Моделирование тепловых электростанций при исследовании надёжности энергоснабжения и энергетической безопасности

   АКТУАЛЬНОСТЬ. Поддержание требуемого уровня энергетической безопасности (ЭБ) и надёжности топливо- и энергоснабжения является одной из приоритетных задач при управлении топливно-энергетическим комплексом (ТЭК). При функционировании ТЭК возможна реализация различных угроз,  которые могут приводить к нарушению надёжности топливоснабжения и энергоснабжения и появлению дефицита различных видов энергоресурсов. Для оценки уровня энергетической безопасности рассматриваются подходы формированию математической модели ТЭК, объединяющей все отрасли энергетики. Несмотря на сопряжённые с энергетической трансформацией тенденции перехода на низкоуглеродные источники энергии, тепловые электростанции остаются одним из основных источников тепло - и электроэнергии. Из-за способности вырабатывать большие объемы тепловой энергии только ТЭС способны быть источником централизованного энергоснабжения крупных территорий. В связи с этим при моделировании ТЭК необходимо разработать математические модели ТЭС, которые будут корректно отражать технологические процессы,  влияющие на надёжность энергоснабжения.

   ЦЕЛЬ. Разработка математических моделей тепловых электростанций с учётом взаимодействия электроэнергетической, теплоснабжающей и топливной систем в рамках работы топливно-энергетического комплекса для исследования энергетической безопасности и надёжности топливоснабжения и энергоснабжения.

   МЕТОДЫ. В качестве методов используется математическое моделирование зависимостей расхода топлива от электрической и тепловой нагрузки на тепловых электростанциях. Для получения аналитических зависимостей была проведена аппроксимация расходных характеристик тепловых электростанций методом наименьших квадратов.

   РЕЗУЛЬТАТЫ. В рамках работы были получены аналитические зависимости потребления топлива от тепловой и электрической нагрузки для различных видов тепловых агрегатов. Для всех рассмотренных паровых турбин были получены линейные зависимости количества теплоты, подводимого к турбине, от ее нагрузки (электрической и / или теплофикационной в зависимости от типа турбины). Для котлоагрегатов была проведена аппроксимация зависимости КПД от тепловой нагрузки. По результатам аппроксимации принята линейная зависимость. Для газотурбинных установок проведена аппроксимация зависимости КПД от нагрузки, по результатам которой получен полином второго порядка.

   ЗАКЛЮЧЕНИЕ. В работе исследовалась задача математического моделирования взаимосвязанной работы топливной, теплоэнергетической и электроэнергетической систем в рамках функционирования ТЭК. Получены аналитические зависимости для разных типов генерирующего оборудования, включающего в себя котлоагрегаты, паровые турбины и газотурбинные установки. Полученные зависимости необходимы для анализа энергетической безопасности и надежности топливоснабжения и энергоснабжения. Модели тепловых электростанций, представленные в работе, являются наиболее пригодными для анализа энергетической безопасности и надежности топливоснабжения и энергоснабжения, так как они дают необходимую точность расчетов и учитывают специфику различного генерирующего оборудования, не опускаясь при этом на уровень микропараметров.

1. Бушуев В. В., Воропай Н. И., Мастепанов А. М. и др. Энергетическая безопасность России. Новосибирск: Наука, 1998. 302 с.

2. Пяткова Н. И., Сендеров С. М., Чельцов М. Б. и др. Применение двухуровневой технологии исследований при решении проблем энергетической безопасности // Известия Российской академии наук. Энергетика. 2000. № 6. С. 31-39.

3. Piskunova V. M. Methodological aspects of modeling the fuel and energy complex in the context of energy security // E3S Web of Conferences. 2021. Vol. 289.

4. Piskunova V. M., Krupenev D. S., Krupenev E. A., et al. Modelling the combined heat and power plants with steam turbines in the study of energy security problems // Environmental and Climate Technologies. 2021. Vol. 25, № 1. pp. 816-828.

5. Smil V. Energy Transitions: Global and National Perspectivess, 2^nd Edition; 2017.

6. Кулапин А. И. Энергетический переход: Россия в глобальной повестке // Энергетическая политика. 2021. № 7 (161). С. 10-15.

7. 3оркальцев В. И. Методы прогнозирования и анализа эффективности функционирования системы топливоснабжения. М.: Наука, 1988. 144с.

8. Надежность систем энергетики и их оборудования / под общей редакцией Ю. Н. Руденко. М.: Энергоатомиздат, 1994. 480 с.

9. Антонов Г. Н., Черкесов Г. П., Криворуцкий Л. Д. и др. Методы и модели исследования живучести систем энергетики. Новосибирск: Наука, 1990. 285 с.

10. Иерархическое моделирование систем энергетики / под. ред. Воропая Н. И., Стенникова В.А. Новосибирск: Академическое изд-во «Гео», 2020. 314 с. URL: https://elibrary.ru/item.asp?id=44060867&ysclid=liwrrkkyb4318139708

11. Козлов М. В., Малашенко Ю. Е., Назарова И. А. и др. Управление топливно-энергетической системой при крупномасштабных повреждениях. I. Сетевая модель и программная реализация // Известия РАН. ТиСУ. 2017. № 6. С. 50-73.

12. Малашенко Ю. Е., Назарова И. А. и др. Управление топливно-энергетической системой при крупномасштабных повреждениях. II. Постановки задач оптимизации // Известия РАН. ТиСУ. 2018. № 2. С. 39-51.

13. Yang S., Tan Z., Lin Н., Li Р., et al. A two-stage optimization model for Park Integrated Energy System operation and benefit allocation considering the effect of Time-Of-Use energy price // Energy. 2020. Vol. 195, № 6.

14. Wu D., Han Z., Liu Z., et al. Comparative study of optimization method and optimal operation strategy for multiscenario integrated energy system // Energy. 2021. Vol. 217.

15. Luo F., Shaoa I, Jiaoa Z., et al. Research on optimal allocation strategy of multiple energy storage in regional integrated energy system based on operation benefit increment // International Journal of Electrical Power & Energy Systems. 2021. Vol. 125, № 3.

16. Li P., Wang Z., Yang W., et al. Hierarchically partitioned coordinated operation of distributed integrated energy system based on a master-slave game // Energy. 2021. Vol. 214, № 2 .

17. Qin C., Wang L., Han Z., et al. Weighted directed graph based matrix modeling of integrated energy systems // Energy. 2021. Vol. 214.

18. Герасимов Д. О., Суслов K. B., Уколова E. B. Принципы построения модели энергетического хаба // Вестник Казанского государственного энергетического университета. 2019. Т. 11. № 3 (43). С. 3-12.

19. Tukura N., O. Osigwe Е. A model for booster station matching of gas turbine and gas compressor power under different ambient conditions // Heliyon. 2021. Vol. 7, N 6.

20. Liu M., Wang S., Zhao Y., et al. Heat-power decoupling technologies for coal-fired CHP plants: Operation flexibility and thermodynamic performance // Energy. 2019. Vol. 188.

21. Lai F., Wang S., Liu M., et al. Operation optimization on the large-scale CHP station composed of multiple CHP units and a thermocline heat storage tank // Energy Conversion and Management. 2020. Vol. 211.

22. Liu M., Wang S., Yan J. Operation scheduling of a coal-fired CHP station integrated with power-to-heat devices with detail CHP unit models by particle swarm optimization algorithm//Energy. 2021. Vol. 214.

23. Qian Z., Agnew B. An assessment of Horlock’s approximate analysis of feed and district heating cycles for steam and CHP plant // Thermal Science and Engineering Progress. 2021. Vol. 22.

24. Santos M., Andre J., Mendes R., et al. Design and modelling of a small scale biomass-fueled CHP system based on Rankine technology // Energy Procedia. 2017. Vol. 129. Pp. 676 - 683.

25. Wang Y., Wehrle L., Baneijee A., et al. Analysis of a biogas-fed SOFC CHP system based on multi-scale hierarchical modeling // Renewable Energy. 2021. Vol. 163. Pp. 78 - 87.

26. Horlock J. H. Approximate analyses of feed and district heating cycles for steam combined heat and power plant // Proceedings of the Institution of Mechanical Engineers, Part A: Power and Process Engineering. 1987. Vol. 201, № 3. Pp. 193-200.

27. Новосёлов В. Б., Бродов Ю. М., Литвинов E. B., и др. Повышение эффективности работы электростанций путём организации дополнительных отборов пара от паровых турбин // Известия высших учебных заведений. ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРЕЕТИКИ. 2018. Т. 20. № 1-2. С. 90-99.

28. Клер А. М., Тюрина Э. А., Медников А. С. Математическое моделирование установок комбинированного производства жидких углеводородов и электроэнергии на основе угля // Химия твердого топлива. 2020. № 3. С. 14-26.

29. Клер А. М., Алексеюк В. Э. Эффективная методика настройки математических моделей теплоэнергетического оборудования на его фактическое состояние // Вестник Пермского национального исследовательского политехнического университета. Электротехника, информационные технологии, системы управления. 2019. № 31. С. 136­-158.

30. Клер А. М., Максимов А. С., Чалбышев А. В. и др. Оптимизация режимов работы ТЭЦ для максимизации прибыли в условиях балансирующего рынка электроэнергии // Известия Российской Академии Наук. Энергетика. 2014. № 2. С. 71-80.

31. З1. Бененсон Е. И., Иоффе Л. С. Теплофикационные паровые турбины / под. ред. Бузина Д. П. 2-е изд., перераб. и доп. М.: Энергоатомиздат, 1986. 272 с.

32. Александров В. Г. Паровые котлы средней и малой мощности. М. - Л.: Энергия, 1966. 248 с.

33. Ферзиллаев В. И., Гулик О. Н. Анализ методик моделирования режимов работы ГТУ. Методика Иванова Э. С. // Инновации. Наука. Образование. 2020. № 22. С. 241-251.