177
нефтеперерабатывающая и газовая промышленность, а
также энергетическое хозяйство городов и сельских
местностей,
объединенных
технологически
и
территориально [4, 5, 6]. На современном уровне
рассмотрения к структуре ТЭК можно добавить и отдельно
выделить возобновляемую энергетику, хладоэнергетику,
водохозяйственную систему.
Для оценки уровня энергетической безопасности, в
основном, применяется два метода: формирование модели
взаимосвязанной работы ТЭК и индикаторный метод.
Большинство зарубежных исследований по оценке уровня
энергетической безопасности основано именно на
индикаторном методе. Например, в работе [7]
представлена оценка уровня энергетической безопасности
Китая на основании 18 индикаторов, разделенным по трем
параметрам: энергоснабжение, экономико-техническое и
экологическое измерения, а в работе [8] анализируется
энергобезопасность в шести странах Каспийского моря по
отдельности и в совокупности на основании трех типов
индикаторов: Ресурсы и Зависимость, Интенсивность и
устойчивость, Стоимость и бедность.
Моделирование взаимосвязанной работы различных
энергоресурсов можно условно разделить на две
категории: модель отдельных узлов (энергетические хабы)
и модель энергосистемы страны в комплексе. В ряде статей
[9-11] представлена модель энергетического хаба,
основанная
на
взаимодействии
трех
(тепло-,
электроэнергия и газ) и более энергопотоков. В
исследованиях учитывается генерация на основе
возобновляемых источников энергии и возможность
использования систем накопления энергии (СНЭ).
Комплексная модель энергосистемы Росси представлена в
работе [12]. В представленной модели исследуются
динамические процессы, выраженные при помощи учета
запасов на начало и конец периода. В качестве целевой
функции авторы определяют минимизацию стоимости
энергопотоков с учетом штрафа за недопоставку ресурсов.
По результатам анализа можно сделать вывод, что в
большинстве исследований рассматриваются частные
взаимодействия энергопотоков, например, моделирование
взаимозависимости газовой и электроэнергетической
отраслей [13]. Работы, в которых представлена
комплексная оценка уровня энергетической безопасности
ТЭК с учетом ВИЭ, СНЭ и водохозяйствееной системы
отсутствуют или находятся на стадии разработки, что
подтверждает актуальность исследований в данной
области.
Данная статья является частью комплекса работ по
моделированию взаимосвязанной работы ТЭК России для
исследования надёжности топливо- и энергоснабжения
потребителей. Целью этого исследования является
разработка математических моделей взаимодействия
электроэнергетической, теплоснабжения и топливных
систем в рамках работы ТЭЦ для её последующего
применения в модели ТЭК.
II.
О
БЗОР СУЩЕСТВУЮЩИХ МЕТОДОВ МОДЕЛИРОВАНИЯ
ТЭЦ
Выбор подхода к моделированию ТЭЦ является
важным этапом в формировании итоговой модели, так как
данный вид станции является наиболее сложным за счет
наличия трех (и более, при учете разнообразия топлива)
энергоносителей. Расчет узла «ТЭЦ» не должен быть
перегружен излишней детализацией, но при этом, он
должен показывать достаточно высокую точность для того,
чтобы результаты моделирования были достоверны.
Стоит подчеркнуть, что современные энергосистемы
включают в себя огромное множество составных частей,
что накладывает ограничения на глубину проработки
каждого элемента, так как конечная модель должна быть не
слишком перегружена для её корректных расчетов и
дальнейшего инженерного анализа [14].
При анализе вышеуказанных работ определено три
основных подхода к моделированию ТЭЦ: тепловой
расчет, агрегирование и моделирование на основе
статистических данных.
Тепловой расчет заключается в полном анализе
теплофикационного цикла паровой турбины. Весь расчет
сводится к определению необходимого расхода топлива в
котлоагрегате для создания количества теплоты
Q
0
(Гкал/ч), подводимого к турбине.
Q
0
определяется на
основании электрической и теплофикационной нагрузки с
учетом макроскопических параметров пара (объем и
энтальпия) в каждой точке теплофикационного цикла
турбины. Данный подход является наиболее точным и
детальным, так как учитывает состояние энергоносителя на
каждом этапе производства тепло- и электроэнергии.
Однако, при его использовании моделирование целой
энергосистемы не представляется возможным, так как
конечный программный продукт будет требовать слишком
больших вычислительных мощностей. Подробный расчет
логичнее применять при моделировании отдельных частей
энергосистем, в которых малое количество системных
элементов позволяет более детально рассмотреть каждый
из них.
Второй подход заключается в агрегировании всех ТЭЦ
выбранного энергорайона (район, город, регион) за счет
усреднения их характеристик. Подобный подход был
использован в существующий модели «Надежность ТЭК»
ИСЭМ СО РАН [15]. Основной проблемой данного метода
является низкая точность. Наиболее применимым он
является для проведения расчетов при долгосрочном
планировании развития.
Моделирование на основе статистических данных
схоже с агрегированным подходом, однако, вместо
усредненных характеристик применяются аналитические
зависимости выработки электрической и тепловой энергии,
построенные на основании анализа режимов работы ТЭЦ в
течении предыдущих 5-10 лет. Подобный подход был
использован в существующих моделях «Резерв», «Резерв
2» и «Модель развития ТЭК» ИСЭМ СО РАН [16-18].
В данной работе предлагается новый подход к
моделированию ТЭЦ, основанный на построении
аналитических и эмпирических зависимостей количества
острого пара, требуемого для покрытия нагрузки, для
каждого турбоагрегата на электростанции. Зависимости
построены на основании анализа типовых энергетических
характеристик различных типов турбин. Методы анализа и
результаты построения будут подробно изложены в
следующем разделе.
III.
П
РЕДЛАГАЕМЫЙ МЕТОД МОДЕЛИРОВАНИЯ
ТЭЦ
Для ТЭЦ характерно два режима работы:
конденсационный и теплофикационный. Также можно
отдельно выделить – теплофикационный режим с
