247

6 ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ И ЭНЕРГОСИСТЕМЫ 6.1 ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ Электростанцией называется обычно комплекс, состоящий из следующих частей: � устройства приема и обработки носителей первичной энергии (например,

топлива), � оборудование для преобразования первичной энергии в электрическую, � оборудование для преобразования параметров электроэнергии и для

отдачи электроэнергии в энергосистему или в местную электрическую сеть, � оборудование для управления и регулирования, � вспомогательное оборудование различного назначения, � строительная часть. Электростанция состоит обычно из нескольких энергоблоков, работающих параллельно и содержащих все вышеназванные части. Некоторые части, например, устройства приема и обработки топлива на тепловых электростанциях или машинные залы могут быть и общими. Обычно все блоки одинаковы, но могут и отличаться друг от друга как по мощности, так и по структуре. Электростанции представляют собой чаще всего стационарные сооружения, но выпускаются и передвижные (размещенные на специальных поездах, судах и т. п.) и перемещаемые (например, контейнерные) электростанции. В более широком смысле к электростанциям могут относиться и маломощные переносные (например, двигатель-генераторные) источники электроэнергии. По виду первичной энергии различают � электростанции, использующие сжигаемое топливо (топливосжигающие

электростанции), � гидроэлектростанции, � атомные (ядерные) электростанции, � ветряные электростанции, � геотермальные электростанции, � солнечные электростанции. Принцип действия топливосжигающих, атомных, геотермальных и солнечных (за исключением фотоэлектрических) электростанций основывается на преобразовании первичной энергии в тепло или на прямом использовании тепла и называются поэтому тепловыми электростанциями. Тепловые электростанции могут быть предназначены для получения одной только электроэнергии, но часто они отпускают потребителям кроме электроэнергии и тепло; такие электростанции называются теплоэлектроцентралями. Экономические показатели электростанций и их энергоблоков (стоимость и текущие расходы на единицу мощности, себестоимость электроэнергии и др.) зависят от номинальной мощности блока. Каждый элемент блока (парогенератор, турбина, электрогенератор, трансформатор и др.)

248

характеризуется своей оптимальной мощностью, при которой суммарные расходы на единицу мощности (удельные расходы) минимальны (см. рис. 6.1.1). Если номинальная мощность ниже оптимальной, то удельные расходы больше, так как некоторые расходы мало зависят или вовсе не зависят от мощности. Если номинальная мощность выше оптимальной, то удельные расходы могут резко возрастать из-за того, что необходимо прибегать к более сложным и дорогим техническим решениям. Оптимальная мощность зависит от типа, отличительных особенностей и способа использования рассматриваемого оборудования и может в течение времени, в связи с появлением новых технических решений, развитием технологии производства или изменением соотношений цен, изменяться. Обычно речь идет о повышении оптимальной мощности.

c

PnPn.opt Рис. 6.1.1. Зависимость удельных расходов c от номинальной мощности оборудования Pn (пример). Pn.opt оптимальная номинальная мощность

Весьма часто график зависимости удельных расходов от номинальной мощности, как показано и на рисунке, имеет по обе стороны оптимума относительно пологую форму. Поэтому можно говорить о некотором оптимальном диапазоне целесообразных номинальных мощностей. В то же время существуют и граничные номинальные мощности, выше или ниже которых изготовление или применение оборудования становится нецелесообразным. Чтобы создать резерв мощности на случай отключения одной из станций, оптимально распределять нагрузку и обеспечить надежное электроснабжение потребителей, электростанции в пределах некоторой территории объединяются в энергосистему. Кроме электростанций в состав этой системы входят � электрические сети, состоящие из линий электропередачи, � подстанции, соединяющие электрические сети разного напряжения или

предназначенные для электропитания потребителей. Малые одно- или двухтрансформаторные подстанции, питающие сети низкого напряжения потребителей, могут называться и трансформаторными киосками. Энергосистемы, в целях координации генерирования и распределения электроэнергии, могут соединяться в объединенную энергосистему (ОЭС), управляемую из единого центра. Энергосистемы государств-соседей могут образовывать в целях взаимовыгодного сотрудничества энергетические

249

союзы. В крупных государствах с несколькими объединенными энергосистемами могут создаваться единые энергосистемы (ЕЭС) с общим центром управления. Единственная в мире ЕЭС имеется в Российской Федерации. Первым в мире энергоблоком, питающим промышленный электроприемник, следует считать агрегат, состоявший из паровой машины и генератора постоянного тока малого напряжения, который был установлен в 1842 году в Бирмингеме для питания гальванической ванны английским промышленником Джоном Стивеном Вульричем (John Stephen Woolrich, 1790–1843) (см. раздел 3.12). Первую заводскую электростанцию соорудил в 1873 году для питания установок электродугового освещения своего электромашиностроительного завода парижский промышленник Зеноб Теофиль Грамм (Zénobe Théophile Gramme, 1826–1901). Первую электростанцию общего пользования (отпускающую электроэнергию любому клиенту), мощностью 11 kW, построил в июне 1879 года в Сан-Франциско (San Francisco, США) изобретатель и предприниматель Чарлз Фрэнсис Браш (Charles Francis Brush, 1849–1929). Однако ускоренное развитие электроэнергетики началось с сооружения более крупных электростанций постоянного тока для питания осветительных установок городских зданий предприятием Edison Electric Lighting Co., созданным для этого американским изобретателем и предпринимателем Томасом Алва Эдисоном (Thomas Alva Edison, 1847–1931) в 1882 в Лондоне (12 января, 170 kW) и в Нью-Йорке (4 сентября, мощностью, достигшей в следующем году 1020 kW). Первые трансформаторные подстанции (5 однотрансформаторных подстанций на линии длиной 12 km, с последовательным соединением первичных обмоток трансформаторов, питающихся от генератора мощностью 25 kW, напряжением 2 kV и частотой 133 Hz) были установлены в 1883 году для питания установок освещения станций Лондонского метрополитена. После изобретения в 1885 году трансформаторов с замкнутым магнитным сердечником (см. раздел 3.13) началось развитие сетей переменного тока и подстанций высокого напряжения. В октябре 1890 года в Дептфорде (Deptford, пригород Лондона) вступила в строй крупнейшая в то время электростанция (с тремя однофазными генераторами по 1000 kW, 85 Hz, приводимыми во вращение от паровых машин), построенная по проекту главного инженера Лондонской корпорации электроснабжения (London Electric Supply Corporation Ltd.) Себастианом Зиани де Ферранти (Sebastian Ziani de Ferranti, 1864–1930), питающая через электрическую сеть напряжением 10 kV центр Лондона, находящийся от станции на расстоянии в 14 km. Первая трехфазная электростанция (частотой 40 Hz) была запущена 24 августа 1891 года в Лауффене (Lauffen) на реке Некар (Neckar) по случаю Франкфуртской электротехнической выставки (Frankfurt am Main, Германия); мощность этой ГЭС составляла 200 kW, и она питала силовые и осветительные установки выставочного павильона по линии длиной 175 km на напряжении 15 kV. Вся система была спроектирована главным инженером немецкой фирмы AEG (Allgemeine Elektricitäts-Gesellschaft) Михаилом Доливо-Добровольским (Michael von Dolivo-Dobrowolsky, 1862–1919) и владельцем частного инженерного бюро в городе Мюнхен (München) Оскаром фон Миллером (Oskar von Miller, 1855–1934). Параллельная работа двух электростанций (находящихся друг от друга на расстоянии 2 km) впервые была осуществлена в 1892 году в системе электроснабжения швейцарского электротехнического и машиностроительного завода Эрликон (Oerlikon), а первая энергосистема (7 электростанций, соединенных между собой воздушными линиями напряжением 33 kV) появилась в 1899 в Калифорнии (Southern California Edison Co., рис. 6.1.2). Первая в мире объединенная энергосистема PJM была создана в США в 1928 году, когда в параллельную работу были включены энергосистемы трех штатов – Пенсильвании (Pennsylvania), Нью-Джерси (New Jersey) и Мериленда (Maryland). Первым энергосоюзом может считаться созданный 23 мая 1951 года Союз для координации производства и передачи электроэнергии (Union pour la Coordination de la Production et du Transport de l’Électricité, UCPTE) с центром в Вене (Wien), в который вначале входили 8 государств Европы и который регулировал на взаимной основе как производство, так и передачу электроэнергии между этими странами. С 1999 года этот союз, с новым названием Union pour la Coordination du

250

Transport de l’Électricité (UCTE), координирует только передачу электроэнергии, и на начало 2008 года в нем участвовало 28 стран Европы.

Redondo Теплоэлектростанции 1 и 2

Redlands

Pasadena

Pluent

Pomona

Little Creek

Santa Monica

Los Angeles

Mill Creek 1

Mill Creek 2 & 3

Santa Ana

ПодстанцияГидроэлектростанция Теплоэлектростанция

Рис. 6.1.2. Энергосистема Южной Калифорнии в 1899 году (упрощенно)

В Эстонии использование электроэнергии началось в 1882 году, когда на Кренгольмской мануфактуре (Kreenholm) керосиновое освещение стало заменяться электрическим. Первую электростанцию общего пользования (100 kW постоянного тока, 2 × 220 V) запустили 2 ноября 1907 года в Пярну (Pärnu). Эстонская энергосистема, называемая тогда акционерным обществом Электроцентр (AS Elektrikeskus), была основана 8 мая 1939 года.

Томас Алва Эдисон Томас Алва Эдисон, который может считаться основоположником систем электроснабжения, основанных на крупных электростанциях и сетях, приобрел начальное образование самостоятельно (в школу он ходил только один год) и еще ребенком проводил опыты по химии и физике; в возрасте 12 лет стал работать продавцом газет на железной дороге. До 1875 года он успешно занимался изобретательством в области телеграфной техники, а в 1876 году основал в Менло Парке (Menlo Park), в штате Нью-Джерси (New Jersey, США) первую в мире промышленную исследовательскую и инновационную лабораторию. В 1877 году там был изобретен фонограф – первое в мире звукозаписывающее устройство, принесшее большой доход. В 1879 году он заинтересовался электрическим освещением, создал простые, надежные, достаточно долговечные и дешевые угольные лампы накаливания и в 1880 году наладил их промышленное производство. В 1882 году, как уже отмечалось, под его руководством были построены первые, небывало мощные электростанции и электрические сети для электроснабжения все возрастающего количества потребителей, использующих электроэнергию главным образом для питания ламп накаливания его же производства. В это же время он сформулировал

251

общие принципы электроснабжения, которые могут считаться действующими и в настоящее время; изобрел плавкие предохранители, первые (электрохимические) счетчики электроэнергии и многие другие компоненты и принадлежности электрических сетей и проводок низкого напряжения. Всего он получил более 1200 патентов. В начале 2008 года в США имелось девять энергосистем, носящих имя Эдисона. Созданное им в 1878 году предприятие Edison Electric Light Company развилось в крупнейший в мире электротехнический концерн General Electric. Удельная доля различных видов электростанций составляет в различных странах, в зависимости от наличия первичных энергоресурсов, весьма различный характер. В Норвегии, например, более 99 % электроэнергии вырабатывается на гидроэлектростанциях, а в странах Аравийского полуострова вся электроэнергия производится на тепловых электростанциях, сжигающих жидкое или газообразное топливо. Распределение выработки электроэнергии на различных видах электростанций в мире в целом в 2004 году представлено на рис. 6.1.3. Рисунок показывает, что более двух третей электропотребления мира покрывается путем сжигания различных видов (в основном, ископаемого) топлива. В ближайшие 10 лет ожидается продолжение быстрого роста мощности других (в первую очередь, ветряных и солнечных) электростанций, однако их доля останется в пределах лишь нескольких процентов.

Топливосжигающие тепловые электростанции

Гидроэлектростанции

11 766 2 890 2 738 82 56 2 TWh 67,1 16,5 15,6 0,5 0,3 0,01 %

Атомные электростанции

Геотермальные электростанции

Ветряные электростанции

Солнечные электростанции

Все электростанции – 17 534 TWh

Рис. 6.1.3. Выработка электроэнергии по видам электростанций в мире

в 2004 году [1.20]

252

Из трех наиболее важных видов электростанций –топливосжигающих, гидравлических и атомных – около 90 % всей вырабатываемой электроэнергии дают крупные электростанции мощностью 1000 MW и больше. Мощность энергоблоков крупных тепловых электростанций находится обычно в пределах от 100 MW до 1300 MW, а крупных ГЭС – от 100 MW до 800 MW. Предельная (максимально допускаемая) мощность станции определяется обычно соображениями защиты окружающей среды и ограничением риска возникновения катастрофических аварий. С этих точек зрения предельной мощностью топливосжигающих электростанций считают приблизительно 4000 MW (в случае газового топлива – 6000 MW), а предельной мощностью атомных электростанций – приблизительно 8000 MW. Предельная мощность гидроэлектростанций определяется геологическими особенностями рек (в том числе допускаемой площадью территории, занимаемой под водохранилище) и может в случае протекающих в горной местности рек с обильным стоком, крутым уклоном и относительно узким руслом, доходить приблизительно до 20 GW. На рис. 6.1.4 представлены 25 крупнейших электростанций мира на 1 января 2008 года. Крупнейшая в мире электростанция – ГЭС Санься (Sanxia) на реке Янцзы в Китае (известна также, как ГЭС Три ущелья), сооружение которой началось в 1994 году и на которой предусмотрены три машинных зала с 32 гидроагрегатами по 700 MW и два вспомогательных гидроагрегата по 50 MW (всего 22 500 MW), должна выйти на свою полную мощность в 2012 году.

253

Itaipú Бразилия-Парагвай

0 5 10 15 GW

Kashiwasaki-Kariwa Япония

Guri Венесуэла

La Grande 2 Канада

Bruce Канада

Grand Coulee США

Саяно-Шушенская Россия

Красноярская Россия

Запорожская Украина

Gravelines Франция

Paluel Франция

Churchill Falls Канада

Cattenom Франция

Сургутская ГРЭС-2 Россия

Ohi Япония

Fukushima 1 Япония

Братская Россия

Kashima Япония

Fukushima 2 Япония

Castle Peak Китай (Сянган)

Tucuruí Бразилия

20 x 700 = 14 000 MW (2007)

10 x 300 + 10 x 730 = = 10 300 MW (1988)

5 x 1100 + 2 x 1356 = 8 212 MW (1996)

22 x 333 = 7 326 MW (1992)

4 x 825 + 4 x 840 = 6 660 MW (1987)

18 x 125 + 3 x 600 + 3 x 805 + 3 x 10 + + 2 x 50 + 4 x 53,5 = 6 809 MW (1991)

10 x 640 = 6 400 MW (1985)

12 x 500 = 6 000 MW (1971)

6 x 1000 = 6 000 MW (1989)

6 x 951 = 5 706 MW (1985)

4 x 1382 = 5 528 MW (1986)

3 x 475 + 7 x 500 + 503 = 5 428 MW (1998)

4 x 1362 = 5 448 MW (1991)

6 x 800 = 4 800 MW (1988)

2 x 1175 + 2 x 1180 = 4 710 MW (1992)

460 + 4 x 784 + 1100 = 4 696 MW (1986)

18 x 250 = 4 500 MW (1979)

4 x 600 + 2 x 1000 = 4 400 MW (1975)

4 x 1100 = 4 400 MW (1986)

4 x 62 + 4 x 360 + 4 x 667 = 4 339 MW (1990)

12 x 350 + 2 x 22,5 + 11 x 375 = = 8 370 MW (2005)

гидроэнергия ядерная энергия каменный уголь

нефть или мазут природный газ

сооружаемый или планируемый энергоблок

Sanxia Китай 2 x 50 + 21 x 700 = 14 800 MW (2007)

Yongkwang Корейская Респ. 2 x 950 + 4 x 1000 = 5 900 MW (2002)

Ulchin Корейская Респ. 2 x 950 + 4 x 1000 = 5 900 MW (2004)

Hamaoka Япония 540 + 840 + 1100 + 1137 + 1380 = 4 989 MW (2004)

Рис. 6.1.4. Крупнейшие электростанции мира на 1 января 2008 года

254

6.2 ТОПЛИВОСЖИГАЮЩИЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Доля электростанций, работающих по принципу сжигания топлива, в мировой выработке электроэнергии составляла в 2004 году более 61 %. Генераторы на этих электростанциях могут приводиться во вращение � паровыми турбинами, � газовыми турбинами, � дизельными двигателями, � бензиновыми двигателями, � газовыми двигателями. Сжигание топлива может производиться также в топливных элементах (см. раздел 3.6) и в МГД-генераторах (см. раздел 3.7). На крупных паротурбинных электростанциях чаще всего вырабатывается только электроэнергия. Так как на таких электростанциях установлены конденсационные паровые турбины, то их называют и конденсационными электростанциями (КЭС). Одна из возможных принципиальных схем энергоблока такой электростанции представлена на рис. 6.2.1.

G 2

3

4

5

6 7

8 1

9

10

11

12

13

14

1516

17 CaSO4

Воздух

Дымовой газ

Пар

Вода

Рис. 6.2.1. Принципиальная технологическая схема энергоблока топливосжигающей конденсационной электростанции (пример).

1 топливо, 2 обработка топлива, 3 топка парового котла, 4 экономайзер, 5 воздухоподогреватель, 6 фильтр летучей золы,

7 фильтр для удаления серы (у котла с кипящим слоем отсутствует), 8 паровая турбина, 9 генератор, 10 повышающий трансформатор, 11 электроэнергия, отпускаемая в сеть энергосистемы, 12 энергия,

необходимая для собственных нужд, 13 пароконденсатор, 14 охладительная башня, 15 деаэратор (удалитель воздуха) и бак воды,

16 регенератор питательной воды, 17 золоудаление

255

В русской технической литературе, а также в официальных названиях станций, входящих в состав энергетических систем, вместо сокращения КЭС чаще, по давней традиции, применяется сокращение ГРЭС (государственная районная электростанция). На крупных КЭС (мощностью от 1 GW до 8 GW) мощность генератора энергоблока находится обычно в пределах от 100 MW до 600 MW, но может быть и больше (до 1300 MW). Энергоблоков имеется обычно от двух до шести, но бывает и больше (например, на Прибалтийской ГРЭС при включении на полную мощность было 12 энергоблоков). Если используется топливо, сжигание которого не вызывает существенных проблем (природный газ, нефть, мазут, каменный уголь), то в каждом энергоблоке предусматривается один паровой котел, но в случае топлива с большим содержанием золы (бурого угля, горючего сланца), когда создание мощных котлов затруднительно, котлов может быть и больше (обычно два). Давление перегретого пара находится как правило в пределах от 13 MPa до 24 MPa, а температура пара – от 540 oC до 560 oC. При мощности блока более 1000 MW конструкция турбины и генератора усложняется и удорожается настолько, что иногда предпочитают использовать двойной (двухвальный) турбогенераторный агрегат. Наиболее мощные в мире одновальные паротурбогенераторные агрегаты (1382 MW) установлены на атомной электростанции Палуэль (Paluel) во Франции (см. рис. 6.1.4). Наиболее мощные двухвальные агрегаты (1300 MW) были установлены в 1972 и 1973 годах на каменноугольной электростанции Камберленд (Cumberland, штат Tennessee, США). Наиболее мощные турбогенераторные агрегаты в Эстонии (215 MW) установлены на Нарвских электростанциях. Воду для охлаждения конденсатора можно брать из водоемов (например, на Нарвских электростанциях она берется из Нарвского водохранилища). Если вблизи станции достаточно крупных водоемов нет, то прибегают к замкнутому контуру охлаждения, в котором циркулирующая вода, как показано на рис. 5.2.1, отдает тепло в окружающую среду в охладительных башнях (градирнях). Встречаются и конденсаторы, охлаждаемые воздухом. Номинальное напряжение мощных генераторов находится обычно в пределах от 15 kV до 20 kV. Чтобы отпускать электроэнергию в сеть энергосистемы (обычно на напряжении от 110 kV до 500 kV), для каждого генератора устанавливается повышающий трансформатор. Для питания электроприводов и других электроприемников станции предусматриваются трансформаторы собственных нужд со вторичным напряжением от 0,4 kV до 10 kV. Конденсационные электростанции потребляют для собственных нужд, в зависимости от вида применяемого топлива, обычно от 5 % до 8 % производимой генераторами электроэнергии; на Нарвских сланцевых электростанциях доля собственных нужд больше – немногим более 10 %. Под кпд топливосжигающей КЭС обычно понимается отношение производимой генераторами электроэнергии к химической энергии, содержащейся в сжигаемом топливе. Весьма часто вместо этого показателя для наглядности используется удельный расход топлива (приведенный к условному топливу) на единицу производимой электроэнергии. В таком случае кпд определяется формулой

256

ηηηη =

1 8,14 k

ηηηη кпд станции k удельный расход условного топлива kgce/kWh

Удельный расход условного топлива часто приводят не относительно производимой электроэнергии, а относительно электроэнергии, отпускаемой с шин станции. В таком случае по вышеприведенной формуле определяется так называемый чистый кпд станции, который, естественно, меньше, чем кпд, определяемый по генерируемой энергии. Если по такому определению удельного расхода топлива хотят определить кпд системы генерирования электрической энергии, необходимо пользоваться формулой ηηηη =

1 8,14 (1 – wo ) kv

ηηηη кпд системы генерирования электроэнергии kv расход условного топлива на единицу электроэнергии, отпускаемой с шин kgce/kWh wo удельный расход энергии на собственные нужды

Пример. Расход условного топлива на единицу электроэнергии, отпускаемой с шин станции, составляет 0,32 kgce/kWh, а на собственные нужды расходуется 7 % генерируемой электроэнергии. Требуется определить кпд станции по генерируемой электроэнергии. В соответствии с вышеприведенной формулой эта величина равна η = 1 / [8,14 (1 – 0,07) 0,32] = 1 / 2,42 = 0,41, что может считаться относительно хорошим показателем. Кпд топливосжигающей КЭС по отношению к производимой генераторами электроэнергии зависит от устройства энергоблоков, их мощности и параметров пара, находясь обычно в пределах от 35 % до 40 % и достигая в наилучших случаях 43 %. Разработкой новейшего оборудования и путем внедрения новейшей эффективной технологии сжигания топлива в будущем надеются повысить кпд КЭС до 50 %. На паротурбинных электростанциях химическая энергия топлива может использоваться более полно, если отпускать потребителям кроме электроэнергии и тепло. Такие электростанции, как уже отмечалось, называются теплоэлектроцентралями (ТЭЦ), и в них используют турбины с отбором пара (см. раздел 3.3). Одна из возможных принципиальных технологических схем ТЭЦ представлена на рис. 6.2.2.

257

G

1 2

3

4

8

10

11 7 5

9

6

Пар

Рис. 6.2.2. Использование турбины с отбором пара на ТЭЦ (пример). 1 турбина, 2 генератор, 3 получаемая электроэнергия, 4 пар давлением от 0,05 MPa до 0,3 MPa, отбираемый для теплофикации, 5 теплообменник,

6 теплоаккумулятор (может и отсутствовать), 7 горячая вода, отдаваемая в сеть теплофикации, 8 пар давлением от 0,5 MPa до 2 MPa, отпускаемый промышленным потребителям для технологических нужд,

9 возврат конденсата промышленными потребителями, 10 конденсатор, 11 деаэратор

Электрическая мощность турбогенераторных агрегатов ТЭЦ находится обычно в пределах от 50 MW до 250 MW, но может быть и меньше. Отборов пара может быть один или больше. Один из них, регулируемый и характеризующийся относительно низким давлением пара, предусматривается для отдачи тепла в систему теплофикации, но при наличии промышленных технологических потребителей пара, как показано на рис. 6.2.2, может предусматриваться отбор пара и более высокого давления (до 2 MPa). Тепловая мощность ТЭЦ обычно в 2...4 раза выше электрической. В паре, отдаваемом тепловым потребителям, используется и тепло, освобождаемое при конденсации. Поэтому результирующий кпд ТЭЦ (учитывающий отпуск как электроэнергии, так и тепла) всегда выше, чем у КЭС и находится обычно в пределах от 50 % до 65 % (см. рис. 6.2.3).

258

Электроэнергия 35 %

100 % 100 %

1 1

2 2

3

3

4 4

a b

Тепло 45 % Электро-энергия 15 %

Рис. 6.2.3. Пример энергобаланса КЭС (a) и ТЭЦ (b) (упрощенно).

1 потери в котельном агрегате, 2 потери в паропроводах, 3 тепло, уходящее через конденсатор, 4 потери в генераторе

Чтобы ТЭЦ работала с максимально возможным кпд при изменяющейся тепловой нагрузке, необходимо соответственно регулировать и ее электрическую мощность. Оптимальное регулирование возможно только тогда, когда ТЭЦ включена в энергосистему, в которой в случае изменения электрической мощности ТЭЦ можно в требуемой мере увеличить или уменьшить мощность других электростанций. Более подробно этот вопрос рассматривается в разделе 6.9. Неравномерность тепловой нагрузки ТЭЦ во времени может выравниваться, как показано на рис. 6.2.2, при помощи аккумуляторов тепла, в качестве которых обычно применяют объемистые резервуары горячей воды. В случае достаточно равномерной тепловой нагрузки необходимость в таких аккумуляторах отпадает. Первая в мире ТЭЦ (на паровых турбинах противодавления) была сооружена в 1893 году для теплофикации города Гамбурга (Hamburg, Германия). В Эстонии совместная выработка электроэнергии и тепла началась на Таллиннской электростанции в 1959 году. Сейчас значительную часть Таллинна снабжает теплом ТЭЦ Иру (Iru), принятая в эксплуатацию в 1980 году; с 1982 года ее мощность равна 190 MW. Еще более высокий кпд (до 85 %) может достигаться, когда весь пар после прохождения турбины используется в технологических процессах предприятия или для отопления. Такие турбины называются турбинами с противодавлением, и принципиальная технологическая схема их

259

использования приведена на рис. 6.2.4. ТЭЦ, основанные на турбинах с противодавлением, находят применение главным образом на промышленных предприятиях и в системах теплофикации крупных городов.

G

1 2

3

4

6

5

Пар

Рис. 6.2.4. Принцип использования турбин с противодавлением (пример).

1 турбина, 2 генератор, 3 вырабатываемая электроэнергия, 4 пар давлением от 0,2 MPa до 2 MPa, подаваемый технологическим

потребителям и в теплообменники системы теплофикации, 5 возврат конденсата, 6 деаэратор

Кроме крупных паротурбинных электростанций находят применение и более мелкие КЭС и ТЭЦ мощностью от 1 MW до 100 MW. Такие станции весьма часто оказываются целесообразными в системах электроснабжения предприятий и городов, когда в них могут использоваться местные виды топлива (горючие отходы предприятий, измельченная древесина, торф и т. п.), или если потребители энергии находятся относительно далеко от мощных электростанций энергосистем. Паротурбинные электростанции потребляют воду главным образом для охлаждения конденсаторов, так как потери воды в замкнутой системе, состоящей из котла, турбины, конденсатора и вспомогательных узлов, относительно малы. В регионах с недостаточными ресурсами воды, а также при наличии дешевого газообразного или жидкого топлива, могут использоваться газотурбинные электростанции. Одна из возможных схем энергоблока такой станции приведена на рис. 6.2.5.

G

1 4

3 2

6

7 5

8

9

10

Рис. 6.2.5. Пример принципиальной технологической схемы газотурбинно-генераторного агрегата (существенно упрощенно).

1 газовая турбина, 2 компрессор, 3 камера сгорания, 4 генератор, 5 теплообменник, 6 газообразное или жидкое топливо, 7 воздух,

8 получаемая электроэнергия, 9 тепло, получаемое в виде горячей воды, 10 выхлопной газ

260

Газовые турбины (см. раздел 3.4) выпускаются номинальной мощностью от 1 MW до 340 MW, а мощность газотурбинных электростанций может достигать 1000 MW и даже больше. Так как газовые турбины могут запускаться намного быстрее, чем паровые (обычно за несколько минут), то газотурбинные агрегаты часто применяются в качестве резервных источников питания и для работы во время пиковой нагрузки энергосистем. Высокая температура выхлопного газа (обычно более 400 oC) позволяет использовать газотурбинные электростанции и для выработки тепла, как это показано на рис. 6.2.5. Они могут комбинироваться и с паровыми турбинами (рис. 6.2.6); кпд таких парогазовых электростанций в случае использования конденсационных паровых турбин составляет приблизительно 60 %.

G

1

2

5

6 7

9 8

G

7

3 9

4

Рис. 6.2.6. Пример комбинированного применения паровой и газовой турбин (существенно упрощенно). 1 газотурбинно-генераторный агрегат,

2 паровой котел, 3 паротурбинный агрегат, 4 конденсатор, 5 газотурбинное топливо, 6 котельное топливо, 7 воздух, 8 пар,

9 получаемая электроэнергия Первый в мире газотурбинно-генераторный агрегат (мощностью 4 MW) установил в 1939 году в качестве резервного источника электропитания на электростанции Нёшатель (Neuchâtel, Швейцария) электротехнический концерн Brown Boveri & Cie. (BBC). Самая мощная в мире газотурбинная электростанция (1400 MW с 20 агрегатами по 70 MW) была построена в 1983 в Рияде (Rijad, Саудовская Аравия). В случае относительно малой потребляемой мощности, когда применение паровых или газовых турбин себя не оправдывает, могут использоваться дизельные электростанции. Так как дизельные двигатели выпускаются в весьма широком диапазоне номинальных мощностей – от 1 kW до 10 MW, они могут предусматриваться как на малых стационарных электростанциях мощностью приблизительно до 200 MW, так и в перемещаемых агрегатах электропитания. Они могут запускаться за несколько секунд, что позволяет использовать их в качестве надежных быстродействующих резервных (аварийных) источников в системах электроснабжения ответственных потребителей (больниц, банков, правительственных и оборонных учреждений, установок связи и т. п.). Электрический кпд дизельных агрегатов составляет обычно приблизительно 40 %, но если использовать и выделяющееся тепло (аналогично ТЭЦ), то можно добиться результирующего кпд до 80 %.

261

Первую в мире дизельную электростанцию (с шестью агрегатами по 300 kW) построил в 1904 году в Киеве немецкий моторостроительный завод MAN (Maschinenfabrik Augsburg-Nürnberg). В Эстонии мелкие дизельные электростанции находили довольно широкое применение до возникновения Эстонской энергосистемы в качестве источников электропитания малых городов и поселков. Одна из самых современных дизельных ТЭЦ, с электрической мощностью в 1600 kW и тепловой мощностью в 1840 kW, была сооружена фирмой Сименс (Siemens AG) для здания Рейхстага в Берлине. Особенностью этой энергоустановки является аккумулирование летнего излишка тепла в подземном аккумуляторе, что позволило поднять годовой кпд установки до 90 %. Предполагают, что в 2010 году может начаться и более широкое применение ТЭЦ на топливных элементах, преимущественно с использованием батарей высокотемпературных топливных элементов мощностью от 10 kW до 1000 kW. Наиболее подходящим топливом для таких ТЭЦ считается природный газ, из которого в реформере может отделяться водород (рис. 6.2.7). Существуют и топливные элементы для прямого использования природного газа (метана).

CH4

2H2O4H2

CO2

2O2 (или воздух) 4H2O

1 2

3

4

6

7 5

600 oC …1000 oC

Рис. 6.2.7. Принципиальная технологическая схема топливноэлементной

ТЭЦ (пример). 1 реформер, 2 батарея топливных элементов, 3 инвертор, 4 теплообменник, 5 высокотемпературный теплоноситель (например, воздух), 6 получаемая электроэнергия, 7 получаемое тепло

В будущем топливноэлементные ТЭЦ могли бы стать местными источниками электро- и теплоснабжения зданий (в том числе и жилых), и их массовое применение означало бы переход на рассредоточенную выработку энергии одновременно с существенным уменьшением потерь энергии при ее передаче. Опытное использование топливных элементов в стационарных электроустановках началось в 1960-х годах. Наиболее крупная электростанция такого типа, основанная на топливных элементах с фосфорнокислым электролитом (4,8 MW, с кпд 29 %), была построена в 1982 году в Нью-Йорке (New York) и находилась в опытной эксплуатации в течение двух лет. Начиная приблизительно с 2000 года, многие электротехнические фирмы выпускают компактные топливноэлементные электростанции (включая ТЭЦ) электрической мощностью, главным образом, от 50 kW до 250 kW. Среди них заслуживает внимание малая ТЭЦ на высокотемпературных топливных элементах с оксидной мембраной, установленная концерном Сименс (Siemens AG) в 2003 году в городской сети Ганновера (Hannover, Германия); электрическая мощность этой ТЭЦ равна 225 kW, тепловая мощность – 160 kW, а результирующий кпд – 80 %.

262

6.3 АТОМНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Доля атомных электростанций (АЭС) в мировой выработке электроэнергии в 2004 году составляла около 16 % (см. рис. 6.1.3). Наиболее часто на АЭС используются энергоблоки с водо-водяными или кипящими реакторами электрической мощностью от 400 MW до 1400 MW (см. рис. 6.1.4); число энергоблоков находится обычно в пределах от одного до шести. На начало 2008 года на АЭС мира находились в эксплуатации 439 реакторов с суммарной электрической мощностью 372 GW. За 2007 год добавилось всего 3 новых реактора, а в связи с истечением предусмотренного срока службы было отключено 5 реакторов; в стадии сооружения находились 34 реактора. Наиболее крупный атомный энергоблок со сверхнадежным водо-водяным реактором третьего поколения электрической мощностью 1600 MW (подробнее см. раздел 3.8) должен вступить в строй на АЭС Олгилуодо (Olkiluoto) в Финляндии в 2011 году. В устройстве АЭС особое внимание уделяют обеспечению ядерной безопасности, то есть максимально возможному исключению возникновения утечки радиоактивных веществ или расплавления активной зоны реактора. В качестве примера на рис. 6.3.1 представлен принцип устройства энергоблока с водо-водяным реактором, в котором предусмотрены следующие барьеры безопасности:

1) в активной зоне реактора – циркониевая оболочка твэла с температурой плавления 1855 oC;

2) прочный стальной корпус реактора; 3) замкнутая объемная конструкция из специального (например, бористого)

бетона, поглощающего радиоактивное излучение, окружающая реактор, парогенератор и трубопроводы циркуляции воды;

4) прочная, обычно сферическая стальная оболочка, окружающая вышеназванные элементы и рассчитанная на давление, которое может возникать при авариях реактора или парогенератора;

5) железобетонный (иногда двойной) купол с общей толщиной стенок 2 m или больше, защищающий весь реакторный комплекс от возможных внешних воздействий (в том числе от налета самолетов, от любых ракет, имеющихся на вооружении стран мира и т. п.) и исключающий попадание радиоактивных веществ в окружающую среду в случае разрушения реактора;

6) фундаментная плита толщиной приблизительно 10 m, способная удержать расплавленный металл в случае полного расплавления реактора и исключить попадание его в почву.

На рисунке схематично показана также система аварийного охлаждения реактора и парогенератора, включающаяся в работу в случае нарушения нормальной циркуляции теплоносителя (воды). Нерадиоактивные части энергоблока (турбогенераторный агрегат, питательный насос парогенератора, часть водопровода и паропровода парогенератора) не накрыты защитным куполом.

263

3

G

1 2

4

5

7

8

9

6

10

Рис. 6.3.1. Принцип устройства энергоблока АЭС с водо-водяным

реактором (существенно упрощенно). 1 реактор, 2 парогенератор, 3 турбогенераторный агрегат, 4 расширительный бак воды,

5 запас воды для аварийного охлаждения, 6 вентиляция, 7 бетонная оболочка защиты от излучения, 8 прочная стальная

оболочка, 9 бетонный купол, 10 фундаментная плита На АЭС невозможно получение таких высоких параметров пара, как на топливосжигающих электростанциях. Например, в водо-водяных реакторах давление воды обычно не превышает 7 MPa, а ее температура на выходе из реактора – 300 oC, вследствие чего давление пара, получаемого в парогенераторе, остается в пределах от 4 MPa до 6 MPa, а его температура – в пределах от 250 oC до 300 oC. По этой причине и кпд АЭС ниже (обычно от 24 % до 26 %), а размеры турбин больше. Частотой вращения турбин выбирается часто не 3000 r/min, а 1500 r/min, и в составе энергоблока предусматривается не один, а два турбогенераторных агрегата. Требования к безопасности АЭС существенно повысились за последние 20 лет, особенно после Чернобыльской катастрофы, происшедшей в конце апреля 1986 года (см. раздел 3.8), из-за чего строительство новых АЭС стало дороже, а многие существующие АЭС, показатели безопасности которых невозможно

264

привести в соответствие с возросшими международными требованиями, пришлось вывести из эксплуатации. АЭС строятся главным образом в странах, не имеющих собственных ресурсов ископаемого топлива и для которых импорт обычных видов топлива может оказаться слишком дорогим (Япония, Франция, Швеция и др.). В пользу АЭС говорит также одно из их главных преимуществ – отсутствие выбросов в атмосферу двуокиси углерода и других продуктов горения. Именно по этой причине интерес к АЭС за последние годы заметно вырос и многие страны разработали новые национальные программы развития ядерной энергетики. Срок службы реакторов АЭС составляет обычно от 40 до 45 лет. После этого ядерное топливо из реактора удаляют и реактор консервируют. К демонтажу реактора можно приступить чаще всего только через 10...20 лет, когда фон радиоактивного излучения достигнет достаточно низкого уровня. Данные о производстве электроэнергии на АЭС по странам мира в 2004 году, взятые из статистического ежегодника ООН [1.20], приведены на рис. 6.3.2, а о выработке электроэнергии на АЭС на душу населения – на рис. 6.3.3.

США 813,3 TWh

Эстония 0 Другие страны 353,1 TWh 12,9 %

29,7 %

Мир 2 738,0 TWh

Германия 167,1 TWh 6,1 %

Франция 448,2 TWh 16,4 %

Россия 144,7 TWh 5,3 %Корейская Респ. 130,7 TWh 4,8 %

Великобритания 80,0 TWh 2,9 %

Канада 90,4 TWh 3,3 %Украина 81,4 TWh 3,1 %

Испания 63,6 TWh 2,3 %

Япония 282,4 TWh 10,3 %

Швеция 77,5 TWh 2,8 %

Рис. 6.3.2. Выработка электроэнергии на АЭС в странах, доля которых в мировой выработке этого вида электроэнергии составляет не менее 2 %

(в 2004 году)

265

4 MWh/cap. 3

0,43

1,75 0,137 0,053 0,015 0 8,62

7,42

4,54

4,39

2,83

2,73 2,77

2,72

1,49

2,21 2,16

2,57

2,02

1,74

1,34 1,18

1,83

0

1,81

4,34

3,66 3,16

1 0

Мир

Германия

Япония

Швеция

Литва

Швейцария

Франция

Словения

Финляндия

Бельгия

Великобритания Венгрия

Словакия

Испания

Канада

Сев. Америка Европа

Азия Южная Америка

Африка Океания

Корейская Респ.

Болгария

Украина

Чехия

США

Россия

Эстония

2

Тайвань

1,01

Изменения по сравнению

с предыдущим годом

Размер + –

До 0,2 %

Более 0,2 , до 2 %

Более 2, до 5 %

Более 5 %

Рис. 6.3.3. Выработка электроэнергии на АЭС на душу населения

в 2004 году (в странах, в которых этот показатель в два и более раза превышал среднемировой уровень)

Как показывает рис. 6.3.3, у соседей Эстонии (в Швеции, Финляндии, Литве и России) ядерная энергетика весьма развита. Это отражается и в большом количестве АЭС, располагающихся вокруг Балтийского моря (рис. 6.3.4).

266

водо-водяной реактор ( строящийся), кипящий реактор, реактор РБМК, тяжеловодяной реактор, реактор, выведенный из эксплуатации *Тепловая мощность реакторов

Ленинградская АЭС (Сосновый Бор) 4 × 1000 MW

Ignalina 2 × 1300 MW

Greifswald 4 × 440 MW

Olkiluoto 2 × 660 MW (+ 1600 MW)

Loviisa 2 × 440 MW

Forsmark 2 × 976 + 1100 MW

Ågesta 12 MW Paldiski 70 + 90 MW*

Halden 2 MW

Oskarshamn 460 + 600 + 1100 MW

Ringhals 820 + + 870 + 2 × 960 MW

Brunsbüttel 806 MW

Brokdorf 1395 MW

Barsebäck 2 × 600 MW

Stade 682 MWKrümmel 1310 MW

Рис. 6.3.4. АЭС, расположенные на побережье или вблизи Балтийского

моря – 2008 год Первая в мире АЭС введена в строй 27 июня 1954 года в Обнинске (в Калужской области России). На станции был установлен графитовый реактор тепловой мощностью 30 MW и электрической мощностью 5 MW (с кпд 17 %), разработанный для атомохода Обнинским научно-исследовательским институтом судостроения. Реактор работал до 2002 года. Первая АЭС, реакторы которой проектировались сразу для работы в энергосистеме, с 4 реакторами по 60,5 MW была пущена в 1956 году в Колдер Холле (Calder Hall, Великобритания); эта станция была закрыта в 2002…2003 годах. Реакторы электрической мощностью 1000 MW и более появились в 1973 году. Единственная АЭС в Балтийских странах, в Игналине (Ignalina, Литва), была пущена 1 марта 1984 года. На этой станции установлены два реактора типа РБМК, спроектированные на электрическую мощность 1500 MW, но фактически вырабатывавшие мощность 1300 MW. Так как эта станция не соответствует европейским требованиям ядерной безопасности, первый ее энергоблок был отключен 31 декабря 2004 года, а отключение второго блока предусмотрено в 2009 году. В феврале 2006 года премьер-министры Балтийских стран подписали протокол о намерениях по строительству новой АЭС на том же месте. Обсуждается возможность сооружения АЭС и в Эстонии.

267

6.4 ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Доля гидроэлектростанций (ГЭС) в мировой выработке электроэнергии в 2004 году составляла 16,5 % (см. рис. 6.1.3). На ГЭС для выработки электроэнергии используется энергия движущейся воды, проявляющаяся, как отмечено в разделе 2.6, � водяным стоком рек, � морскими приливами, � морскими волнами. К ГЭС относятся и гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), рассмотренные в разделе 5.3. Более 99,9 % гидроэлектростанций мира устроено на реках (речные ГЭС). Для сооружения ГЭС реку перекрывают плотиной, высота которой зависит от геологической структуры русла реки. Если река протекает в глубоком скалистом ущелье, то высота плотины может превышать 100 m (плотина Нурекской ГЭС на реке Вахш в Таджикистане имеет, например, высоту 300 m), но в случае равнинных рек она обычно не превышает нескольких десятков метров. Плотины малых ГЭС могут иметь высоту и в несколько метров. В случае высоких плотин, здание ГЭС обычно располагается за плотиной (приплотинная ГЭС, рис. 6.4.1), а в случае низких плотин (приблизительно до 30 m) может совмещаться с плотиной (русловая ГЭС, рис. 6.4.2).

1

2

3

4

Рис. 6.4.1. Принцип устройства приплотинной ГЭС (пример). 1 водохранилище (верхний бьеф), 2 бетонная плотина, 3 здание ГЭС

(машинный зал), 4 водосброс (нижний бьеф)

268

2

3 4 1

Рис. 6.4.2. Принцип устройства русловой ГЭС (пример). 1 водохранилище, 2 земляная (насыпная или намывная) плотина,

3 бетонная (водосливная) плотина и здание ГЭС, 4 водосброс Подвод воды из водохранилища к зданию ГЭС может осуществляться и при помощи подводящих (деривационных) каналов или труб. Пример безнапорной деривации приведен на рис. 6.4.3, а примером напорной (трубопроводной) деривации может служить рис. 5.3.1. Система безнапорной деривации использована, в частности, на Нарвской ГЭС мощностью 120 MW.

2

4

1

3 5

Рис. 6.4.3. Принцип устройства деривационной ГЭС. 1 водохранилище, 2 плотина, 3 деривационный канал, 4 здание ГЭС,

5 водосброс В состав комплекса ГЭС входят и различные дополнительные сооружения – шлюзы для обеспечения судоходства, шоссейные и железные дороги, проложенные по плотине, насосные станции водоснабжения и орошения, устройства обеспечения условий для прохода рыб к нерестилищам и т. п. Как уже отмечалось в разделах 3.9 и 3.12, размеры и материалоемкость гидротурбин и гидрогенераторов из-за их меньшей скорости вращения обычно намного больше, чем у паровых турбин и турбогенераторов. Однако они могут производиться в очень широком диапазоне номинальных мощностей – от нескольких киловатт до 800 MW. Число гидроагрегатов ГЭС зависит от мощности станции и может быть в пределах от одного до приблизительно тридцати (см., например, рис. 6.1.4). Кпд ГЭС обычно не ниже 90 %, а удельный

269

расход электроэнергии на собственные нужды обычно не превышает 0,5 %. Устройство ГЭС отличается простотой, надежностью и длительным сроком службы (до 100 лет, а часто даже дольше); расходы на эксплуатацию ГЭС низки, благодаря чему себестоимость их электроэнергии часто до 10 раз ниже, чем на тепловых электростанциях. Наиболее существенной проблемой при сооружении крупных ГЭС следует считать потерю сельскохозяйственных и лесных угодий на территории, уходящей под водохранилище, а также необходимость переселения людей с этой территории – со строительством новых городов и поселков. Например, при сооружении крупнейшей в мире ГЭС Санься (Sanxia) на реке Янцзы в Китае пришлось переселить 1,3 миллиона человек. В зависимости от стока и наклона рек, а также с учетом ограничения допускаемой площади водохранилищ, могут сооружаться ГЭС различной мощности. Крупными при этом обычно считаются ГЭС мощностью не менее 1000 MW, средними – ГЭС мощностью меньше 1000 MW, но не менее 100 MW, а малыми – ГЭС мощностью от 5 MW до 100 MW. При мощности ниже 5 MW можно говорить о мини-ГЭС, а при мощности ниже 0,5 MW – о микро-ГЭС. По этой классификации на реках Эстонии имеются, следовательно, только мини- и микро-ГЭС. Существуют и другие принципы классификации ГЭС по их мощности. Например, в обзоре по использованию возобновляемых ресурсов энергии [2.13] малыми считаются ГЭС мощностью от 1 MW до 10 MW. Соответственно по-другому определяются и мини-ГЭС (от 100 kW до 1000 kW), микро-ГЭС (от 1 kW до 100 kW) и, как новый класс, пико-ГЭС (от 0,1 kW до 1 kW). На одной и той же реке может быть несколько ГЭС, которые, во избежание больших изменений уровней водохранилищ, должны работать между собой достаточно согласованно. Такие комплексы, охватывающие иногда довольно большую территорию, называются каскадами ГЭС. Наиболее крупный такой каскад (мощностью 24,15 GW) сооружен на реке Колумбия (Columbia), которая вытекает из озера Колумбия на высоте 883 m от уровня моря в провинции Британская Колумбия (British Columbia) Канады, проходит через штат Вашингтон (Washington) США и впадает в Тихий океан, имея длину 2250 km (рис. 6.4.4). Свойства этой реки оказались для гидростроительства чрезвычайно выгодными, так как она проходит в ущельях скальных гор по малонаселенной территории и позволяет, следовательно, строить высокие плотины при малой площади водохранилищ. Мощность каскада в будущем может быть доведена приблизительно до 32 GW путем расширения существующих станций.

270

Mica 1805 MW

Grand Coulee 6809 MW

Rock Island 660 MW Rocky Reach 1287 MW

Lake Columbia +883 m

Revelstoke 1980 MW

Wells 840 MW

Chief Joseph 2620 MW

Тихий океан

Канада

Bonneville 1050 MW

Dalles 1780 MW

John Day 2160 MW McNary 980 MW

Priest Rapids 955 MW

Wanapum 1038 MW

США

Площадь бассейна 670 000 km 2

Расход воды у устья реки 8470 m3/s

Keenleyside 185 MW

Рис. 6.4.4. Гидроэлектростанции на реке Колумбия в 2008 году Крупнейшим в Европе является Волго-Камский каскад ГЭС мощностью 11 599 MW (на Волге 8827 MW, на Каме 2772 MW), изображенный на рис. 6.4.5. При модернизации гидроагрегатов мощность этого каскада может несколько увеличиться, однако технико-экономический гидроэнергетический потенциал этих рек можно считать полностью использованным.

271

Иванковская ГЭС 30 MW

Угличская ГЭС 110 MW Рыбинская ГЭС 330 MW

Нижегородская ГЭС 520 MW

Чебоксарская ГЭС 1404 MW Самарская ГЭС 2400 MW

+257 m

Саратовская ГЭС 1360 MW

Площадь бассейна 1 360 000 km2

Средний расход воды 8060 m3/s

Волгоградская ГЭС 2673 MW

Каспийское море

Камская ГЭС 504 MW

Воткинская ГЭС 1020 MW

Нижнекамская ГЭС 1248 MW

Рис. 6.4.5. Волго-Камский каскад ГЭС Крупнейший каскад Балтийских стран, состоящий из трех ГЭС суммарной мощностью 1534 MW и годовой выработкой электроэнергии приблизительно 3 TWh построен на Западной Двине (Daugava) в Латвии (рис. 6.4.6). Было предусмотрено строительство и четвертой ГЭС вблизи города Даугавпилса (Daugavpils), но из-за обоснованных протестов местного населения этот проект не был реализован.

Rīga 402 MW

Рижский залив

Россия Ėegums 264 MW

PĜaviĦas 868,5 MW

Беларусь

Литва

Площадь бассейна 87 900 km2

Расход воды 678 m3/s

Рис. 6.4.6. Каскад ГЭС на Западной Двине

272

В среднем течении Западной Двины (Республика Беларусь) предусматривается строить (приблизительно к 2015 году) три или четыре ГЭС меньшей мощностью. Вскоре самым крупным в мире станет каскад ГЭС на реке Янцзы в Китае, на котором, кроме строящейся ГЭС Санься (Sanxia) и существующей ГЭС Гезоуба (Gezhouba, 2700 MW), запланированы 12 крупных станций в верхнем течении реки (в Сино-Тибетских горах) общей мощностью около 60 GW. Наилучшими гидроэнергетическими показателями в мире обладает река Ангара: почти равномерный сток в течение всего года обеспечивает озеро Байкал. Общая мощность трех существующих ГЭС Ангарского каскада (Иркутской, Братской и Усть-Илимской) в начале 2008 года составляла 9482 MW. Вблизи устья реки сооружается Богучанская ГЭС (1620 MW), которая должна вступить в строй в 2010 году. В Эстонии в начале 2008 года существовало более 20 мелких ГЭС общей мощностью 5,2 MW. Наиболее крупной из них является ГЭС Линнамяэ (Linnamäe, 1,152 MW) на реке Ягала (Jägala), построенная в 1924 году, взорванная во время войны в 1941 году и восстановленная в 2002 году. В 2006 году гидроэлектростанции Эстонии вырабатывали 13,5 GWh электроэнергии, что составляет 0,14 % всей выработки электроэнергии в стране [6.1]. Идейным основоположником гидроэнергетики считается президент Института чугуна и стали Великобритании Уильям Сименс (William Siemens, 1823–1883), который в 1877 году в своем президентском выступлении выдвинул идею возможного использования гидроэнергии рек для получения электроэнергии и рекомендовал, в частности, соорудить мощную ГЭС у Ниагарского водопада, с которым он специально знакомился. Первую ГЭС мощностью приблизительно 3 kW построил в 1878 году английский промышленник и меценат науки лорд Уильям Джордж Армстронг (William George Armstrong, 1810–1900) для питания электродуговой осветительной установки галереи живописи своего дворца в Крегсайде (Cragside, Northumberland, Великобритания). Первая ГЭС общего пользования также была сооружена в Англии – в Годалминге (Godalming) на реке Уэй (Wey) в 1881 году; на этой ГЭС были установлены два генератора Сименса постоянного тока общей мощностью приблизительно 6 kW [6.2]. В том же 1881 году началось и использование Ниагарского водопада для получения электроэнергии. Гидроэлектростанции США и Канады, расположенные рядом с водопадом, постоянно усовершенствовались в течение более 100 лет, а полученный при этом опыт использовался при сооружении других мощных ГЭС. С 1998 года мощность ГЭС на канадской стороне (Sir Adam Beck) составляет 1804 MW, а на стороне США (Robert Moses), вместе с ГАЭС Льюистон (Lewiston) –2640 MW. В Эстонии первый генератор, присоединенный к общей трансмиссии, приводимой гидротурбиной, был установлен в 1882 году на Кренгольмской мануфактуре (Kreenholm) в Нарве, а в 1893 году вступила в строй ГЭС цементного завода в Кунда (Kunda) мощностью 210 kW, которая на тот момент была самой крупной в Российской империи. Кроме гидроэнергии рек имеются реальные возможности использования и энергии морских приливов путем сооружения приливных электростанций (ПЭС). На начало 2008 года в мире действовало около 10 ПЭС, из которых самыми крупными являлись � ПЭС Ранс (Rance) в устье реки того же названия во Франции мощностью

240 MW (с 24 горизонтальными гидроагрегатами по 10 MW), принятая в эксплуатацию в 1966 году,

� ПЭС Аннаполис Рояль (Annapolis Royal) в устье реки Аннаполис, впадающей в залив Фанди (Fundy Bay) в Канаде, мощностью 20 MW (с одним гидроагрегатом),

273

� ПЭС Цянься (Jianxia) на берегу Восточно-Китайского моря в Китае, мощностью 10 MW.

Наиболее существенной проблемой при сооружении ПЭС считаются большая материалоемкость и высокая стоимость плотины, отделяющей бассейн ПЭС от моря. Поэтому сооружение более крупных ПЭС в настоящее время еще себя не оправдывает, хотя проекты на них составлены (например, имеется проект Мезенской ПЭС мощностью 11,4 GW на Белом море). В 2003 году в Великобритании начались опытные исследования по бесплотинным ПЭС, в которых используются подводные пропеллерные турбины, приводимые во вращение движением воды во время прилива и отлива. Первые опытные турбины такого типа мощностью 300 kW были установлены в Великобритании и Норвегии, а в марте 2008 года в Бристольском заливе (Bristol, Великобритания), вблизи устья реки Северн (Severn), был установлен первый промышленный агрегат мощностью 1,2 MW. Предполагается, что в будущем могут изготовляться такие агрегаты мощностью до нескольких мегаватт. Еще труднее использовать энергию морских волн. Существует несколько конструктивных решений плавающих и неподвижных волновых электростанций (ВлЭС) мощностью от нескольких десятков киловатт до нескольких мегаватт, которые в настоящее время проходят опытные или опытно-промышленные испытания. В 2006 году вблизи города Повоа де Варзим (Póvoa de Varzim, Португалия) была принята в коммерческую эксплуатацию первая очередь ВлЭС Агусадора (Aguçadora) мощностью 2,25 MW типа Пеламис (Pelamis), состоящая из трех секций по 750 kW. Каждая секция представляет собой длинный ряд плавающих цилиндров диаметром 3,5 m, последовательно соединенных между собой при помощи гидравлических шарнирных механизмов. В этих механизмах энергия качания цилиндров сначала преобразуется в механическую энергию гидродвигателя, а затем в электроэнергию. Длина секции равна 142 m. К 2015 году планируется повысить мощность этой станции до 525 MW. Другим перспективным типом считаются гидропневматические ВлЭС, в которых волны по сужающемуся каналу направляются в напорное устройство, где возникает переменное сжатие и разрежение воздуха, благодаря чему приводится в движение воздушная турбина. Термин Пеламис происходит от латинского названия одной из разновидностей морских змей (Pelamis platurus). Возможности использования гидроэнергоресурсов в разных странах существенно различаются. Самую дешевую гидроэлектроэнергию могут дать ГЭС, сооруженные на горных реках с большим уклоном и мощным стоком; из европейских стран такие благоприятные условия имеются, например, в Норвегии, Швеции, Австрии, Швейцарии и Исландии. Данные о странах, производящих наибольшее количество гидроэлектроэнергии (не менее 2 % от общемировой выработки) приведены на рис. 6.4.7, а данные о производстве гидроэлектроэнергии на душу населения – на рис. 6.4.8.

274

Канада 341 TWh

Эстония 0,022 TWh 0,0007 %

Другие страны 909 TWh 31,5 %

11,8 %

Мир 2 890 TWh

Россия 178 TWh 6,2 %

Китай 351 TWh 12,1 %

Норвегия 109 TWh 3,8 %Япония 103 TWh 3,6 %

Франция 65 TWh 2,2 %2,4 %

Индия 85 TWh 2,9 %

Бразилия 321 TWh 11,1 %

США 298 TWh 10,3 %

.

Венесуэла 70 TWh

Швеция 60 TWh 2,1 %

Рис. 6.4.7. Крупнейшие производители гидроэлектроэнергии в 2004 году

275

4 MWh/cap. 2

0,45

1,51 1,35

1,01 0,20

0,10

24,59

23,81

5,95

2,17

10,67

3,04

2,62

2,88

2,05

2,68

1,89

1,01

0,016

1,53

1,74 1,59

1,51 1,46

1,76

1,54

8,62

1,35 1,34

1,08

1,32 1,24

1 0 Мир

Кыргызстан

Грузия

Финляндия Суринам

Швеция

Норвегия

Швейцария

Исландия

Канада

Сербия и Черногория

Франция

Бутан

Южная Америка Океания

Северная Америка Европа

Азия Африка

Парагвай

Новая Зеландия

Австрия

Словения

Хорватия

Уругвай

Венесуэла

Люксембург

Таджикистан

Россия

Коста-Рика

Бразилия

Эстония

Босния и Герцеговина

Панама

Албания

США Португалия

Чили

1,39 Латвия

3

6,69

4,81

4,80

2,77

1,19

0,97

Изменения по сравнению

с предыдущим годом

Размер + –

До 0,2 %

Более 0,2 , до 2 %

Более 2, до 5 %

Более 5 %

Рис. 6.4.8. Выработка гидроэлектроэнергии на душу населения в 2004 году

(в странах, где этот показатель в два и более раза превышал среднемировой уровень)

276

6.5 ВЕТРЯНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Доля ветряных электростанций (ветроэлектростанций, ВЭС) в мировой выработке электроэнергии в 2004 году составляла всего 0,5 % (см. рис. 6.1.3), но этот тип электростанций в настоящее время быстро развивается, а их доля в выработке электроэнергии растет. На современных крупных ветроэлектростанциях используются ветряные турбины с генераторами мощностью от 0,6 MW до 6 MW, и все чаще предпочитаются более мощные агрегаты. Эта тенденция наглядно иллюстрируется ростом средней мощности ветроагрегатов, устанавливаемых на новых ВЭС. В качестве примера на рис. 6.5.1 приведены данные о росте средней мощности ветроагрегатов, установленных в Германии начиная с 1987 года. Однако сооружаются и меньшие ВЭС, на которых мощность ветроэлектроагрегатов может быть значительно ниже (даже до нескольких киловатт).

1987 ’88 ’89 ’90 ’91 ’92 ’93 ’94 ’9 5 ’96 ’97 ’98 ’99 2000 ’01 ‘02

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0

MW

Рис. 6.5.1. Рост средней мощности ветроагрегатов, установленных в Германии, по годам с 1987 года [6.3]

Количество ветроагрегатов на ВЭС находится обычно в пределах от нескольких единиц до нескольких сотен, но существуют также одноагрегатные ВЭС. Так как ротор ветряной турбины вращается относительно медленно (от нескольких оборотов до нескольких десятков оборотов в минуту), то в ветроагрегате между турбиной и генератором обычно установлен редуктор (рис. 6.5.2,a), но по соображениям повышения надежности и упрощения эксплуатации могут использоваться и безредукторные агрегаты с многополюсными тихоходными генераторами (рис. 6.5.2,b).

277

a b

G G R

Рис. 6.5.2. Принцип устройства редукторных (a) и безредукторных (b) ветроагрегатов. G генератор, R редуктор

Так как оптимальная частота вращения турбины зависит от силы ветра, то и частота вращения генератора ветроагрегата изменяется во времени и не соответствует постоянной частоте электрической сети. С учетом этого обстоятельства, для соединения ВЭС с сетью в настоящее время находят применение главным образом три вида генераторов: � асинхронный генератор с короткозамкнутым ротором (рис. 6.5.3), � асинхронный генератор с фазным ротором (рис. 6.5.4), � синхронный генератор, включаемый в сеть через преобразователь частоты,

выходная частота которого равна частоте сети (рис. 6.5.5).

G

1 2 3 4

5

Рис. 6.5.3. Ветроагрегат с короткозамкнутым асинхронным генератором. 1 ротор турбины, 2 редуктор с регулируемым передаточным числом,

3 генератор, 4 электрическая сеть, 5 конденсаторная батарея для генерирования реактивной мощности

278

G

1 2 3 4

5 ~~

Рис. 6.5.4. Ветроагрегат с асинхронным генератором, имеющим фазный ротор. 1 ротор турбины, 2 редуктор, 3 генератор, 4 электрическая

сеть, 5 преобразователь частоты

G

1 2 3 4

~~

5 ~

Рис. 6.5.5. Безредукторный ветроагрегат с тихоходным синхронным генератором. 1 ротор турбины, 2 генератор, 3 преобразователь

частоты, 4 электрическая сеть, 5 выпрямитель для питания обмотки возбуждения генератора

Так как сила ветра колеблется в больших пределах как в течение года, так и в течение суток, то ВЭС не могут работать длительно с полной нагрузкой, как, например, атомные электростанции. Обычно эквивалентное время использования номинальной мощности ВЭС находится, в зависмости от географического местоположения, в пределах от 1500 h/a до 3000 h/a, но имеются и регионы, например, в Калифорнии (California, США), где этот показатель доходит до 4000 h/a. Стоимость сооружения ВЭС за последние 10 лет существенно снизилась и в настоящее время сравнима со стоимостью топливосжигающих электростанций или даже ниже. В 2005 году она составляла от 900 €/kW до 1150 €/kW, благодаря чему и себестоимость электроэнергии, получаемой от ВЭС, приближается к себестоимости электроэнергии теплоэлектростанций. В последнем обзоре по использованию возобновляемых энергоресурсов мира [2.13] себестоимость электроэнергии на ВЭС с агрегатами мощностью от 1 MW до 3 MW находится в пределах от 0,03 €/kWh до 0,06 €/kWh. Исходя из срока службы ветроагрегата (от 20 до 30 лет) вычислено, что в течение своего срока службы ветроагрегат дает от 60 до 80 раз больше энергии, чем было затрачено на его изготовление. Благодаря всему этому мощность ВЭС во всем мире растет очень быстро (см. рис. 6.5.6) и в программе WindForce 12 (‘Сила ветра 12’) [6.4] прогнозируется, что к 2020 году их доля в мировой выработке электроэнергии достигнет 12 %. Можно отметить, что суммарная мощность ВЭС растет фактически несколько быстрее, чем

279

предполагалось по прогнозам Европейской ассоциации по ветроэнергетике (European Wind Energy Association, EWEA).

1980 1990 2000 2010 2020

10 000GW

1000

100

10

1

0,1

2

46

8

P

Первоначальный прогноз EWEA

Цель Wind Force 12: покрыть в 2020 году 12 % электро-потребления мира при помощи ВЭС

Рис. 6.5.6. Рост суммарной мощности ВЭС в мире (на конец каждого года) Мощность наиболее крупных ВЭС в настоящее время находится в пределах от нескольких десятков до нескольких сотен мегаватт, и в конце 2007 года в мире было уже более 40 ВЭС, мощность которых превышала 100 MW. Составлены также проекты на сооружение ВЭС мощностью более 1000 MW. В таблице 6.5.1 представлены данные о 10 наиболее крупных ВЭС мира на начало 2008 года.

280

Таблица 6.5.1. 10 крупнейших ВЭС мира на начало 2008 года

Название Страна Мощность MW

Год сооружения

Horse Hollow США (Texas) 736 2006 Sweetwater США (Texas) 585 2007 Capricorn Ridge США (Texas) 364 2007 Buffalo Gap США (Texas) 353 2006 Maple Ridge США (New York) 322 2006 Stateline Wind Project США (Washington

ja Oregon) 300 2002

King Mountain США (Texas) 281 2003 Wild Horse США (Washington) 229 2006 Blue Canyon США (Oklahoma) 225 2005 Lake Benton США (Minnesota) 210 1999

В Эстонии на 1 апреля 2008 года имелось 7 ВЭС мощностью более 100 kW (см. рис. 2.7.1), основные данные которых представлены в таблице 6.5.2.

Таблица 6.5.2. Крупнейшие ВЭС Эстонии на март 2008 года

Местонахождение Число и мощность ветроагрегатов

MW

Год сооружения

Viru-Nigula 8 × 3,0 = 24,0 2007 Pakri 8 × 2,3 = 18,4 2005 Esivere 4 × 2,0 = 8,0 2005 Virtsu 3 × 0,6 + 0,8 = 2,6 2008 Üüdibe 4 × 0,5 = 2,0 2004 Sääre 2 × 0,225 = 0,45 2004 Tahkuna 0,15 1997

Изменчивый характер ветра (от безветрия до шторма) с внезапными спадами и повышениями приводит к большим колебаниям мощности, отдаваемой в сеть ветроэлектростанциями. В энергосистеме эти колебания и внезапные спады должны компенсироваться другими электростанциями. Лучше всего это осуществляется гидроэлектростанциями (включая ГАЭС), но в энергосистемах, где мощность ГЭС для этой цели недостаточна, могут возникать существенные затруднения. Поэтому суммарная мощность ВЭС в конкретной энергосистеме обычно имеет некоторое максимально допускаемое значение, которым в настоящее время считается приблизительно 20 % от всей мощности системы. Эта проблема могла бы решаться при помощи аккумуляторов энергии, (электрических аккумуляторов, подземных резервуаров сжатого воздуха, производством водорода в электролизных установках и т. п.). В настоящее время ведутся поиски экономически приемлемых систем аккумулирования энергии.

281

Чтобы улучшить возможности параллельной работы ВЭС с другими электростанциями энергосистем, планируется объединение всех сооружаемых мощных морских и прибрежных ВЭС Западной Европы в одну ветроэнергетическую систему, в которой колебания мощности отдельных ВЭС могли бы друг друга компенсировать. Такая система работала бы с намного более равномерной мощностью и не вызывала бы, следовательно, таких проблем при параллельной работе с другими энергосистемами, как отдельные ВЭС. Данные о мощности ветряных электростанций в странах мира, в наибольшем объеме использующих энергию ветра, приведены на рис. 6.5.7, а мощность ВЭС на душу населения – на рис. 6.5.8 [6.5].

Испания 15 145 MW

6,4 %

Индия 8 000 MW 8,5 %

Германия 22 247 MW

17,9 %

Дания 3 125 MW 3,3 %Италия 2 726 MW

16,1 %

Эстония 58 MW 0,062 %Другие страны 13 008 MW 13,8 %

США 16 818 MW

23,6 %

Мир 94 112 MW

2,6 %Франция 2 454 MW 2,6 %Великобритания 2 389 MW

2,9 %

Китай 6 050 MW

2,3 %Португалия 2 150 MW

Рис. 6.5.7. Мощность ВЭС в конце 2007 года в странах, обладающих по

меньшей мере 2 % суммарной мировой мощности ВЭС

282

0 20 40 60 80 100 W/cap.

Мир

Европа

14,277,9

Дания

574

Германия

334

Испания

Нидерланды

190Австрия

Люксембург

86 Новая Зеландия

78

Швеция

78Греция

73

Эстония

Португалия

56Норвегия

56США

4643

Италия

39

Сев. Америка33,1

Южная Америка 0,83Азия 4,03

Африка 0,49

270

201

Ирландия

118

106

Австралия

Великобритания

Океания36,0

40

Канада

71

Франция 40

Рис. 6.5.8. Мощность ВЭС на душу населения в конце 2007 года.

Представлены страны, где этот показатель по меньшей мере в два раза превышает среднемировое значение

283

Первую в мире ветроэлектростанцию соорудил в 1888 году американский изобретатель и предприниматель Чарлз Френсис Браш (Charles Francis Brush, 1849–1929) в Кливленде (Cleveland, штат Огайо) для электропитания своего дома. Станция состояла из 144-лопастной ветряной турбины диаметром в 17 m, двухступенчатой зубчатой передачи, генератора постоянного тока мощностью 12 kW и аккумуляторной батареи и действовала безотказно 20 лет. В 1897 году преподаватель Асковского народного университета (Askov, Дания), метеоролог Поуль ля Кур (Poul la Cour, 1846–1908) построил ВЭС мощностью приблизительно 5 kW, состоявшую из двух похожих на ветряные мельницы ветроагрегатов, и использовал ее для получения водорода путем электролиза воды (водород он использовал для газовых ламп своего учебного заведения). Он стал подробно изучать технические свойства ветряных турбин, пропагандировал применение ветряной энергии и основал первый в мире журнал по ветроэнергетике. В результате этого в начале 20-го века в Дании началось широкое применение ветроэлектроагрегатов мощностью от 20 kW до 35 kW, и в 1918 году в этой стране действовало уже 120 таких агрегатов общей мощностью 3 MW. Для получения переменного тока в Германии в 1922 году стали оборудовать ветроэлектроагрегаты асинхронными генераторами. В 1930-х годах в мире было построено несколько опытных ветроагрегатов мощностью до 100 kW. Однако по своим технико-экономическим показателям ВЭС тогда еще не могли конкурировать с более мощными тепло- и гидроэлектростанциями, вследствие чего до 1970-х годов они не находили сколько-нибудь широкого применения. Положение изменилось в 1973 году, когда разразился всемирный энергетический кризис, вызванный внезапным удорожанием нефти и нефтепродуктов, а также других видов топлива. Чтобы исследовать возможности и координировать усилия по применению альтернативных энергоресурсов, в том числе ветра, в разных странах были созданы соответствующие правительственные или поддерживаемые правительствами центры. В США, например, уже в 1973 году учредили энергетический департамент (Department of Energy, DOE), а в 1974 году – Американскую ассоциацию ветроэнергетики (American Wind Energy Association, AWEA). Первая в мире государственная программа по возрождению и развитию ветроэнергетики была принята в 1976 году в Дании. В США были предложены настолько льготные условия для сооружения ВЭС и для выработки ветроэлектроэнергии, что во многих штатах, и прежде всего в Калифорнии (California), с 1980 года началось почти лихорадочное строительство ВЭС. В 1985 году в Калифорнии имелось уже более 100 различных ВЭС с ветроагрегатами мощностью от 25 kW до 250 kW, а мощность некоторых ВЭС превышала 100 MW. В 1982 году была создана Европейская ассоциация ветроэнергетики (European Wind Energy Association, EWEA), и в 1985 году началось быстрое техническое развитие ветроэнергетических установок во всем мире. В Эстонии первая ВЭС, отдающая электроэнергию в сеть (мощностью 150 kW), была сооружена в 1997 году на полуострове Тахкуна (Tahkuna) на острове Хийумаа (Hiiumaa); в 2001 году была создана Эстонская ассоциация ветроэнергетики. Можно отметить, что с 1986 года по 1990 год в селе Вятта (Vätta) на острове Сааремаа (Saaremaa) работала опытная ВЭС Института ветроэнергии СССР, на которой испытывались различные ветряные турбины мощностью от 4 kW до 30 kW российского производства. В 1989 году суммарная мощность ветроагрегатов составляла 346 kW, в связи с чем эта ВЭС в то время являлась крупнейшей в СССР.