Накопители энергии – новая структурная единица | накопители энергии в электрических системах | архивы | книги
Страница 5 из 23
НАКОПИТЕЛИ ЭНЕРГИИ — НОВАЯ СТРУКТУРНАЯ ЕДИНИЦА В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ
Источники энергии, предназначенные для покрытия пиков нагрузки, делятся на две группы. К первой группе относятся различные газотурбинные генераторные установки, работающие на жидких нефтепродуктах, а также гидроэлектростанции. Возможности строительства ЭЭС в европейской части СССР практически исчерпаны, мощность их в определенной степени присутствует в базисной и полупиковой мощностях. Ко второй группе относятся устройства, позволяющие разделить во времени процессы выработки и потребления электроэнергии.
В них происходят накопление энергии, вырабатываемой ЭС, работающими в базисном режиме в часы прохождения минимума нагрузки, и выдача энергии во время прохождения максимумов нагрузки. При этом электроэнергия, вырабатываемая базисными станциями и обладающая самой низкой себестоимостью, идет на покрытие максимума нагрузки, т. е. превращается накопителем и пиковую. Такое превращение базисной энергии при КПД накопителей, большем или равном отношению ночного и дневного тарифов на электроэнергию ηΗ=Сноч/Сдн, может обеспечить минимальную стоимость покрытия пика.
При сопоставлении вариантов строительства установок пиковой мощности первой и второй групп, кроме сравнения удельных капиталовложений, необходимо учитывать значительные эксплуатационные расходы, требующиеся для работы газотурбинных установок. К ним в первую очередь относятся возрастающие расходы на топливо. Эта величина может превышать приведенные удельные капиталовложения на строительство газотурбинной установки, которая станет неконкурентоспособной по сравнению с НЭ. Следствием увеличения расходов на топливо является возрастание стоимости потерь электроэнергии при передаче ее к потребителю, создание вращающегося резерва в системе и т. п. В дальнейшем ожидается еще большее снижение рентабельности строительства газотурбинных установок, связанное с постепенным исключением нефтепродуктов из топливно-энергетического баланса.
Современные ЭЭС имеют характерные особенности:
- Появляется возможность превращения местной аварии в системную, вызванная усложнением структуры энергообъединений, включающей дальние и сверхдальние электропередачи переменного и постоянного тока. Такие аварии могут иметь тяжелые последствия для народного хозяйства, так как сопровождаются массовым отключением потребителей, нарушением устойчивости и разделением ЭЭС на отдельные части при снижении частоты и напряжения ниже допустимого уровня.
- Происходит неуклонный рост неравномерности графиков нагрузки. Отличительной чертой производства электроэнергии является необходимость выработки электростанциями в каждый момент времени такого ее количества, какое требуется потребителям. Однако нагрузка колеблется (и притом существенно) как в течение суток, так и в течение недели, месяца, года.
- Увеличивается крутизна графиков нагрузки. Наклон утренних максимумов в центрах нагрузок может достигать 1—3% в минуту.
- Происходит неизбежное укрупнение оборудования электростанций, что повышает их экономичность, но приводит к снижению маневренности. Это не позволяет эффективно работать по «крутым» графикам нагрузки, снижает экономичность покрытия пиков мощности. Требования к резким темпам набора и сброса нагрузки можно выполнить лишь при наличии достаточного числа высокоманевренных агрегатов мощностью 100, 150, 200 МВт. Но с укрупнением оборудования их доля неизбежно снижается.
Анализируя вышесказанное, можно сделать вывод о необходимости дальнейших поисков мер, которые смогли бы комплексно решить проблемы, вызванные указанными особенностями. Следовательно, необходимо создание принципиально новых устройств. Таким образом, задача заключается в создании установок, которые удовлетворяли бы требованиям как потребителей (получение необходимого количества энергии с достаточным качеством и необходимой надежностью), так и генерирующих ЭС (возможность выработки постоянной мощности в течение длительного периода времени).
Идеальным со всех точек зрения можно было бы считать устройство, позволяющее разделить во времени процессы выработки и потребления электроэнергии, имеющее высокий КПД и вступающее в работу мгновенно, т. е. НЭ. Они дают возможность улучшить технико-экономические показатели энергоблоков с высокими капиталовложениями (например, ядерных энергоблоков), используя их с постоянной загрузкой с целью минимизации эксплуатационных расходов. Подсчитано, что использование каких-либо накопителей для выравнивания графиков нагрузки ЭС США в 1990 г. привело бы к экономии капиталовложений на сумму 45·109 долл, (без учета стоимости самих НЭ).
Итак, применение аккумулирования энергии позволит удовлетворить потребность ЭЭС в маневренной мощности для покрытия пиков нагрузки; компенсировать ее кратковременные изменения; уплотнить графики нагрузки путем использования более дешевой ночной энергии; увеличить мощность и время работы базисных ЭС. Но но лишь часть задач, решаемая с помощью НЭ.
Из-за укрупнения станций возрастает их роль в балансе мощности ЭЭС. Поэтому даже при частичной потepe связи с ней возможно нарушение статической устойчивости, приводящее к отключению потребителей. Вопросы поддержания динамической устойчивости ЭЭС при различных авариях решаются в основном системной автоматикой. При этом отключаются не только аварийные объекты, но и часть потребителей. Использование ЭС для поддержания устойчивости возможно лишь при наличии «горячего резерва», что крайне неэкономично. Ликвидировать такие аварийные ситуации в ЭЭС с высокой экономичностью и эффективностью с помощью обычного оборудования трудно. Накопитель с хорошими маневренными характеристиками и высоким КПД, набирающий полную мощность за несколько периодов напряжения питающей сети, позволил бы положительно решить и эту часть задач.
При эксплуатации автономных энергосистем (АвЭС) остро встают вопросы надежности энергопитания и живучести; использование в АвЭС устройств аккумулирования энергии позволит успешно их решить. При этом параметры НЭ могут быть близки к параметрам накопителя, предназначенного для выравнивания графиков нагрузки.
В ближайшие годы возможно применение в ЭЭС турбогенераторов со сверхпроводниковой обмоткой возбуждения, которые будут иметь значительно большую удельную и единичную мощности, более высокий КПД. Однако постоянная времени цепи возбуждения у них может быть в сотни раз большей, чем у обычных генераторов, причем энергия, запасаемая в обмотке возбуждения турбогенератора при равных мощностях, может на порядок превышать энергию, запасенную в поле возбуждения традиционного генератора. Вместе с тем демпфирование качаний у таких генераторов почти отсутствует, поэтому необходимо применять специальные дорогостоящие устройства.
В связи с этим целесообразно использовать вместе с криогенераторами и СПИН. В этом случае гелиевый криогенный рефрижератор может обслуживать одновременно генератор и накопитель. При использовании СПИН совместно с криогенератором последний может быть значительно удешевлен, так как отпадает необходимость применения демпфирующего экрана на его роторе, позволяющая улучшить взаимосвязь обмоток якоря и индуктора, повысить индукцию магнитного поля в зоне якорной обмотки и открывающая перспективу значительного увеличения удельной и единичной мощности.
Интересные перспективы существуют у схемы выдачи мощности ГЭС в систему через линейный накопитель электрической энергии (ЛНЭЭ). В этом случае частота не обязательно должна быть постоянной. При этом вместо номинальной частоты появляется диапазон частот, в котором может работать агрегат. Это расширяет область использования универсальной характеристики агрегата; повышает его КПД и выработку энергии, позволяя направить через турбину часть холостого водосброса при паводках; уменьшает кавитацию рабочего колеса турбины; открывает возможность применения быстроходных пропеллерных турбин и уменьшения заглубления здания ГЭС.
Ввод энергии в крупные промышленные центры в будущем намечалось осуществлять с использованием сверхпроводниковых кабелей. Однако с учетом требований надежности электроснабжения эффективнее применять для этой цели ЛНЭЭ. В качестве схем ввода энергии в города и промышленные центры можно предложить как кольцевые на основе секционирования ЛНЭЭ, так и радиальные. С помощью ЛНЭЭ можно осуществить вывод энергии с магнитогидродинамических (МГД) генераторов, одновременно преобразуя постоянный ток, вырабатываемый ими, в переменный. Значения параметров накопителей определяются конструктивными и системными требованиями.
Питание собственных нужд АЭС, а в будущем и термоядерных ЭС должно отличаться повышенной надежностью, так как любой перерыв в их питании может привести к тяжелым последствиям. В связи с этим можно резервировать электроснабжение собственных нужд АЭС с помощью ЛНЭЭ. Повышение надежности питания собственных нужд (СН) достигается за счет снабжения их энергией от ЛНЭЭ как в случае аварии на шинах станции, так и в случае частичного повреждения самого ЛНЭЭ. Параметры таких НЭ зависят только от параметров генерирующего оборудования ЭС и независимы от параметров системы.
Для передачи электроэнергии из космоса на Землю предполагается использовать беспроводные электропередачи (БЭП). При этом по БЭП будут передаваться большие (более 6 ГВт) мощности. Таким образом, для ЭЭС солнечные космические электростанции (СКЭС) будут источниками базовой мощности, что налагает определенные требования на качество энергии, поступающей от приемной антенны СКЭС. Наиболее важные из них:
- передаваемая в ЭЭС энергия не должна зависеть от каких-либо внешних условий, определяемых не потребителем, например от метеорологических условий (облачности, ветра и т. п.). В противном случае в ЭЭС будет необходим «горячий резерв» генерирующих мощностей порядка 10—30% от мощности СКЭС (в среднем около 1 ГВт), что неприемлемо;
- случайные кратковременные изменения мощности, принимаемой антенной, связанные, например, с уходом луча, не должны отражаться на потребителе. Иными сломами, режимы работы источника энергии (приемной антенны) и потребителя не должны быть жестко связаны между собой.
В силу конструктивных особенностей БЭП — наличия м беспроводном канале земной атмосферы, «прозрачность» которой зависит от метеорологических условий и изменяется стохастически — потребители на земле получат энергию, значение которой будет меняться в больших пределах.
Таким образом, возможно возникновение двух аварийных ситуаций:
- во время прохождения в системе максимума нагрузки (из-за ухудшения метеорологических условий) пропускная способность БЭП снизилась;
- во время прохождения провала нагрузки произошло аварийное отключение части потребителей, БЭП же передает мощность, соответствующую полной нагрузке.
В первом случае в ЭЭС образуется недопустимый дефицит генерирующих мощностей, а во втором — выжигание приемной подстанции БЭП. В связи с этим необходима установка НЭ по крайней мере на приемной подстанции БЭП. При этом он будет обеспечивать баланс мощности в точке подключения — координировать два неравномерных графика с несовпадающими максимумами и минимумами.
Для выполнения вышеуказанного возможно применение НЭ, имеющих высокое быстродействие (0,02 с) и позволяющих регулировать потребляемую и выдаваемую мощности в достаточно широких пределах. В литератур( не приводятся конкретные требуемые значения мощности и энергоемкости таких НЭ, однако предполагается, что они будут того же порядка, что и НЭ, предназначенные для выравнивания графиков нагрузки ЭЭС.
Таким образом, применение накопителей энергии в ЭЭС на всех этапах их развития позволит комплексно решать существующие и возникающие в энергетике проблемы.
§
Страница 4 из 23
Проблема покрытия неравномерных графиков электропотребления обострилась в связи с исчерпанием возможностей строительства таких эффективных источников пиковой мощности, как ГЭС, и с резким ограничением возможности использования газомазутного топлива для создания эффективных маневренных ТЭС. В будущем эта проблема осложнится в первую очередь тем, что вводы мощностей намечается осуществлять в основном на ТЭС и АЭС, использование которых в переменном режиме трудно и экономически нецелесообразно. Следовательно, актуальная уже в настоящее время проблема обеспечения графика нагрузки ЭЭС является долговременной нуждающейся в постоянном развитии и совершенствовании средств ее решения.
Неравномерность суточного графика нагрузки предъявляет специфические требования как к структуре генерирующих мощностей, так и к самим электростанциям С одной стороны, установленная мощность станций должна обеспечивать дневной и вечерний максимумы нагрузки в течение примерно 6 ч и вращающийся резерв, составляющий 3% от максимума. С другой стороны, необходимо снижение выдаваемой мощности во время прохождения ночного провала нагрузки. В 1980 г. при β = 0,54 около половины всех генерирующих мощностей ЭЭС европейской части СССР были загружены лишь в отдельные часы суток.
Современные ЭЭС включают в себя различные типы генерирующего оборудования: атомные конденсационные и тепловые конденсационные электростанции (АКЭС и КЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), атомные теплоэлектроцентрали (АТЭЦ) и гидравлические электростанции (ГЭС). Имеется несколько газотурбинных и гидроаккумулирующих электростанций (ГТС и ГАЭС).
Каждому из указанных типов станций в силу их маневренных характеристик отводится определенное место в покрытии графика нагрузок ЭЭС. В соответствии с зонами графика нагрузки классифицируют и генерирующие установки: базисные, полубазовые, полупиковые, пиковые.
Базисные установки — это агрегаты и станции, несущие постоянную (в рабочие дни — номинальную) нагрузку в суточном и недельном разрезах. К ним относятся АКЭС и мощные КЭС из-за практической невозможности и экономической нецелесообразности снижения их нагрузки. Роль базисных станций в зимнее время выполняют ТЭЦ и АТЭЦ, что вызвано необходимостью соблюдения заданного графика отпуска теплоты. При этом чем больше отпуск теплоты из регулируемых отборов ТЭЦ, тем меньше их регулировочный диапазон по выработке электроэнергии. В качестве базисной мощности используется также мощность, получаемая при работе станции на имеющемся стоке воды (среднесуточная обеспеченная мощность ГЭС).
Полубазовые установки — КЭС с агрегатами мощностью 200—300 МВт, предназначенные для работы с разгрузкой мощности в период прохождения ночного провала нагрузки.
Полупиковые установки — КЭС с агрегатами мощностью 100—200 МВт, значительно меняющие отдаваемую мощность не только во время ночного минимума, по п дневных максимумов нагрузки.
Пиковые установки — ГЭС, а также ТЭС с блоками мощностью 25—200 МВт, работающие только в часы покрытия максимума нагрузки. Считается экономичным использование специальных источников пиковой мощности — газотурбинных установок (ГТУ), работающих до 6 ч в сутки, а также ГАЭС.
Особые трудности в эксплуатации вызывает снижение относительного минимума нагрузки, в основном в ночное время, при этом вся тяжесть регулирования приходится на оборудование высокого давления (агрегаты мощностью 100, 150, 200 МВт). При регулировании ночных провалов агрегаты мощностью 150, 200 МВт разгружаются до 60%, а мощностью 100 МВт — до 5—10 МВт. Работа турбогенераторов при таких нагрузках обходится дороже, чем при работе постоянно на полную мощность, что объясняется двумя причинами. Во-первых, электростанция, работающая не на полную мощность, имеет более низкий КПД, следовательно, требуются добавочные расходы на топливо; во-вторых, приходится тратить деньги на эксплуатацию других станций, берущих на себя оставшуюся нагрузку. При этом возникает еще один негативный момент, объясняющийся зависимостью интенсивности эксплуатации электростанции от стоимости вырабатываемой ею энергии. Нагрузка дается в первую очередь на станцию, вырабатывающую более дешевую энергию, поэтому увеличение общего числа работающих электростанций ведет к повышению удельной стоимости энергии всей системы.
Выравнивание суточной нагрузки приводит к уменьшению износа и поломок оборудования на ТЭС и сокращению расходов на техническое обслуживание. Точная величина экономии зависит от ряда факторов, однако ее необходимо учитывать.
Структура генерирующих мощностей изменяется в следующих направлениях:
рост доли КЭС в энергосистемах;
возрастание единичных мощностей агрегатов АЭС и ТЭС (до 800—1500 ГВт) и одновременное снижение их устойчивости и маневренных характеристик; доля же агрегатов мощностью 50—200 МВт неуклонно снижается, большинство их подлежит демонтажу. В результате при нагрузках, составляющих 50% от номинальной, расход топлива увеличивается на 16—26 г/(кВт-ч). В ОЭС Центра, например, только от остановки энергоблоков ежегодно пережигается более 70 тыс. т условного топлива, а дополнительные затраты, связанные с работой блочного оборудования ТЭС в пиковом режиме, составляют 15 млн. руб/год.
Для работы в полубазовой и полупиковой зонах графика был спроектирован специальный маневренный блок мощностью 500 МВт на докритические параметры пара, использующий газомазутное топливо и уголь, не нашедший применения в ЭЭС.
Существует возможность применения оборудования базисных ТЭЦ для покрытия нагрузки в полупиковой и пиковой зонах, которая связана:
- с использованием теплоаккумулирующей способности зданий и сетей. Снижение отпуска теплоты от ТЭЦ в период прохождения максимума электрических нагрузок может быть скомпенсировано внутренним выделением аккумулированной теплоты в зданиях и сетях;
- с принудительной разгрузкой ТЭЦ — переходом от совместной выработки электроэнергии и теплоты к раздельной (теплоснабжению потребителей через редукционно-охладительное устройство). Такая разгрузка связана со значительным перерасходом топлива и раньше, когда развитие ЭЭС осуществлялось в основном за счет ввода ТЭЦ, экономически не оправдывалась. Однако с увеличением масштабов ввода АЭС, имеющих небольшую топливную составляющую, а также дефицитом органического топлива в европейской части страны принудительная разгрузка ТЭЦ экономически оправдана.
Для правильной оценки возможности и целесообразности использования ТЭЦ в полупиковой и пиковой зонах нагрузки необходимо совместное рассмотрение различных способов решения проблемы.
§
Страница 3 из 23
ГЛАВА 1
СИСТЕМНЫЕ ПРЕДПОСЫЛКИ АККУМУЛИРОВАНИЯ ЭНЕРГИИ
ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭНЕРГИИ
Режимы электропотребления ЭЭС в течение суток меняются в широких пределах. Они формируются под влиянием структуры электропотребления по основным отраслям народного хозяйства, соотношения между промышленной и коммунально-бытовой нагрузкой, организации смен и уровня их загрузки и т. д.
Создание объединенных энергосистем (ОЭС) обеспечивает ряд технико-экономических преимуществ. Так, объединение различных потребителей, нагрузка которых в общем случае имеет вероятностный характер, должно привести к уплотнению графика нагрузки. Объединение тепловых и гидравлических станций позволит выровнять график загрузки паротурбинных энергоблоков. Укрупнение ЭЭС способствует повышению надежности энергоснабжения, снижению затрат на резервирование и увеличению единичных мощностей энергоблоков. Эти же задачи решаются с помощью сверхдальних ЛЭП, проходящих через несколько часовых поясов. Включение подобных линий в состав системы приводит к сглаживанию графиков нагрузки объединенной системы. Однако статистический анализ показывает, что, несмотря на объединение потребителей, уплотнения суточных графиков нагрузки не происходит. Более того, максимумы нагрузки систематически растут, а относительные минимумы падают. Объясняется это в основном ростом потребления электроэнергии в быту и уменьшением числа предприятий, работающих в ночное время*. Это связано с ростом благосостояния и улучшением уровня жизни трудящихся.
* Переход на двухсменную работу предприятий в еще большей степени ускоряет разуплотнение. Наметившаяся тенденция к резкому увеличению загрузки станков с ЧПУ и другого оборудования, способного работать ночью в автоматическом режиме, может лишь сгладить процесс, что не изменит тенденцию. Отдельного рассмотрения требует переход части предприятий на трехсменную работу.
Поэтому можно считать разуплотнение графиков нагрузки потребителей социально обусловленным.
Как известно, во время провала нагрузки потребляемая мощность падает в отдельные дни до 65% от максимума. В выходные дни график существенно изменяется — уменьшаются максимум и минимум, но время прохождения их остается прежним.
Суточный график нагрузки разбивают на четыре зоны, различающиеся плотностью: базисную — ниже ночного минимума нагрузки; полубазисную и полупиковую — между дневным и ночным минимумом, и пиковую— выше дневного минимума.
Мероприятия по выравниванию графиков электропотребления должны сочетаться с возможностями развития таких потребителей, которые смогут обеспечить выравнивание графиков нагрузки не противореча социальным и топливно-энергетическим проблемам, а также проблеме охраны окружающей среды. К числу данных мероприятий относится использование электроотопления, электромобилей, промышленных роботов и др.
Развитие подобного рода потребителей, возможность работы которых в любое время суток неограничена, гарантирует потребление электроэнергии в ночные часы без привлечения дополнительной рабочей силы.
С точки зрения топливного баланса целесообразность развития потребителей, выравнивающих график, вызывается необходимостью экономии дефицитного жидкого топлива, вместо которого можно использовать ночную выработку тепловых и атомных электростанций. Очевидна и экологическая эффективность указанных потребителей. Наряду с этим выравнивание графиков нагрузки может осуществляться и обычными потребителями при условии введения дифференцированных по времени тарифов.
Масштабы развития, а также режимные и экономические характеристики указанных потребителей оказывают различное влияние на изменение графиков электропотребления и, следовательно, на структуру генерирующих мощностей энергосистем.
Регулирование режимов электропотребления промышленных предприятий, упорядочение графиков работы отдельных агрегатов, варьирование времени ремонтов различных установок, создание запасов сырья и полуфабрикатов с целью изменения времени выполнения некоторых промежуточных операций технологических процессов и т. п. могут способствовать выравниванию графиков нагрузки ЭЭС.
Использование промышленных предприятий в качестве потребителей-регуляторов может быть эффективным преимущественно на электроемких производствах (алюминиевых заводах, предприятиях по производству желтого фосфора, карбида кальция и т. п.), а также на других предприятиях за счет упорядочения режима использования электроемких установок (электропечей, насосных и холодильных установок и т. п.). Для сохранения выработки эти предприятия должны быть приспособлены к работе в режиме потребителей-регуляторов, что потребует ввода дополнительных производственных мощностей для компенсации недовыпуска продукции в дневные часы.
По сравнению с традиционными использование электроемких производств в качестве потребителей-регуляторов обеспечивает наибольший регулирующий эффект при наименьших затратах и наименьшей численности обслуживающего персонала, который потребуется перевести па работу в неблагоприятное ночное время. Вопрос приспособления режима потребителей электроэнергии к оптимальным для ЭЭС условиям был поставлен еще в 1932 г. С. В. Кукель-Краевским. Он же ввел понятие о потребителях-регуляторах, специально проектирующихся для работы в режиме, согласованном с графиком нагрузки ЭЭС. Отдельные предприятия с электроемкими технологическими процессами некоторое время работали в подобном режиме. В дальнейшем они были переведены в режим постоянной нагрузки в связи с большой потребностью народного хозяйства в выпускаемой ими продукции и возможностью регулирования графика ЭЭС за счет гидростанций.
Требования к условиям использования потребителей- регуляторов осложняются тем, что суточные графики электропотребления основных энергосистем ЕЭС СССР стали характеризоваться наличием двух практически одинаковых максимумов (утреннего и вечернего) со сравнительно небольшим дневным снижением нагрузки. В связи с этим реальный эффект сокращения потребности в мощности возможен только при сбалансированном снижении как утреннего, так и вечернего максимумов. Уменьшение максимальной нагрузки только промышленных потребителей (имеющих утренний максимум) при существующих графиках может не дать реального эффекта по экономии мощности (так как сохранится вечерний максимум). Главной задачей выравнивания графика нагрузки в этих условиях является повышение ночного спроса на электроэнергию для обеспечения нормальной загрузки электростанций (не ниже технического минимума) в ночные часы. В настоящее время возможности обычных потребителей используются для выравнивания графиков нагрузки и учитываются при планировании.
Для этого разрабатываются мероприятия по смещению времени работы цехов и агрегатов, направленные на снижение совмещенного максимума нагрузки ЕЭС СССР. Основными из них являются: отключение в часы пика нагрузок части электродвигателей градирен, насосов оборотного водоснабжения, водоотливных установок на рудных предприятиях, скважин, работающих периодически; уменьшение закачки воды в пласт; сдвиг времени ведения режимов плавки печей; перенос сроков откачки нефти в емкости и др.
Более эффективное использование потребителей для выравнивания графиков нагрузки можно осуществить в случае использования многоставочных тарифов на электроэнергию, успешно применяемых за рубежом. Причем ночной тариф должен быть ниже дневного.
Анализ показывает, что использование обычных потребителей в качестве потребителей-регуляторов не может обеспечить существенного эффекта. Это объясняется тем, что в районах с наиболее, неравномерным режимом работы энергосистем удельный вес электроемких производств, являющихся потребителями-регуляторами, невелик.
Аккумулирование тепловой энергии в аккумуляционных системах электротеплоснабжения (АСЭТС) широко применяется во многих странах мира. В климатических условиях Северо-Запада, Севера и Центра страны использование АСЭТС эффективно для энергоснабжения населенных пунктов с индивидуальными источниками теплоты. Внедрение АСЭТС может заполнить ночной провал зимнего суточного графика нагрузок более чем на 30%.
Отметим, что применение АСЭТС позволяет не только выравнивать график нагрузки, но и обеспечивать социальный, экономический и экологический эффекты. Считается, что внедрение АСЭТС может повысить уровень комфортности жилого фонда более чем для 10 млн. человек, сэкономить 250—350 млн. руб/год приведенных затрат (по сравнению с развитием традиционных схем теплоснабжения); вытеснить из бытового сектора дефицитное качественное топливо — до 10 млн. т и улучшить экологическую обстановку в жилых районах. Предварительные результаты исследований и первый опыт экспериментального использования свидетельствуют о больших возможностях применения АСЭТС в качестве потребителей-регуляторов.
Недостатком АСЭТС с позиций выравнивания графиков нагрузки является сезонность электроотопления и существенная его зависимость от меняющихся погодных условий. В связи с этим нагрузка аккумуляционных систем электроотопления как выравнивающий фактор нуждается в тщательном изучении.
В будущем серьезное развитие может получить такой потребитель-регулятор, как электромобильный транспорт с зарядкой аккумуляторов в ночные часы, перспективность развития которого возрастает в связи с удорожанием и дефицитом жидкого топлива и повышением требований по охране окружающей среды.
При использовании аккумуляторов для внутригородских перевозок расход электроэнергии на заряд по основным ОЭС СССР может составить около 100 млрд. кВт-ч (в том числе 60—70 млрд. кВт-ч в европейской части страны), что обеспечило бы дополнительную ночную нагрузку в европейских ЭЭС СССР, равную 25— 30 млн. кВт, и облегчило решение проблемы прохождения ночного провала нагрузки.
Новое направление в решении проблемы выравнивания графиков нагрузки связано с развитием робототехники и автоматизации производства, которое позволит создавать заводы-автоматы с «безлюдной» технологией, что существенно скажется на режимах электропотребления. Для таких заводов может оказаться возможным режим с максимальной загрузкой в ночные часы, улучшающей условия прохождения ночного провала нагрузки. Однако все указанные возможности не решают полностью задачу покрытия пиков и заполнения провалов графика нагрузки.
§
Страница 2 из 23
Для развития современной энергетики характерно формирование мощных ЭЭС, охватывающих большие территории. Единая ЭЭС Советского Союза (ЕЭЭС СССР) занимает площадь около 10 млн. км2. Она протянулась с востока на запад на 7000 км и с юга на север — на 3000 км. Протяженность и сложность такой системы делают особенно острыми вопросы, связанные с обеспечением ее надежности и «живучести».
Особенности ЭЭС, заключающиеся в одновременном генерировании и потреблении энергии, означают соответствие рабочей мощности всех источников энергии и мощности нагрузки в каждый момент времени. Обеспечение такого соответствия в работе при плотных графиках нагрузки и наличии достаточного числа маневренного оборудования не вызывало трудностей. Однако начиная с 60-х годов такое состояние стало изменяться, так как графики нагрузки ЕЭЭС европейской части СССР стали разуплотняться из-за значительного роста электропотребления не только промышленностью, но и сельским хозяйством и коммунально-бытовым сектором.
Для оптимальной работы мощных тепловых (ТЭС) и тем более атомных электростанций (АЭС) необходима постоянная равномерная загрузка, работа с переменной нагрузкой нежелательна. Следовательно, между источниками и потребителями электроэнергии возникает противоречие, которое необходимо устранить. Один из способов его устранения — включение в состав энергосистем накопителей энергии, обеспечивающих, с одной стороны, равномерную нагрузку электростанций, а с другой — выравнивание переменной части графика электропотребления.
Помимо этого существует ряд электроэнергетических задач, которые могут быть частично или полностью решены с помощью накопителей энергии:
повышение пропускной способности межсистемных связей;
стабилизация частоты и напряжения, повышение качества электроэнергии;
улучшение статической и динамической устойчивости и в конечном счете общее повышение надежности работы ЭЭС.
Таким образом, введение в ЭЭС накопителя энергии в качестве самостоятельной структурной единицы продиктовано объективными причинами. Более того, на ближайшую перспективу нет альтернативы энергосистеме, содержащей мощные тепловые и атомные электростанции, применяющие НЭ. В соответствии с прогнозами к 2000 г. более 10% от всей выработанной энергии будет проходить через системы накопления, прежде чем попасть к потребителю. Поэтому становятся важными вопросы выбора типа накопителя, определения допустимых границ изменения его параметров, а также выявления функциональных возможностей накопителей при работе их в ЭЭС.
Накопители различных типов получили широкое применение в электроэнергетических системах разных стран, однако пока наиболее существенное место среди них занимают ГАЭС. Так в различных ЭЭС мира работают около 300 ГАЭС с суммарной установленной мощностью, приближающейся к 50 ГВт. Большое число гидроаккумулирующих станций сооружено в США, мощность которых приближается к 10% от общей установленной мощности. В Японии эксплуатируются 35 средних и крупных ГАЭС и еще 10 станций находятся в стадии строительства. В промышленно развитых капиталистических странах Западной Европы — Италии, ФРГ, Франции, Великобритании, Австрии, Швейцарии и других — суммарная мощность ГАЭС составляет около 40 ГВт. С середины 70-х годов вступает в эксплуатацию ряд мощных ГАЭС в Индии, на Филиппинах, в Австралии. Мощные ГАЭС проектируются также в Египте, Канаде, Бразилии и других странах. Некоторые западноевропейские страны, такие, как Норвегия, Швеция, Австрия, экспортируют дорогую пиковую электроэнергию в соседние страны в часы максимальных суточных нагрузок их энергосистем. Весьма экономична параллельная работа ГАЭС ъ едином энергетическом комплексе с АЭС. На ряде ГАЭС общий КПД насосного аккумулирования энергии достигает 88% за счет высокого КПД насосов, турбин и электромашин. При ГАЭС, имеющих открытые бассейны, существенной является проблема уменьшения испарений воды и связанных с этим дополнительных потерь энергии. Для этого принимаются различные меры, например, используется покрытие поверхности бассейна плавающими на ней полиэтиленовыми шарами, резко снижающими испарение жидкости.
В ряде стран, особенно в США, начинается использование воздушно-аккумулирующих газотурбинных электростанций (ВАГТЭС). Ожидается, что к 2000 г. общая мощность таких электростанций составит 18,5 ГВт при продолжительности работы до 1700 ч в год.
Представляется целесообразным сооружение аккумулирующих станций того или иного типа вместе с АЭС. Работа АЭС при переменном графике нагрузки нежелательна, так как приводит к некоторому перерасходу ядерного горючего и определенному снижению ресурса оборудования.
Однако некоторые страны, например Франция, используют АЭС и в случае переменной части графика нагрузки, осуществляя с их помощью регулирование частоты и потоков мощности. В энергосистеме Франции энергоблоки мощностью до 1000 МВт с реакторами водо-водяного типа, используя стандартные регулирующие стержни для поддержания средней температуры первичного теплоносители, обеспечивают регулирование мощности энергоблоков. Мощность на них изменяется до 2% от номинальной мощности в минуту в начале цикла (после перегрузки топлива) и до 0,2% в минуту в конце цикла. Как в этом случае, так и при условии, когда мощность атомной станции во времени не меняется, оказывается целесообразным сооружение комплексов, в состав которых входят АЭС и НЭ. В настоящее время такими накопителями являются ГАЭС.
Особое значение в ближайшем будущем могут приобрести накопители с высокотемпературной проводимостью. В 1987 г. в США в Хьюстонском университете удалось синтезировать материал, переходящий в сверхпроводящий при температуре —179°С (94 К), что заметно выше температуры кипения жидкого азота (—196 С). Это указывает на возможность создания накопителей нового типа, использующих высокотемпературную сверхпроводимость. Такие накопители могут быть выполнены в виде кабелей, одновременно осуществляющих и функции передачи энергии на расстояние.
Разумеется, при решении задачи использования НЭ возникает много вопросов, требующих для решения постановки научных исследований.
Существенны также возможности применения емкостных и электромагнитных накопителей энергии, используемых как источники активной и реактивной мощностей одновременно. Ведутся интенсивные работы в этой области.
Накопители энергии в различных исполнениях имеют большое значение для улучшения работы обычных ЭЭС, они оказывают существенное влияние на работу специальных установок, особенно таких, в которых большие мощности нужны в течение небольшого времени. Например, для экспериментальных термоядерных установок требуются источники питания мощностью 500— 1000 МВ-А длительностью порядка секунды. Предварительные проработки показали возможность решения данной проблемы.
