ГЛАВА 7
ГИДРОАККУМУЛИРУЮЩИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
ОБЩИЕ ПРОБЛЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ
Таблица 7.1
В 60-х годах XX столетия, когда стали вводиться в действие тепловые и атомные станции с крупными агрегатами, за счет которых
в основном осуществляется обеспечение прироста мощности и выработки электроэнергии, структура генерирующих мощностей (энергоисточников) ряда энергосистем мира перестала соответствовать графикам потребления электрической энергии.
Показателем возможности изменения мощности агрегатов электростанций служит так называемый технический минимум нагрузки — отношение наименьшей допустимой мощности к установленной. Значения для разных видов электростанций приведены в табл. 7.1, откуда следует, что по этому показателю ГЭС и ГТЭС выгодно отличаются от ТЭС, ТЭЦ и АЭС.
Следует отметить, что в некоторых энергосистемах суммарная установленная мощность тепловых и атомных станций начинает превышать, и довольно значительно, минимальную мощность, требующуюся в ночные часы, в связи с чем возникает проблема заполнения провала графика суточной нагрузки (см. § 6.1).
Пока еще в эксплуатации находятся блоки относительно небольшой мощности (до 150 МВт) тепловых конденсационных станций с докритическими параметрами пара и с поперечными связями, которые допускают снижение мощности на 35 — 50% и кратковременные остановки. Однако постепенно доля таких блоков снижается и к концу века не превысит 5 — 10%. В ближайшем будущем намечено возводить ТЭС с агрегатами мощностью 500, 800, 1200 МВт и АЭС с реакторами мощностью до 2000 МВт. Такая тенденция объясняется экономическими соображениями, ибо концентрация мощностей требует меньших трудовых ресурсов при строительстве и эксплуатации электростанций, обеспечивает более короткие сроки их сооружения. Но энергетическое оборудование этих станций рассчитывается на выдачу почти постоянной во времени мощности и мало приспособлено к работе в переменных режимах. ,
Технический минимум их нагрузки будет не менее 0,7 — 0,8.
Уже в настоящее время в энергосистеме европейской части СССР в ночные часы приходится снижать мощность агрегатов ТЭС ниже технического минимума (на блоках мощностью 150 МВт — на 35 — 50 %, 200 МВт на 25 — 30%, 300 МВт — на 20 — 25%), а некоторые блоки и полностью останавливать. Потери за счет снижения КПД и на процесс пуска составляют 10 — 12 тыс. т условного топлива в сутки или, имея в виду данные табл. 4.1, около 200 млн. руб. в год.
Кроме того, работа тепловых агрегатов при изменениях нагрузки, остановках и пуске приводит к повышенному их износу и авариям. Так, по зарубежным данным систематическое изменение мощности ТЭС на 20% снижает срок службы оборудования на 15 — 20%. Подсчитано также, что для тепловых станций с крупноблочными агрегатами снижение числа часов использования установленной мощности с 6000 до 5000 в год приводит к росту себестоимости электроэнергии на· 12 — 15%, а на АЭС — к еще большему.
Если, например, доля ТЭС и АЭС по установленной мощности в энергосистеме составляет 0,85, а коэффициент минимума нагрузки β=0,6 (см. гл. 6), то при 0,8 наименьшая допустимая мощность этих станций 0,85-0,8=0,68, т.е. больше необходимого значения на 8% (от суммарной мощности энергосистемы). Для европейской зоны ЕЭС СССР на уровне 1990 г. это составит около 22 млн. кВт (рис. 7.1).
Рис. 7.1. Прогнозный суточный график нагрузки европейской зоны Единой энергетической системы СССР
Как видно из рис. 7.1, в ночные часы появляются избыточная мощность и энергия, которые необходимо как-то использовать либо на время провала графика нагрузки (4 — 6 ч) останавливать агрегаты ТЭС и АЭС. Прогнозы показывают, что до 2000 г. в европейской части СССР коэффициент минимума нагрузки β уменьшится на 4 — 9%, а коэффициент плотности нагрузки у — на 2 — 5%. В то же время непрерывно будет происходить абсолютный рост энергопотребления. К концу XX в. в европейской части страны потребление энергии повысится по сравнению с 1985 г. примерно в 2 раза.
Таким образом, в координатах время — относительная мощность конфигурация графиков изменится незначительно, но в абсолютных значениях интенсивность набора и снижения нагрузки ±dN/dt возрастет существенно. В связи с этим возникает проблема обеспечения интенсивности изменения нагрузки. Производная ±dN/dt оценивается значением порядка 1% мощности энергосистемы в 1 мин (т. е. до 3 млн. кВт/мин). Из табл. 7.1 следует, что по условиях маневренности различного вида станций такое быстродействие изменения мощности может быть обеспечено только с помощью ГЭС и в меньшей степени ГТЭС. Доля ГЭС в суммарной мощности электростанций объединенных энергосистем к середине 80-х годов составляла, %.
Поскольку основные гидроэнергетические ресурсы в Центре европейской части СССР уже использованы, то для покрытия пиковой и полупиковой частей графика суточной нагрузки вместо ГЭС могут быть введены мощности на способных работать в переменных режимах газотурбинных, парогазотурбинных (ПГТЭС), полупиковых паротурбинных (ППТЭС) и неблочных тепловых электростанциях. Однако необходимой степенью маневренности обладают только агрегаты ГТЭС и ПГТЭС, но они требуют дорогого и дефицитного газообразного или легкого жидкого топлива (керосин), а расход условного топлива на выработку 1 кВт-ч электроэнергии у них составляет 0,45 — 0,5 кг. Менее маневренны, но пригодны для использования в полупиковой части графика суточной нагрузки ППТЭС, у которых удельный расход условного топлива составляет 0,39 кг/ (кВт ·ч).
АККУМУЛИРУЮЩИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ
Анализ прогнозного графика нагрузки (рис. 7.1) показывает, что для надежной и экономичной работы современных энергосистем необходимо иметь станции, которые создавали бы дополнительную нагрузку в часы провала, аккумулируя избыточную энергию в системе, т. е. работали бы в режиме заряда, а в часы пиков нагрузки отдавали бы запасенную энергию в энергосистему, работая в режиме разряда.
В настоящее время в области электроэнергетики ведутся интенсивные работы по проблеме аккумулирования энергии. Предложено множество различных способов, некоторые из них кратко изложены ниже.
Аккумулирование теплоты основано на том, что избыточная мощность реакторов АЭС в часы провала графика нагрузки используется для создания запаса (заряда) в специальных резервуарах горячей воды или пара. В часы пик происходит разряд: запасенная теплота идет на производство электроэнергии. Расчетами установлено, что аккумулирование теплоты воды питательного контура АЭС мощностью 900 МВт дает возможность получить дополнительную пиковую энергию около 4 млн. кВт-ч. Конструкции тепловых аккумуляторов, а также методика обоснования экономической эффективности находятся в стадии разработки.
Воздушно-аккумулирующее газотурбинные электростанции (ВАГТЭС). Принцип их работы состоит в следующем: избыточная энергия в часы провала графика нагрузки расходуется на работу компрессоров, закачивающих под большим давлением воздух в подземные резервуары — ресиверы. В часы пик запасенный сжатый воздух подается из ресиверов непосредственно в камеры сгорания газовых турбин ВАГТЭС, минуя компрессоры.
Разрабатывается проект ВАГТЭС мощностью около 1 млн. кВт при давлении воздуха 7 МПа. Объем закачиваемого воздуха — около 20 млн. м3. Ежедневная выработка энергии — около 8 млн. кВт-ч. Имеются сведения о проектировании таких станций в ФРГ и Швеции. Рассматриваются варианты с переменным и постоянным давлением сжатого воздуха: Для поддержания давления постоянным используется давление воды, поступающей в подземную емкость из наземного бассейна, создание которого требует дополнительных затрат и отчуждения территории.
Отметим, что единичная мощность современных газовых турбин не превышает 150 МВт при максимальном КПД около 30 %. На сжатие воздуха в компрессорах затрачивается большая мощность, чем получается в генераторе (подробнее см. [46]). Технико-экономические показатели ВАГТЭС пока окончательно не определены.
Механическое аккумулирование энергии. Имеются предложения аккумулировать энергию с помощью маховиков, помещенных в герметичный корпус, в котором поддерживается вакуум, и разгоняемых до очень большой скорости. Маховики соединены валом с обратимой электрической машиной, которая работает как двигатель, потребляя энергию из системы в часы провала графиков нагрузки, и как генератор, преобразуя энергию маховика в электрическую в часы пик. Известны проекты, по которым маховики диаметром 5 м и массой 300 т при частоте вращения 3500 об/мин накапливают 20 МВт-ч электроэнергии. Окружная скорость на периферии такого маховика составляет 900 м/с, поэтому проблемой является обеспечение его прочности. Предлагается изготовлять маховик из концентрических колец, навитых из кварцевого волокна и насаженных на ступицу с зазорами, заполненными эластичным веществом.
Индуктивные (сверхпроводящие) и емкостные накопители электроэнергии. В настоящее время ведутся исследования возможности создания станций, использующих эти способы аккумулирования энергии.
Гидроаккумулирующие электростанции, как уже отмечалось в гл. 1, представляют собой как бы объединение насосной станции и гидроэлектростанции. Идея создания запаса потенциальной энергии путем подъема насосами на некоторую высоту объема воды, а затем использования энергии этого объема на гидротурбинах имеет более чем вековую историю. Еще в 1882 г. близ г. Цюриха (Швейцария) была сооружена гидроаккумулирующая установка мощностью около 100 кВт с напором 153 м. В 1912 г. в Западной Европе было семь подобных установок. К 1927 г. в мире были построены еще 32 станции с единичной мощностью агрегатов 500 — 6000 кВт, в 1938 г. — еще около 40 ГАЭС, при этом максимальная единичная мощность агрегатов достигла 45 тыс. кВт. Широкий размах строительство ГАЭС получило в 60-х годах. В 1970 г. в 29 странах насчитывалось уже около 200 эксплуатируемых и строящихся станций, а суммарная мощность действующих ГАЭС достигла 16 млн. кВт. Через 15 лет—к 1985 г.— она составляла уже более 40 млн. кВт, причем в стадии строительства находилось еще 55 ГАЭС примерно с такой же общей мощностью.
Из всех видов создания запаса энергии гидравлическое аккумулирование уже прошло многолетнюю техническую проверку и в настоящее время считается наиболее перспективным.
