Центральноевропейской системы ЦТ (в таких областях, как потери тепла в сети, разница температур в подстанциях, потери тепла в водонагревательных баках, коэффициенты комбинированного производства тепла для турбин с противодавлением, эффективность котла и т.д.).параметры решения проблемы хранения тепла были скорректированы, с тем чтобы использовать все гибкие возможности (ни один из вариантов хранения не является настолько значительным, чтобы можно было использовать другие резервы).температура поставок ограничена от 93°C до 97°C, что является типичной температурой, при которой протекает умеренная зимняя система ЦТ в Центральной Европе.состояние тепловых баков устанавливается в 20 мвт, которые начинаются и заканчиваются и не выходят за пределы 0 - 40 мвт.общий тепловой спрос за рассматриваемый период составил 4%.мощность тепловых агрегатов ТЭЦ ограничена 25 - 50 МВт, а пиковая мощность котла - 20 - 40 мвт.цены на электроэнергию колеблются от 110 до 220 злотых / мегаватт, что является типичным показателем величины и ежедневной амплитуды, например, для польского обмена электроэнергией и, на основе данных, для польских национальных энергооператоров.Остальные параметры перечислены в таблице 2.На самом деле, теплоемкость воды зависит от температуры, но для того, чтобы рассчитать ее, принято среднее значение, которое рассматривается как постоянная.по той же причине наружная температура считается постоянной.
схема системы ЦТ, изученной в этом случае, показана на рисунке 3.В нем отражены масштабы и условия функционирования типичной сети, обслуживающей средние города Центральной Европы (40 000 - 60 000 жителей).
Статья 4.2.результат - возможность индивидуального использования определенных запасов тепла
прототип был апробирован в одном сценарии, а в четырех случаях спрос на тепло (который может быть покрыт только термоэлектрическими комбинатами) и цены на электроэнергию.Нет запасной энергии (эталонная ситуация, устойчивая мощность теплоснабжения), есть возможность перегрева, есть потребность в боковом управлении, есть небольшой резервуар горячей воды (емкость ограничена 12 мвт, чтобы имитировать ситуацию, эквивалентную уровню хранения тепла).Результаты обобщены в таблице 3.На рисунке представлены рисунки, иллюстрирующие конкретные ситуации.4 - 7 лет.
в каждом из четырех сценариев учитываются те же потребности в теплах, что и в одной и той же производственной единице.однако общие финансовые результаты весьма варьируются.разрешение перегретой сети