 |
|
Ветровая электростанция
Ветровая электростанциясостоит из ветроустановок (ВУ). На ВУ кинетическая энергия ветрового потока преобразуется в электрическую. ВУ конструктивно состоит из ветроколеса с лопастями, повышающего редуктора, ветрогенератора, инвертора, аккумуляторной батареи. Принцип действия ветрогенератора таков: сила ветра вращает ветроколесо с лопастями, передавая крутящий момент через редуктор на вал генератора, превращающего механическую энергию в электрическую. Вырабатываемая в генераторе электроэнергия может подаваться в сеть. В настоящее время используются ветрогенераторы двух типов: с горизонтальной и вертикальной осью вращения. 95% составляют ветрогенераторы с горизонтальной осью вращения. Инвертор выполняет задачу преобразования электрического тока в синусоидальный и дополнительную стабилизацию напряжения. Аккумулятор подаёт напряжение в сеть нагрузки при отсутствии ветра.
Стоимость ЭЭ на ВЭС ниже, чем на любых других станциях.
Скорость ветра непрерывно меняется, что приводит к соответствующим колебаниям механической мощности на валу ветроколеса. Максимальную мощность ветродвигателя с горизонтальной осью вращения, параллельной направлению ветра, можно определить по выражению
(4.13)
где D - диаметр ветроколеса; ρ - плотность ветра; V - скорость набегающего потока ветра.
При конструировании ветродвигателя обычно ставится задача получить агрегат, который может работать при больших скоростях ветра и одновременно обеспечивать высокий КПД преобразования. Выполнение последнего условия зависит от двух факторов: формы лопастей и быстроходности. У ветроколес с горизонтальной осью, параллельной потоку, в зависимости от рабочих параметров и условий работы обычно имеются либо две, либо три лопасти. Двухлопастное колесо обеспечивает большую экономичность, чем трехлопастное, однако в ряде случаев оно подвержено значительным вибрационным нагрузкам, отсутствующим в трехлопастном ветроколесе. Центростремительную силу, действующую на лопасть, можно свести к минимуму, уменьшив ее массу. Для изготовления лопастей пригодны дерево, пластик и особенно армированное стекловолокно, обладающее хорошими прочностными характеристиками.
Из выражения (4.1) на первый взгляд следует, что максимальная мощность неограниченно возрастает с ростом скорости ветра. Однако это верно лишь теоретически, на практике же еще необходимо, чтобы КПД также имел максимальное значение, что осуществимо при условии v=V/3 ( V - изменение скорости ветра при подходе к ветроколеcу). Для ветроколеса с горизонтальной осью вращения, форма и размеры которого заданы, это условие выполняется лишь при одном значении скорости. Таким образом, в конструкции ветродвигателя заложено некоторое максимальное значение скорости Vmax, при котором он должен работать. При скоростях ветраниже Vmах выходная мощность ветродвигателя меньше номинальной; а при скоростях, больших Vmax - падает КПД преобразования энергии ветра в механическую. Так, при увеличении скорости ветра на 33% вырабатываемая мощность - удвоится, а при ее уменьшении на 33% упадет вдвое. Для ветродвигателя существует также минимально допустимая скорость ветра. Ветроколесо с горизонтальной осью вращения должно вращаться, начиная с некоторой минимальной скорости ветра, но максимальная мощность выбирается лишь при номинальном значении скорости, которая на 9-16 км/ч больше среднегодовой скорости ветра для данной местности.
При изменении скорости ветра происходят колебания электрической мощности, создаваемой ВУ. Эти колебания приводят к изменениям активной и реактивной мощности, напряжения и силы тока. Воздействие колебаний выходной мощности можно сгладить аккумулированием энергии.
Существует несколько путей использования энергии ветра электроснабжающими компаниями. Режим экономии топлива. Этот метод заключается в непосредственной подаче электроэнергии от ВУ в электрическую систему. Во время ее работы экономится топливо. Метод не требует аккумулирования энергии, и его можно применять во всех сетях.
Режим непрерывной выработки электроэнергии. При таком режиме электроэнергия от ВУ сначала поступает в аккумулирующую систему, а оттуда в электрическую сеть.
Режим параллельной работы ВУ с ГЭС и ГАЭС также позволяет экономить топливо.
Разработкой ВУ занимаются многие страны. Крупные ВУ в большинстве стран строятся с горизонтальным валом, имеющим диаметр до 100 м. Наиболее крупные ВУ работают в Германии (3000 кВт), Швеции (3000 кВт), Великобритании (3700 кВт), США (2500, 3000 кВт). В Канаде действует ВУ с вертикальным валом мощностью 4000 кВт.
В РФ в настоящее время разрабатываются унифицированные ветроэнергетические установки мощностью от 1 до 250 кВт.
Крупная ВЭС в настоящее время сооружается в Калининградской области
Мини и микро ГЭС
Принято считать, что к малым ГЭС относят гидроэлектростанции, суммарная установленная мощность которых не превышает 30 МВт при единичной мощности агрегата не более 10 МВт. В малой гидроэнергетике выделяют микро ГЭС, мощность которых составляет от 100 Вт до 10 кВт.
По экономическому потенциалу малые и микро ГЭС составляют примерно 10% от общего экономического потенциала. В России экономический потенциал малых и микро ГЭС использован примерно на 0,5%, т.к. число малых ГЭС с 5 тысяч в 50-х годах сократилось до 300 в девяностых.
Сейчас начинается процесс восстановления разрушенных и строительства новых малых и микро ГЭС.
Мировым лидером в малой гидроэнергетике является Китай.
Эффективно работают малые ГЭС в ряде Европейских стран, в том числе в Австрии, Финляндии, Норвегии, Швеции и др.
Электрические сети
Передача электроэнергии от мест ее выработки (электростанции) до мест ее потребления (промышленные предприятия, сельское хозяйство, города и поселки, электрифицированный транспорт и т.д.) происходит по линиям электропередач. По конструктивному исполнению они подразделяются на воздушные и кабельные.
Воздушные линии электропередач (ЛЭП) являются преобладающими. Алюминиевые или сталеалюминиевые провода ЛЭП подвешиваются к опорам через изоляторы с помощью специальных зажимов. Опоры выполняются деревянными, металлическими и железобетонными в зависимости от назначения линий, используемого напряжения, экономических соображений и т.п.
Потери мощности в ЛЭП определяются по выражению
(4.12)
(4.13)
где U – напряжение ЛЭП;
R – активное сопротивление ЛЭП:
(4.14)
где R0- удельное сопротивление единицы длины ЛЭП.
Если подставить (4.14) в (4.13), то получим
(4.15)
Как видно из выражения (4.15), потери мощности в ЛЭП обратно пропорциональны квадрату напряжения и прямо пропорциональны длине линии.
Предельная мощность, которую может передать ЛЭП, также пропорциональна квадрату напряжения и обратно пропорциональна длине ЛЭП. Стоимость сооружения ЛЭП можно принять пропорциональной величине напряжения. Поэтому в развитии ЛЭП наблюдается тенденция к увеличению напряжения как к главному средству повышения пропускной способности и снижению потерь мощности и энергии. Так, в довоенные годы были освоены напряжения 110-220 кВ. В 1961 г. была введена в эксплуатацию ЛЭП Волжская ГЭС – Москва протяженностью более 1000 км. Это была первая в мире ЛЭП напряжением 500 кВ, позволяющая передавать электроэнергию мощностью до 1000 МВт. В 1967 г. была сооружена первая опытная ЛЭП напряжением 750 кВ Конаковская ГРЭС – Москва. Повышение напряжения линий до 750 кВ дает возможность увеличить дальность передачи электроэнергии до 1500 км, а передаваемую мощность довести до 2500 МВт.
В 1985 г. была пущена первая в мире ЛЭП напряжением 1150 кВ Экибастуз – Кокчетав, которую в дальнейшем планировали довести до Урала. Это напряжение позволяет увеличить передаваемую мощность до 5000 МВт.
Наряду с ЛЭП переменного тока развиваются ЛЭП постоянного тока. Известно, что при передаче постоянным током отсутствует поверхностный эффект и реактивное сопротивление, что снижает потери мощности и энергии. Однако стоимость ЛЭП постоянного тока значительно выше стоимости ЛЭП переменного тока за счет стоимости преобразовательных подстанций. Сравнение затрат на ЛЭП постоянного и переменного тока показывает, что при длине линий более 1000 км и передаваемой мощности более 1000 МВт ЛЭП постоянного тока более экономична. Более 40 лет работает линия постоянного тока Волгоград – Донбасс напряжением 800 кВ. Сверхмощная линия электропередачи постоянного тока напряжением 1500 кВ Экибастуз – Центр протяженностью 2414 километров и передаваемой мощности 6000 МВт – самая длинная по протяженности ЛЭП на планете.
В таблице 4.1 приведены уровни максимальных напряжений ЛЭП в ведущих странах
Таблица 4.1 – Уровни максимальных напряжений ЛЭП в ведущих странах
| Страна | Максимальное напряжение, кВ | |
| переменное | постоянное | |
| Россия | ||
| США | ||
| Германия | - | |
| Великобритания | ||
| Франция | ||
| Канада | ||
| Италия | ||
| Япония |
Провода на ЛЭП могут располагаться различным образом (рисунок 4.13). При подвеске на опору шести рабочих проводов опоры называются двухцепными. Кроме рабочих проводов,
предназначенных для передачи электроэнергии, на опорах подвешивают грозозащитные тросы.
а) – треугольником; б) – горизонтальное; в) – обратной елкой; г) – бочкой
Рисунок 4.13 – Варианты расположения проводов на опорах
Наряду с воздушными ЛЭП в последние годы для передачи электроэнергии все большее применение находят кабельные линии. Однако использование кабельных линий сдерживается верхним пределом напряжения, на которое они выпускаются. В РФ это напряжение 500 кВ. Кабельные линии высокого напряжения прокладываются обычно в земле.
На первой стадии развития электроэнергетика представляла собой совокупность отдельных электростанций, каждая из которых через собственную сеть передавала электроэнергию к потребителям, не связанным между собой. В дальнейшем стали создаваться энергетические системы, в которых электрические станции соединялись с помощью ЛЭП и включались на параллельную работу. Отдельные энергетические системы, в свою очередь, также объединялись, образуя более крупные энергетические системы. Тенденция к образованию по возможности наиболее крупных энергетических объединений проявляется практически во всех странах. В 80 – е годы была создана Единая энергетическая система СССР (ЕЭС СССР). В настоящее время существует Единая энергосистема России (ЕЭС РФ).
Создание объединенных энергосистем позволяет:
1) Уменьшить суммарную установленную мощность электростанций.
2) Повысить экономичность выработки электроэнергии. Вследствие неравномерного графика нагрузки изолированные станции должны работать в течение некоторого времени с недогрузкой, т.е. в неэкономичных режимах. В объединенных системах при провалах нагрузки часть электростанций может быть отключена, а для оставшихся можно обеспечить наиболее экономичные режимы работы. Кроме того, различные виды электростанций имеют неодинаковые экономические показатели выработки электроэнергии (разная стоимость выработки 1 кВт/ч). Поэтому в объединенной энергосистеме при спадах нагрузки можно оставить в работе станции с лучшими экономическими характеристиками.
3) Более полно использовать гидроэнергетические ресурсы. Ход воды в реке колеблется в больших пределах. Для надежного снабжения электроэнергией потребителей мощность ГЭС (при изолированной работе) нужно выбирать исходя из обеспеченного расхода. При параллельной работе КЭС и ГЭС КЭС должна покрывать всю максимальную часть нагрузки, а ГЭС только пиковую, так как она обладает большой маневренностью.
Рисунок 4.14 – Целесообразный режим совместной работы КЭС и ГЭС
4) Увеличить единичные мощности турбоагрегатов станций. Известно, что с возрастанием мощности агрегатов улучшаются их технические характеристики и снижается удельная стоимость выработки электроэнергии.
5) Повысить надежность электроснабжения потребителей. В изолированной системе при аварийном отключении одного или нескольких генераторов электростанции часть или все потребители электрической энергии теряют питание. В объединенной энергосистеме этого не произойдет.