Гидроаккумулирующие электростанции – высокоманевренные и многофункциональные электрогенерирующие обьекты энергосистемы

Суточная неравномерность электрической нагрузки в энергосистеме создает технические проблемы, связанные с необходимостью обеспечения соответствия производства и потребления электроэнергии. В статье проанализированы способы управления этими процессами. Один из них предусматривает использование традиционных источников энергии с применением к потребителям экономических мер. Другой способ предполагает аккумулирование энергии с помощью гидроаккумулирующих электростанций. Рассмотрен возможный эффект от применения данного вида электростанции. 

Потребление электроэнергии в индустриально развитых странах на нужды производства и быта происходит  в  соответствии  с  жизненным  ритмом  человека,  который  имеет  суточные,      недельные и месячные циклы. Производство, распределение и потребление электроэнергии осуществляется одновременно, поэтому при планировании производства (выработки) электроэнергии необходимо следовать режиму потребления электроэнергии во времени, то есть графику электрической нагрузки.

Суточная неравномерность нагрузки, наличие пиков и резких снижений уровня электропотребления создает технические проблемы для энергопроизводящих организаций, связанные с необходимостью обеспечения соответствия производства и потребления электроэнергии. Для согласования  этих процессов возможен один из следующих способов управления:

  1. процесс производства следует за процессом потребления электроэнергии, и наоборот – применяется административное или экономическое воздействие на потребителей электроэнергии (потребители- регуляторы);
  2. накопление излишков энергии в период минимального потребления (провала графика нагрузок) и ее выдача в период максимального потребления, то есть аккумулирование энергии [1].

В первом случае обеспечивается оптимизация суточных режимов всех типов электростанций для покрытия суточного графика нагрузки с заданной степенью надежности и качества электроэнергии. При этом графики потребления электроэнергии современных энергосистем отличаются высокой степенью неравномерности,  что   создает   трудности   как   с   покрытием   пиков,   так   и,   в   большей   степени, с прохождением ночных провалов суточных графиков нагрузки. Поэтому при недостаточной мощности специализированных маневренных источников энергии, в первую очередь гидроэлектростанций (ГЭС) и газотурбинных электростанций (ГТЭС), для регулирования суточного графика нагрузки привлекаются конденсационные электростанции (КЭС) с крупноблочным оборудованием и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) с учетом необходимости выполнения теплового графика в зимний период. Но они имеют относительно небольшой диапазон регулирования мощности и малую скорость реагирования на изменяющуюся нагрузку, для которых разгрузка в часы ночного снижения нагрузок становится проблемой.

Технологический минимум нагрузки энергоблоков КЭС на твердом топливе с жидким шлакоудалением (ЭГРЭС-1, 2) составляет 75% номинальной мощности. Нижние пределы загрузки ТЭЦ на органическом топливе, при работе по тепловому графику в зависимости от типа агрегата (Т или ПТ) составляют   66-86%   от   максимальной   нагрузки   в   зимний   рабочий   день,   мощность   же   турбин с противодавлением (Р) определяется их тепловой нагрузкой (не регулируется) [2]. К тому же, на действующих ТЭС регулировочный диапазон агрегатов снижается, в связи со старением оборудования и снижением качества поставляемого топлива [1] (повышение зольности Экибастузского угля). В случае достижения технологического минимума нагрузки энергоблоков КЭС их можно остановить как на время ночного провала нагрузки, так и на выходные дни. Но при необходимости они не могут быть оперативно запущены (время пуска возрастает в зависимости от времени простоя), к тому же следует учитывать пусковые потери топлива. При этом из-за частого останова-пуска происходит ускоренный износ теплового оборудования из-за температурного перенапряжения, которое образуется при неравномерном тепловом состоянии элементов и последующим их остыванием с разной скоростью [1].

Здесь также  затрагиваются  интересы  потребителей,  когда  к ним  применяется административное и экономическое воздействие через стимулирующие дифференцированные тарифы – юридические лица обязаны перейти на дифференцированные трехзонные (дневные, вечерние и  ночные)  тарифы, физические же лица принимают уже двухзонные (дневные и ночные) тарифы, но по своему усмотрению. При том, что тарифы на электроэнергию варьируются в разных Региональных Электросетевых Компаниях  (РЭК),  пропорции  остаются  одинаковыми  –  дневные  тарифы  приблизительно  в  4   раза, а вечерние в 8 раз дороже ночных. Основное назначение дифференцированных тарифов по зонам суток - это стимулирование потребителей к энергосбережению и к смещению дневных и вечерних максимальных (пиковых) нагрузок в ночную зону, для уплотнения и уменьшения неравномерности суточного графика нагрузок (увеличения размеров базисной зоны графика). Вследствие чего, из-за перераспределения нагрузки должны высвободиться резервы маневренной мощности, повыситься  КПД и улучшиться технико-экономические показатели тепловых электростанций в суточном разрезе (переход в базовый режим), а также разгрузиться электросети в часы максимальных нагрузок.

Тарифы для физических лиц также зависят от объема потребления электроэнергии, и переход на них подталкивает потребителей к внедрению энергосберегающих режимов и технологий. Использование же дифференцированных тарифов по зонам суток, в данном случае, будет способствовать энергосбережению (во время пиковых нагрузок) и снижению ночного провала графика нагрузки, но значительного эффекта, скорее всего не произведет, т.к.:

  • большинство крупных предприятий (потребителей) имеют свои характерные, для определенной отрасли промышленности, суточные и годовые графики нагрузок, определяемые технологическим процессом производства, которые не могут кардинально изменяться (перераспределяя нагрузку, находящуюся в пиковой зоне суточного графика нагрузки);
  • многие малые односменные предприятия (достаточно энергоемкие) с переходом на трехуровневый тариф переводятся на ночной режим работы, для уменьшения себестоимости продукции, но при массовом переходе предприятий на ночную смену, неизбежно, увеличится вероятность ошибочных действий персонала и соответственно аварийных и несчастных случаев;
  • основная масса физических лиц (коммунально-бытовая нагрузка) достаточно консервативна для изменения своих жизненных ритмов;
  • применение электроэнергии    в    периоды    «ночного    провала»    для    целей    теплоснабжения, с использованием гибридных отопительных систем, переоборудованных из индивидуальных отопительно-варочных печей и местных котельных, вносит свои коррективы в зимний суточный график нагрузок энергосистемы. Ночью отопление работает на электроэнергии по ночному низкому тарифу, а днем и вечером на твердом или жидком топливе, при этом происходит добавление электрической нагрузки в ночной зоне, но не ее перераспределение. Поэтому в летний неотапливаемый   период   неравномерность   суточного   графика    нагрузки    вновь уменьшится (до 0,55 в Алматинской энергосистеме), при общем снижении летнего минимума, в отдельных областях до 55-60%, от зимнего максимума [3].

Второй способ согласования соответствия производства и потребления электроэнергии более перспективен и в последние десятилетия в мировой практике находит все более широкое применение [1]. Из всех возможных способов аккумулирования энергии (одни из них находятся в стадии научно- теоретических исследований, другие в виде опытных образцов, а третьи не обладают достаточной мощностью и энергоемкостью) практически во всем мире почти исключительное распространение получило гидроаккумулирование. В энергосистемах в качестве крупных накопителей используются в первую очередь ГЭС с зарегулированной гидравлической мощностью, которые накапливают потенциальную энергию воды в водохранилищах за счет естественного стока рек. При отсутствии технической возможности сооружения ГЭС с зарегулированным водохранилищем, одним из возможных и  наиболее   эффективных   решений  является   использование   гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС).

ГАЭС обладают максимальными маневренными возможностями: быстрым набором и сбросом нагрузки, большим диапазоном регулирования, равным сумме насосной и турбинной мощности [4], поэтому они могут участвовать в резервировании во всех временных диапазонах, в качестве первичного, вторичного или третичного резерва [1]. Потребление в насосном режиме излишней генерирующей мощности из энергосистемы, в первую очередь, вырабатываемую ТЭС и АЭС во время ночного провала или в дневные кратковременные периоды снижения нагрузки, является исключительной функцией ГАЭС (при этом обеспечивается базовый экономичный и безопасный характер работы ТЭС и АЭС).

Когда  собственных  регулирующих  возможностей  электросетевых  компаний  (синхронные   (СК) и статические (СТК) компенсаторы, устройства продольной компенсации (УПК), шунтирующие реакторы и др.) недостаточно [1], важной технологической функцией ГАЭС является возможность регулирования реактивной мощности как в активных режимах (турбинном и насосном), так и в режиме СК.

Во многих случаях крупные центры энергопотребления значительно удалены от специализированных маневренных электростанций (ГЭС, ГТЭС). ГЭС привязаны к географическим областям с гидроэнергетическими ресурсами и с соответствующими топографическими и геологическими условиями, строительство же ГТЭС экономически целесообразно в районах добычи нефти или газа. В отличие от них вероятность размещения в непосредственной близости от центров нагрузки у ГАЭС намного больше (они не зависят от гидроэнергоресурсов и топливной составляющей), необходимы только специфические топогеологические условия, наличие двух бассейнов – верхнего (аккумулирующего) и нижнего (питающего), расположенных на разных уровнях и желательно на относительно  небольшом  расстоянии  друг  от  друга.  Бассейны  могут  быть  как  естественными,   так и искусственными, для которых при отсутствии естественной приточности необходима незначительная подпитка водой (нижнего или верхнего бассейна) для компенсации потерь на фильтрацию и испарение, т.е. вода, используется почти в замкнутом цикле.

Создаваемые водохранилища ГАЭС (суточного аккумулирования) представляют некоторую нагрузку на природную среду, однако степень этой нагрузки значительно меньше, чем от водохранилищ обычных ГЭС. Поскольку размеры наземных водоемов ГАЭС, как правило, незначительны, то их создание: сопровождается относительно небольшим изъятием сельскохозяйственных и лесных угодий; практически не влечет изменений местного климата; не провоцирует появление или усиление сейсмической деятельности [1].

Опыт зарубежных энергосистем показывает, что доля всех высокоманевренных электростанций должна составлять не менее 25% от суммарной установленной мощности энергосистемы [1], тогда как в Казахстане доля всех ГЭС и ГТЭС составляет 17% [5] (около 18% с учетом ввода новых мощностей в 2011г [6]). Но не все ГЭС имеют зарегулированный сток, работая в базовом режиме. К тому же существуют регионы, зависимые от балансовых перетоков мощности пиковых электростанций – это центральные и северные районы Казахстана.

Если рассмотреть в качестве дополнительного решения балансирование мощности (частично) Центрального и Северного Казахстана с помощью ГАЭС, расположенной в этом же регионе (благоприятные топографические условия), возможно, это способствовало бы комплексному решению ряда энергетических, топливно-энергетических, экологических и водохозяйственных проблем, что соответствует концепции баланса «экономика-энергетика-экология» [7].

  1. При расположении   на   транзитных   общесистемных   связях,   ГАЭС   может       участвовать в регулировании   режимов    энергосистемы    в    целом,    обеспечивая    требуемые    значения частоты и напряжения.
  2. Позволит снизить балансовые перетоки мощности с каскада крупных ГЭС расположенных на востоке и ГТЭС расположенных на западе  и юго-западе,  на  расстоянии нескольких сотен километров, и соответственно уменьшить потери мощности и электроэнергии, разгрузить ВЛ. Также увеличилась бы надежность электроснабжения в часы максимальных нагрузок, т.к. с уменьшением протяженности ВЛ, понизилась бы  вероятность  технологических и аварийных отказов, в результате  стихийных    бедствий и определенных погодных условий («пляска» проводов).
  3. В ближайшее время в структуре генерирующих мощностей  планируется  увеличение  доли ТЭС с крупноблочным и теплофикационным маломаневренным оборудованием в связи со строительством ряда КЭС и ТЭЦ. Также будет проведена модернизация на существующих тепловых электростанциях с повышением располагаемых мощностей до проектных [5]. С учетом способности  осуществлять двойное регулирование как генерации, так и нагрузки ГАЭС дополнительно окажет влияние на оптимизацию режимов работы теплоэнергетического оборудования как на КЭС с крупноблочным маломаневренным оборудованием, так и на несущих тепловую нагрузку ТЭЦ в отопительный сезон. При работе в насосном режиме ГАЭС будет потреблять электроэнергию в основном вырабатываемую тепловыми электростанциями, работающими в базовом экономичном режиме и использующими относительно дешевое топливо – Экибастузский уголь.
  4. Когда имеются благоприятные топографические условия для создания ГАЭС с бассейнами недельного аккумулирования,   можно   накапливать   гидродинамическую   энергию   в   течение суток, с помощью электроэнергии разгруженных ТЭС в выходные и праздничные дни, когда с уменьшением дневной нагрузки снижается и ночной провал. В этом случае нет необходимости остановки части агрегатов ТЭС, что целесообразно как с технической, так и с экономической стороны. Покрытие же сниженной в эти дни пиковой нагрузки осуществляется за счет гидроагрегатов ГЭС и увеличения нагрузки включенного теплового оборудования. Накопленная энергия используется в рабочие дни, увеличивая диапазон покрытия пиковых и возможно полупиковых нагрузок.
  5. Относительно низкая плотность и значительная неравномерность графиков нагрузки крупных и крупнейших городов, обусловлены высоким удельным весом коммунально-бытового электропотребления [2]. Поэтому размещение ГАЭС, или нескольких сравнительно небольшой мощности по периметру, в непосредственной близости от крупного города, не только способствует снижению перетоков балансирующей мощности, но также при их связи высоковольтными линиями (ВЛ) с основными узловыми распределительными подстанциями города и распределительными устройствами (РУ) крупных ТЭЦ повышает надежность электроснабжения и позволяет:
  • осуществлять в нормальном режиме работы энергосистемы стандартный набор регулирующих функций в интересах энергосистемы в целом;
  • в аварийной ситуации, благодаря глубокому вводу ГАЭС в структуру электроснабжения города, осуществлять адресное аварийное резервирование генерирующей мощности;
  • подхватывать нагрузку отделившихся ТЭЦ с сохранением их вращающейся генерирующей мощности;
  • обеспечивать электроснабжение     системы     собственных     нужд     ТЭЦ,     потерявших    связь с энергосистемой и разгрузившихся до нуля, что необходимо для последующего пуска их турбоагрегатов [1].

К тому же бассейны ГАЭС могут служить в качестве городского аварийного запаса воды.

  1. В отличие от ГЭС, энергетические характеристики не зависят от сезонных и годичных колебаний водостока (маловодного года). К тому же при размещении ГЭС на трансграничной реке возможно уменьшение стока из-за отбора воды (обычно имеющего тенденцию увеличиваться с каждым годом) страной расположенной ниже по течению. К тому же достоверно неизвестно как в  будущем, будет влиять изменение климата (глобальное потепление или похолодание) на водный режим рек.
  2. Если ГАЭС частично брали бы на себя функции регулирования суточного графика нагрузки, тем самым разгружая ГЭС и соответственно сохраняя и аккумулируя воду в водохранилищах Иртышских ГЭС, это позволяло бы накапливать больше воды вплоть до проектных уровней, для производства электроэнергии, водохозяйственных нужд и для более эффективных попусков воды во время весенних паводковых разливов, для затопления пойменных земель (один из шагов для восстановления экосистемы поймы Иртыша [8]).
  1. Участие ГАЭС в сезонном регулировании возможно при использовании излишней электроэнергии ГЭС при весенних попусках и накопление паводковых вод в аккумулирующем бассейне достаточно большой емкости (годичного аккумулирования). Если найти техническое решение для преобразования гидравлической энергии паводковых вод, проходящих через водосбросы ГЭС, в период попусков, можно было дополнительно аккумулировать значительную энергию, в настоящий момент безвозвратно теряющуюся. При условии, что ГАЭС будет высоконапорной, понадобится намного меньший объем воды (чем объем воды, сбрасываемый низконапорными ГЭС) для аккумулирования энергии, эквивалентной энергии вырабатываемой низконапорными ГЭС, так как мощность гидроагрегатов прямо пропорциональна, а удельный расход воды и, соответственно, объем бассейнов и габариты гидроагрегатов обратно пропорционально напору.

В западном регионе в настоящее время недостаток маневренных мощностей не наблюдается (даже избыток). Существенную долю в генерации электроэнергии занимают ГТЭС, обладающие высокими маневренными качествами, низкими удельными капиталовложениями и относительно  высоким удельным расходом топлива [2], в качестве которого используется переработанный попутный газ, остающийся в процессе добычи нефти. Но вблизи Каспийского моря, возможно, будет построена АЭС [5], и в будущем при выводе из эксплуатации исчерпавших свой парковый ресурс газотурбинных установок (ГТУ), вероятно, появилась бы техническая необходимость использования ГАЭС в едином энергетическом комплексе с АЭС, используя море в качестве верхнего или нижнего бассейна. Тем более в  мире  уже  в  конце  прошлого  века  существовал  опыт  эксплуатации  подобных    энергокомплексов и использования в качестве одного из бассейнов морской акватории [1; 4].

В этом случае ГАЭС получает возможность оказывать более глубокое влияние на оптимизацию режимов работы теплоэнергетического оборудования атомной электростанции, сохраняя при этом свои стандартные функции. При условии электрической связи ГАЭС не только с высоковольтным распределительным устройством АЭС, но и на низком (генераторном) напряжении, принципиально возможно автоматическое включение обратимых гидроагрегатов ГАЭС в насосном (нагрузочном) режиме в случае аварийной потере связи АЭС с энергосистемой, что целесообразно не только с точки зрения сохранения электрооборудования АЭС, но и с точки зрения повышения радиационной безопасности [1]. К тому же ГАЭС может выступить в качестве дополнительного аварийного источника питания собственных нужд АЭС. Недавние события на АЭС «Фукусима-1» показали эту проблему, когда произошла техногенная катастрофа, последствия которой могли быть намного хуже. При остановке реакторов и возникшей необходимостьи охлаждения активной зоны насосами аварийных систем станция потеряла связь с внешним электропитанием, а затем вышел из строя аварийный источник питания собственных нужд станции. Что привело к расплавлению тепловыделяющих элементов и к серии взрывов и пожаров, сопровождавшихся выбросами радиации в атмосферу, превышающими предельно допустимые нормы в тысячи раз. Также в океан попал большой объем воды, содержащей радиоактивные изотопы [9].

Если с технической стороной (технологическими функциями и производимым эффектом) ГАЭС мы ознакомились, теперь рассмотрим, насколько экономически целесообразна была бы эксплуатация этого нового для нас объекта электроэнергетики. Коэффициент полезного действия лучших современных ГАЭС находится около 75-85%, т.е. расход электроэнергии на заряд на 15-25% превышает ее количество, выработанное при разряде. Но низкая стоимость «ночной» энергии, по сравнению с пиковой в 4-8 раз (дифференцированные тарифы), оправдывает такие потери. К тому же, практически не  поддается расчету реальная стоимость услуг по повышению устойчивости межсистемных связей, оптимизации режимов ТЭС и обеспечению качества и надежности электроснабжения – повышающих экономическую эффективность энергосистемы в целом. Поэтому во всем мире ГАЭС считаются экономически обоснованными проектами, и «в настоящее время их насчитывается более 460 и около 40 строится» [1] (2008 г.), установленная мощность равна 127 тыс. МВт.

По опыту Китая и Индонезии ГАЭС можно было включить в состав национальной электросетевой компании, с предоставлением права распоряжения регулирующей мощностью системному оператору, ответственному за формирование оптимальных электрических режимов.

 

Литература

  1. Синюгин В.Ю., Магрук В.И., Родионов В.Г., Гидроаккумулирующие электростанции в современной электроэнергетике. – М.: ЭНАС, 2008. – 352 с.
  2. Ершевич В.В., Зейлигер А.Н., Илларионов Г.А. и др. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. Рокотяна С.С. и Шапиро И.М. – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Энергоатомиздат, 1985. – 352 с. 
  3. Ханнеле Холттинен, Санна Уски-Йоутсенвуо, Юха Кивилуома, Оценка энергосистемы в свете развития ветроэнергетики в Казахстане. Финальный отчет научно-технического центра Финляндии VTT, http:// www.windenergy.kz,
  4. Бабурин Б.Л., Глезин М.Д., Красильников М.Ф., Шейнман Л.Б. Гидроаккумулирующие электростанции / Под ред. Шейнмана Л.Б. – М.: Энергия, 1978. – 184 с.
  5. АО КазНИПИИТЭС   «Энергия».   Вопросы   интеграции   ветропарков   в    энергосистему    // http:// www.windenergy.kz,
  6. http:// kgen.gov.kz
  7. Назарбаев Н.А., Глобальная энергоэкологическая стратегия устойчивого развития в 21 веке. – Москва: Экономика, 2011. – 194 с.
  8. Соломатин А.О. Пойма Иртыша: разрушенная экосистема // Вестник Инновационного Евразийского университета. – 2010. – № 1(37). – С. 202-206.
  9. Фукусима: катастрофа  с  глобальными  последствиями  //  Kazenergy.  –    –  №  2  (44-45).    – С. 120-122.
Фамилия автора: Е.В. Зигангирова, К.М. Алтыбасаров 
Год: 2012
Город: Павлодар
Яндекс.Метрика