Введение
Энерговооруженность является основой технического прогресса. Энергетический кризис 1970-х годов существенно обострил проблему энергообеспечения общества. Стало ясно, что период дешевых и легко доступных источников энергии окончился. Энергетические проблемы неразрывно переплелись с экономическими, экологическими, социальными и политическими проблемами. Энергетика стала одним из главнейших факторов, определяющих развитие мировой экономики.
В этих условиях особую актуальность приобрела задача поиска новых, нетрадиционных способов и источников получения энергии, в особенности возобновляемых. К таким источникам относятся:
Солнечное излучение.
Гидравлическая энергия малых рек.
Геотермальное тепло.
Энергия ветра.
Энергетические ресурсы мирового океана.
В настоящее время мировая потребность в первичной энергии оценивается величиной 12 млрд. тонн условного топлива. Энергопотребление в России составляет менее 1 млрд. тонн в год. Данныеозапасах топливно-энергетических ресурсов РФ приведены в табл. 1. (см. Приложение).
Если ориентироваться только на запасы органического топлива, то, несомненно, необходим возврат к увеличению доли каменных и бурых углей в топливном балансе страны. Нефть и газ являются высокоценным сырьем, а их запасы по сравнению с запасами угля примерно в 20 раз ниже. Однако уголь является экологически «грязным» топливом. Кроме того, его добыча связана с повышенными затратами и риском, так как запасы каменного угля в настоящее время сохранились в основном на большой глубине.
Поэтому настоятельно необходимо вовлечение в производство других видов первичной энергии, таких как:
гидравлическая энергия малых рек;
ветровая;
приливная;
геотермальная;
солнечная.
Современный вклад в мировое энергопроизводство на основе солнечной, ветровой, приливной энергии составляет 0,1%, а установленная мощность электростанций, использующих эти энергоресурсы достигает 36 ГВт. В то же время технически осуществимый потенциал этих энергоисточников в мире составляет (млрд. тонн):
солнечная энергия …………. 6,0;
энергия ветра ………………. 2,8;
геотермальная энергия ……. 1,0.
По самым осторожным оценкам, в условиях России только за счет солнца и ветра можно получать до 0,5 млрд. тонн топлива в год. Это составляет 20–25% максимально возможного потребления энергии в РФ на достаточно отдаленную перспективу. Данные о потенциале нетрадиционных источников энергии в РФ приведены в табл. 2.
Малые гидроэлектростанции
Технически возможный гидроэнергетический потенциал составляет примерно 10% от полных запасов разведанного органического топлива. В настоящее время выработка на гидроэлектростанциях (ГЭС) РФ составляет 6% от общего производства электроэнергии. Опыт строительства гидроэлектростанций в бывшем СССР показал, что сооружение крупных ГЭС возможно только в экономически развитых странах из-за огромных затрат как на строительство, так и на природоохранные мероприятия. Кроме того, необходимы крупные капиталовложения на поддержку в работоспособном состоянии всего комплекса гидротехнических сооружений.
Поэтому использование гидроэнергетического потенциала на современном этапе возможно лишь на основе широкого применения гидроустановок (ГЭУ) малой мощности. Установки мощностью менее 0,1 МВт относится к категории микро-ГЭС. Станции мощностью менее 30 МВт могут быть построены как на малых и средних реках, так, в отдельных случаях, и на реках крупных (при низконапорных гидроузлах или при неполном использовании стока). В Российской Федерации находятся в эксплуатации малые ГЭС (МГЭС) суммарной мощностью 545 МВт. Они вырабатывают 1940 млн. кВт×ч электроэнергии в год. Практически все эти МГЭС расположены на Европейской территории РФ, При этом, основные суммарные мощности МГЭС (более 2/3) приходятся на районы Северо-Запада и Северного Кавказа.
ГЭУ малой мощности могут строиться на основе плотинной и деривационной схем, а также на базе использования энергии свободного потока воды.
Для увеличения мощности ГЭС, использующей энергию свободного потока, необходимо увеличивать скорость воды за счет применения сопл на входе и выходе установки.
ГЭУ на основе энергии свободного потока могут монтироваться на сваях или располагаться на плотах (так называемые наплавные ГЭС).
Ветроэнергетические установки
В мировой практике широко используются ветроэнергетические установки (ВЭУ). Некоторые из них достигают предельной для ветроагрегатов мощности в 3–4 Мвт (табл. 3). (см. Приложение)
ВЭУ применяются для привода насосных станций, опреснения минерализованных вод, мелиорации земельных угодий. В настоящее время применяют ВЭУ двух конструктивных типов:
с горизонтальной осью вращения, параллельной воздушному потоку;
с вертикальной осью вращения, перпендикулярной воздушному потоку.
Для ВЭУ первого типа применяют двухлопастное ветроколесо, которое обеспечивает более высокую энергоемкость, чем многолопастное. Защита от разрушения лопастей при чрезмерной силе ветра осуществляется поворотным механизмом, который при предельной скорости ветра разворачивает лопасти во флюгерное положение. Недостаток ветродвигателей с горизонтальной осью вращения состоит в необходимости установки их на достаточно высокой башне. Это связано, во-первых, с обеспечением свободного пространства для вращения лопастей, и, во-вторых, с тем, что скорость ветра растет с увеличением высоты.
Рабочий момент на ветроколесе создается за счет аэродинамических сил, возникающих на лопастях, которые имеют специальный профиль. Процесс возникновения сил на лопастях подчиняется тем же законам, что и процесс появления подъемной силы крыла самолета. При этом под крылом создается область повышенного давления, а над ним – пониженного.
Ветродвигатели с вертикальной осью вращения имеет несколько важных преимуществ по сравнению с крыльчатыми ВЭУ с горизонтальной осью:
отпадает необходимость в устройствах для ориентации на направление ветра;
упрощается конструкция и монтаж, более удобным становится расположение генератора и редуктора;
снижаются дополнительные механические напряжения в лопастях, системе передач, вызванные гироскопическими нагрузками.
Имеется несколько типов ветродвигателей с вертикальной осью вращения, примером которых является ротор Савониуса. Этот ротор изготавливается из цилиндрической трубы, разрезанной вдоль и закрепленной между нижними и верхними фланцами. Обе лопасти несколько раздвинуты, причем зазор между ними может меняться.
К ветроприемным устройствам с вертикальной осью вращения относится ротор Дарье. Он оснащается двумя или тремя тонкими лопастями и вращается со скоростью в три-четыре раза превышающей скорость ветра. Для запуска ротора Дарье необходим вспомогательный двигатель, разгоняющий его до номинальной скорости.
Применяются более сложные конструкции ветроагрегатов с вертикальной осью вращения. К ним относятся:
ветроагрегат с двухъярусными вертикальными лопастями на общем валу
ветроагрегат с двумя лопастями, расположенными на тележках (ВЛ-2)
многолопастной ветроагрегат, с лопастями расположенными на тележках
В качестве лопастей для агрегатов ВЛ-2 и ВЛ-МЛП используются крылья самолетов.
Развитие промышленной ветроэнергетики началось в начале 70-х годов. Наибольшего развития в настоящее время ветроустановки достигли в США, где эксплуатируются ВЭУ суммарной мощностью 1700МВт, в Германии – 630МВт, Дании – 539МВт, Индии – 200МВт, Великобритании – 170МВт, Нидерландах – 16 МВт. Еще в четырех странах (Швеции, Греции, Китае и Италии) мощность ВЭУ достигла 20…40 МВт, и, как минимум, в восьми странах – от нескольких мегаватт до 10 МВт.
В странах Северной и Южной Америки, вместе взятых, и в странах Европы суммарная мощность эксплуатируемых ВЭУ составляет по 1725 МВт, в странах остальных континентов мощность ВЭУ – всего 280 МВт.
Средняя единичная мощность эксплуатируемых в мире ВЭУ составляет ~ 140 кВт. Примерно до середины 80-х годов ветроэлектростанции создавались на базе ВЭУ единичной мощностью менее 100 кВт. С середины 80-х годов стали внедряться ВЭУ мощностью 100–300 кВт, а к концу 80-х – и ВЭУ 600…700 кВт. Создаются для серийного производства новые модели ВЭУ мощностью 500…1500 кВт. Переход в настоящее время к ВЭУ предельной мощности (3…4 МВт) оценивается в мире как преждевременный. Практически весь мировой парк ВЭУ состоит из крыльчатых установок. Работы по другим типам ВЭУ, а также по крыльчатым ВЭУ предельной мощности проводятся, однако широкого развития они не получили.
Таким образом, к настоящему времени мировая ветроэнергетика превратилась в отрасль, вносящую в отдельных странах ощутимую долю в производстве электроэнергии.
Наиболее перспективные зоны для использования ветровой энергии в России находятся на прибрежной полосе шириной 50…100 км вдоль морей Северного Ледовитого океана, в отдельных прибрежных районах Дальнего Востока, в районах Балтийского, Черного и Каспийского морей. В этих районах среднегодовая скорость ветра равна 5…6 м/с и более.
Практическое освоение ветроэнергетики в РФ только начинается. Разрабатываются и создаются несколько моделей крыльчатых ВЭУ мощностью 250…300 кВт, одна модель крыльчатой ВЭУ мощностью 1000 кВт и модель ВЭУ с вертикальной осью вращения мощностью 1250 кВт. В 1991–1992 годах смонтированы две ВЭУ типа АВЭ-250 на полигонах в поселке Дубки (Чиркейская ГЭС, Дагестан) и в Иван-городе (Ленинградская обл.) и одна – на полигоне НПО «Ветроэн» в Геленджике. В 1993 г. смонтирован агрегат АВЭ-250 в г. Воркуте.
В 1993 г. в г. Новороссийске построена опытно-экспериментальная ВЭУ типа ГП-250. Однако после первых испытаний установка отправлена на завод для доработки и дополнительных стендовых испытаний. В 1994 г. на опытно-экспериментальной Калмыцкой ВЭУ смонтирована первая ветроустановка типа «Р-1» мощностью 1000 кВт.
В системе РАО ЕЭС России в настоящее время в стадии строительства находят три ВЭУ:
Экспериментальная установка мощностью 5 МВт (поселок Дубки Чиркейская ГЭС, Дагэнерго).
Заполярная ВЭУ мощностью 8 МВт (г Воркута, Комиэнерго).
Калмыцкая ВЭУ мощностью 22 МВт (Калмэнерго).
Проектируются семь ВЭУ: Магаданская 50 МВт (Магаданэнерго); Дагестанская 6 МВт (Дагэнерго); Ленинградская 25 МВт (Ленэнерго); Приморская 30 МВт (Дальэнерго); Морская 30 МВт (Карелэнерго); Новороссийская 2 МВт (Краснодарэнерго); Западно-Приморская 30 МВт (Янтарьэнерго). При осуществлении только этих проектов уже к 2005 г. в России будет существовать ветроэнергетика, как ощутимая для некоторых районов составная часть электроэнергетики.
Вредные воздействия ветроустановок на окружающую среду выражаются в следующем:
ВЭУ искажают естественный пейзаж;
создают шум, в том числе могут возбуждать инфразвуковые колебания, неблагоприятно влияющие на обитателей биосферы вблизи ВЭУ;
генерируют электромагнитные помехи.
Основным недостатком ВЭУ является неравномерность ветровой картины, поэтому их применение возможно только в комплексе с накопителями электрической энергии.
Солнечные электростанции
Солнце является основным источником всех видов получаемой на нашей планете энергии. В настоящее время пристальное внимание уделяется прямому использованию солнечной энергии. Солнце излучает ежесекундно 370×1012
ТДж теплоты. Из этого количества на Землю попадает в энергетическом эквиваленте только 1,2×105
ТВт, т.е. за год 38×1020
кВт×ч, или в 108
раз больше, чем сегодня потребляется в мире. При определении практической целесообразности использования солнечной энергии исходят из того, что максимальная плотность энергии солнечного излучения достигает 1 кВт/м2
. Однако такая плотность имеет место в течение 1–2 часов в разгар летнего дня в экваториальных широтах. В большинстве районов планеты средняя плотность энергии солнечного излучения составляет 200…300 Вт/м2
.
Основное направление утилизации солнечной теплоты базируется на использовании схем с концентрированием солнечной энергии посредством зеркал или линз. Существует много способов преобразования солнечной энергии в электрическую. Эффективным для большой энергетики является паротурбинный способ, аналогичный применяемому на обычных ТЭС. При этом используются два типа солнечных электростанций (СЭС): башенные СЭС и СЭС с солнечными прудами.
Солнечные электростанции башенного типа.
В районах с большим числом солнечных дней в году целесообразно сооружение солнечных электростанций (СЭС) башенного типа (рис. 10).
Размещенные на большой площади (рис. 11) фокусирующие элементы (гелиостаты) улавливают солнечные лучи и концентрируют их, направляя на паровой котел, установленный на вершине башни. При высоте башни 200…300 метров мощность такой станции может достигать 100 МВт при КПД, равном 17%.
Прерывистый характер солнечной радиации приводит к тому, что она не может использоваться как гарантированный источник электроэнергии. Для повышения надежности электроснабжения в технологическую схему СЭС включают аккумулятор энергии. Как правило, осуществляется аккумулирование теплоты. При этом используется две схемы накопления тепловой энергии: последовательная; параллельная.
В первой схеме тепловой накопитель располагается между приемником и теплообменником. Нагретый в теплоприемнике теплоноситель расходуется на выработку электроэнергию и загрузку аккумулятора. При отсутствии солнечной радиации необходимая теплота передается рабочему телу от аккумулятора.
Во второй схеме заряд аккумулятора обеспечивается отведением части нагретого рабочего тела, а связь с турбоустановкой осуществляется без промежуточных устройств.
Потери при преобразовании энергии солнечного излучения в ЭЭ складываются из геотермических потерь, зависящих от угла падения и затенения, потерь на отражение и поглощение, тепловых потерь в приемнике и теплоаккумуляторе.
Солнечные пруды.
Другой способ использования солнечной энергии основан на том, что в водоем на различных уровнях вводится разное количество солей. При этом создаются слои (страты) солевого раствора с неодинаковой концентрацией и плотностью. Нижние слои, имеющие более высокую концентрацию и плотность, нагреваются под действием солнечной радиации более интенсивно. Технологическая схема использования возникающего температурного градиента проста: горячая вода (60–90 °С) из нижних слоев подается в теплообменник и используется для испарения жидкости с низкой температурой кипения (фреон, пропан, аммиак). Пары этой жидкости приводят во вращение турбоагрегат.
Фотоэлектрические электростанции.
В фотоэлектрических станциях используется явление фотоэффекта, который подразделяется на три вида:
внешний фотоэффект, представляющий собой вырывание электронов из поверхности металла под действием светового потока;
внутренний фотоэффект – изменение электропроводности полупроводников и диэлектриков под действием света;
фотоэффект запирающего слоя, заключающийся в следующем. При соприкосновении полупроводников, имеющих электронную (n – типа) и дырочную (р – типа) проводимости, на границе раздела образуется контактная разность потенциалов вследствие диффузии электронов. Если полупроводник р – типа освещается, то его электроны, поглощая кванты света, переходят в полупроводник с электронной проводимостью.
Для энергетических целей применим последний вид фотоэффекта. Устройства, реализующие данный вид фотоэффекта, называются фотоэлектрическими преобразователями (ФЭП).
Для снижения стоимости ФЭП и повышения их общей эффективности используются различные системы концентрирования солнечного излучения: полимерные оптические линзы; линзы Френеля с точечной фокусировкой.
Стратегия развития солнечной энергетики в России базируется на следующих положениях. Ближайшим этапом должно явиться опытно-промышленное освоение данной технологии производства электроэнергии, для чего необходимо проектирование и сооружение двух-трех экспериментальных и промышленных СЭС мощностью 1…3 МВт в различных регионах страны. В частности, целесообразно возобновление работ на экспериментальной Кисловодской солнечной фотоэлектрической станции, для которой выполнено технико–экономическое обоснование. Наиболее перспективны по климатическим условиям для строительства СЭС Нижнее Поволжье, Северный Кавказ, Южное Забайкалье, юг Хабаровского края и Приморский край. Среднегодовое число часов работы СЭС различных типов в этих районах составит: 1700…2500 часов в год для тепловых и фотоэлектрических станций с концентраторами солнечного излучения и 2000…3000 часов для СЭС с ФЭП без концентрации солнечной радиации.
В период до 2015 г. на основе полученного опыта целесообразно создание и освоение 1 или 2 СЭС мощностью 10…20 МВт.
Космические солнечные системы.
Огромное количество солнечной энергии, приходящей на Землю (приблизительно 0,15 МВт×ч на 1 м2
поверхности в год), затруднительно использовать из-за низкой плотности солнечной радиации и зависимости ее интенсивности от облачности и времени года. В настоящее время имеются технические возможности для создания СЭС, размещаемых на искуственных спутниках Земли с геостационарной орбитой. В этом случае солнечная энергия будет аккумулироваться непрерывно. Передача энергии на Землю должна осуществляться по сверхвысокочастотному (СВЧ) каналу с длиной волны 10 см (частота 2,4 ГГц).
Космические солнечные электростанции могут быть спроектированы на полезную электрическую мощность 3…20 ГВт. Размеры КСЭС с выходной мощностью 5 ГВт оцениваются следующим образом:
суммарная поверхность батареи …………… 20 км2
;
диаметр передающей антенны ……………… 1 км2
;
диаметр приемной антенны ………………… 7 …12 км.
Солнечная батарея КСЭС может построена на ФЭП двух типов:
на основе кремния:
на основе арсенида галлия.
При использовании указанных ФЭП общая масса КСЭС мощностью 5 ГВт составит более 12000 тонн. Следует отметить, что кремниевые преобразователи достаточно дороги, так как производство монокристаллов высокой чистоты очень трудоемко. Галлиевые преобразователи имеют более высокий КПД, однако их применение ограничивается низким уровнем запасов галлия в природе, а также трудностью его добычи и переработки.
Кроме фотоэлектрического способа получения электроэнергии на КСЭС разрабатываются проекты космических станций с другими принципами преобразования энергии:
газо и паротурбинные:
на основе МГД – генераторов;
термоэмиссионные;
термоэлектрические.
Наибольшее распространение получили проекты, использующие традиционные паро- и газотурбинные замкнутые схемы. Основные их достоинства состоят в более высоком, чем у ФЭП коэффициенте полезного действия (до 40% против 14–16%), хорошо разработанных технологиях, наличии развитой промышленной базы для изготовления основных агрегатов.
Процесс производства ЭЭ включает следующие стадии. С помощью концентраторов в форме параболоидов вращения собирается солнечный свет и направляется на теплоприемник. В качестве рабочего тела используется инертный газ (например, аргон), который при температуре 1000…1300 К вращает турбину. Отработанный газ охлаждается в рекуператоре и вновь подается в теплоприемник. Общий КПД всей установки составляет 18%. Удельная масса на 1 кВт мощности равна 12 кг, что почти в два раза меньше чем у КСЭС с ФЭП. Основной недостаток рассмотренной схемы состоит в наличии вращающихся узлов, что снижает эксплуатационную надежность установки, а это в условиях космоса имеет первостепенное значение. Данный недостаток может быть устранен путем применения МГД – генераторов. При этом из-за низких космических температур упрощается применение сверхпроводящих обмоток электромагнитов, а почти абсолютный вакуум облегчает условия герметизации.
Стадию преобразования солнечной энергии в электрическую можно исключить путем преобразования света в энергию монохроматического излучения (излучение одной определенной частоты). Однако, данный способ пока недостаточно хорошо проработан.
Для преобразования выработанной в космосе энергии в СВЧ излучение предполагается использовать усилители двух типов:
амплитроны – усилители со скрещенными полями;
клистроны – усилители на линейных пучках.
Применяемая длина волны (10–12 см) достаточно велика, что приводит к существенной расходимости пучка. Поэтому требуется сооружение наземных приемных антенн (ректенн), занимающих большие площади. Для приема 5 ГВт требуется ректенна с диметром до 12 км. Кроме приема СВЧ излучения, ректенна должна преобразовывать его в постоянный ток, для чего требуются миллионы диодных элементов. При этом, общая площадь ректенны достигает 250–270 км2
. Для того чтобы исключить изъятие таких огромных площадей из землепользования, предполагается приподнимать решетку ректенны над земной поверхностью.
Недостаточно проработаны в настоящее время экологические аспекты строительства и эксплуатации КСЭС. Например, возможны неблагоприятные изменения картины распределения заряженных частиц в атмосфере из-за воздействия СВЧ – пучка, что приведет к возникновению помех в радиосвязи. Кроме того, СВЧ – излучение интенсивно поглощается молекулами воды и кислорода, что может вызывать локальный нагрев воздуха.
Приливные электростанции
Приливные электростанции (ПЭС) выгодно отличаются от речных ГЭС тем, что их работа определяется космическими явлениями и не зависит от природных условий, определяемых целым рядом случайных факторов. Ритмично, со строгой закономерностью, в одних местах каждые 12 ч 25 мин, а в других через 24 ч 50 мин могучая волна океанского прилива наступает на берег. Вызванный взаимодействием космических сил системы Земля-Луна-Солнце прилив плавно поднимает уровень моря у берега в зависимости от положения на планете, формы русла и береговой линии от нескольких сантиметров до многих метров. Наивысший прилив (19 м) наблюдается на берегах залива Фанди (Канада). У северо-западных берегов США он достигает 10 м, в Южной Америке (Аргентина, Галегос) 11 м, в Англии (Бристоль) и Франции (Сен-Мало) 14 м. Значителен подъем прилива (10 м и выше) у берегов Австралии, Индии, Китая и Кореи. У берегов РФ высокие приливы наблюдаются в Пенжинском (до 13,4 м), Тугурском и Мезенском (до 10 м) заливах в Охотском и Белом морях. На Мурманском побережье прилив достигает 7,2 м. Мировой энергопотенциал морского прилива оценивается в 1 млрд. кВт, что в 2,5 раза больше, чем мощность всех существующих ГЭС на планете.
Главный недостаток ПЭС – неравномерный график работы. Неравномерность приливной энергии в течение лунных суток и месяца, отличных от солнечных, не позволяет систематически использовать эту энергию. Прилив в зависимости от видимости лунного диска от полнолуния к новолунию в течение 14,2 суток уменьшается в 3 раза. Кроме того, если морской залив или бухту отгородить плотиной и в этой плотине поставить турбину (рис. 20а), то при опускании уровня моря вследствие отлива напор, действующий на турбину, образуется не сразу, а через некоторый промежуток времени  , в течение которого затворы турбин приливной электростанции закрыты (рис. 20б). В момент 
, когда напор, определяемый разностью уровней воды в заливе и море, достигнет значения технического минимума
, открываются затворы и турбины начинают работать. Так будет продолжаться до момента
, когда напор вновь достигнет минимального значения
. После выравнивания уровней в бассейне и море (момент 
) затворы турбин закрываются. Поэтому уровень воды в заливе будет сохраняться неизменным, а в море в результате прилива повышаться. Этот процесс будет продолжаться до момента 
,
когда снова возникает необходимый напор и турбины смогут начать работу.
Таким образом, в интервале времени 
и в других аналогичных интервалах агрегаты ПЭС не выдают мощности, а в остальные периоды отлива и прилива она изменяется от нуля до некоторого максимального значения и вновь снижается до нуля (рис 20в). По этому принципу работает ПЭС, построенная по простейшей однобассейновой схеме двустороннего действия.
В условиях современной энергетики, когда в энергосистемах имеются большие возможности маневрирования генерирующим оборудованием, от приливной электростанции не требуется непрерывная работа. Гораздо важнее получить от нее мощность в часы наибольшего потребления, что позволит обеспечить более равномерную работу нуждающихся в этом тепловых и атомных электростанций. При этом реализуется очень ценное качество приливной энергии, заключающееся в неизменности ее среднемесячного значения в любой сезон.
Реализация этого качества приливной энергии может быть достигнута, если построить ПЭС по простой однобассейновой схеме двустороннего действия, обеспечивающей наибольшую выработку.
Другим серьезным препятствием для широкомасштабного сооружения ПЭС является дороговизна их строительства вследствие необходимости возведения сооружений на значительных глубинах при воздействии морской стихии. Для преодоления этого недостатка применяют при строительстве ПЭС наплавной способ, позволяющий построить здание ПЭС в благоприятных условиях приморского промышленного центра и в готовом виде со смонтированным оборудованием доставить его водным путем в труднодоступный с суши створ.
На ПЭС устанавливают обратимые капсюльные агрегаты (рис. 21), которые могут работать в генераторном режиме во время приливов и отливов, так и в насосном режиме для закачивания воды в бассейн с целью обеспечения достаточного напора.
Природные условия России позволяют построить ПЭС с суммарной установленной мощностью около 150 тыс. МВт. Многолетние научные исследования привели к выводу о том, что возможно строительство нескольких ПЭС:
Лумбовской в Баренцевом море мощность 320 МВт (в другом варианте 672 МВт);
Мезенской в Белом море мощностью 15200 МВт и выработкой электроэнергии 42000 ГВт ч в год;
Тугурской мощностьк 6800 МВт и выработкой электроэнергии 16200 ГВт* ч в год;
Пенжинской мощность 21400 МВт (в другом варианте 87400 МВт) в Охотском море.
В течение нескольких десятков лет в бывшем СССР велись научные и проектные работы по приливной энергетике. К настоящему времени выполнены проработки по Лумбовской, Пенжинской, Мезенской и Тугурской ПЭС.
С 1968 г. работает экспериментальная Кислогубская ПЭС мощностью 400кВт (рис. 22). Выполнено технико – экономическое обоснование по опытно – промышленной Кольской ПЭС мощностью 40 МВт, которая предназначалась для проведения натурных испытаний конструктивных решений по капсульному агрегату для мощных Тугурской и Мезенской ПЭС.
За рубежом работают три приливных станции:
ПЭС Ранс мощностью 240 МВт во Франции (построена в 1967 г. и имеет 24 агрегата).
ПЭС Цзянсян мощностью 32 МВт в Китае (пуск шести агрегатов осуществлен в период 1980…1985 гг.).
ПЭС Аннаполис мощностью 196 МВт в Канаде (построена в 1984 г., имеет 1 агрегат).
Кроме того, в Китае построены десятки микро и мини ПЭС, являющихся элементами комплексов для осуществлении проектов обводнения, осушения, судоходства и т.д.
На Мезенской и Тугурской ПЭС предусмотрена установка соответственно 800 и 420 агрегатов. Единичная мощность агрегатов Мезенской ПЭС 19 МВт. Это капсульные агрегаты с диаметром рабочего колеса турбины 10 м с двухсторонним режимом работы. Единичная мощность агрегатов Тугурской ПЭС 16,2 МВт. Подобные типы агрегатов уже разработаны зарубежными фирмами. Большое количество агрегатов на ПЭС – серьезное препятствие для их сооружения, так как для создания такого числа агрегатов необходимо задействовать всю энергетическую промышленность страны.
Серьезное препятствие для создания описанных ПЭС – их исключительно большая установленная мощность, не имеющая аналогов в мире, и связанный с нею значительный объем капиталовложений.
Геотермальные электростанции
На геотермальных электростанциях (ГеоТЭС) в качестве источника энергии используется теплота земных недр. На основе геофизических исследований установлено, что температура земной коры возрастает на 1 °С при увеличении глубины на 30–40 метров. Таким образом, на глубине 3–4 км достигается температура кипения воды, а на глубине 10–15 км температура породы составляет 1000–1500 °С. В некоторых районах температура горячих источников достаточно высока в непосредственной близости от поверхности.
Источником геотермальной теплоты является горячая магма, которая проникает из недр Земли и в некоторых местах близко подходит к поверхности. Источники глубинной теплоты размещаются, как правило, вблизи границ литосферных плит и в районах повышенной геологической активности. Месторождения геотермальной энергии разделяются на шесть видов:
гидротермальные системы (парогидротермы), залегающие на глубине до 3 км, рис. 23;
месторождения низкотемпературной геотермальной теплоты (100…200 °С);
системы аномально высокого давления (глубина до 10 км);
сухие горячие горные породы (глубина до 10 км);
магма (на глубине до 10 км).
В настоящее время широкое применение находят месторождения первого типа.
При освоении геотермальных месторождений возникают сложные проблемы, препятствующие широкомасштабному использованию этого вида энергии. Во-первых, температура геотермальных флюидов гораздо ниже, чем у пара, вырабатываемого на обычной ТЭС, поэтому необходимо принимать специальные меры, направленные на эффективное использование энергии. Во-вторых, геотермальные воды содержат большое количество растворенных минеральных веществ, имеющих высокую химическую агрессивность. При попадании этих веществ на лопатки турбины происходит их быстрое разрушение. Кроме того, на поверхностях трубопроводов и другого тепломеханического оборудования происходит значительное солеотложение. Поэтому необходимы специальные меры для предварительной очистки теплоносителя от вредных примесей.
Имеют место и значительные экологические проблемы:
вероятность стимулирования землетрясений в результате гидравлического разрыва пласта;
просадка почвы вследствие отбора воды;
сильный шум, создаваемый из-за того, что при выходе на поверхность происходит резкое падение давления геотермального флюида;
выброс вредных газов (двуокиси углерода СО2
и сероводорода 
);
трудности с ликвидацией отработанного рассола.
ГеоТЭС достигли в настоящее время уровня достаточной конкурентоспособности и широко используются в ряде стран, обладающих ресурсами геотермальной энергии. В основном это ГеоТЭС на парогидротермах (рис. 23). В мире сегодня работают более 170 блоков ГеоТЭС суммарной мощностью более 7000 МВт, технология и оборудование ГеоТЭС на парогидротермах в основном разработаны. Вместе с тем на всех действующих ГеоТЭС возникают специфические проблемы экологии, солеотложений, коррозии металлических частей основного оборудования. Около 40% вынужденных аварийных остановов турбин на ГеоТЭС происходит из-за заноса солями первых двух ступеней сопловой решетки турбины и коррозионно-эрозионного разрушения последней ступени турбины. Кроме того, в Японии неоднократно происходили остановы ГеоТЭС по требованию природоохранных органов в связи с загрязнением окрестностей станций сероводородом и солевыми геотермальными водами.
Россия располагает большими потенциальными запасами геотермальной энергии в виде парогидротерм вулканических районов и энергетических термальных вод с температурой 60…200 °С в платформенных и предгорных районах. До последнего времени из за дешевизны органического топлива использование этих запасов было незначительным (Паужетская ГеоТЭС на Камчатке мощностью 11 МВт, системы геотермального теплоснабжения на Северном Кавказе и Камчатке с годовой экономией топлива около 1 млн. т.у.т.). По мере приближения цен на топливо к мировым рентабельность геотермальной энергетики повышается и появляется возможность строительства мощных ГеоТЭС.
В настоящее время применяются два основных способа использования геотермальной энергии:
ГеоТЭС на парогидротермах.
Двухконтурные ГеоТЭС, использующие низкотемпературное (100–200 °С) тепло термальных вод.
Электростанции первого типа строятся по одноконтурной и двухконтурным схемам. Одноконтурная ГеоТЭС работается так же, как и обычная ТЭС. Основное отличие заключается в том, что рабочее тело перед подачей на лопатки турбины проходит сложную систему очистки от агрессивных примесей.
Для кардинального решения проблем экологии, солеотложений, коррозии, эрозии разработана двухконтурная технологическая схема (рис. 25), согласно которой в комплект оборудования добавляется парогенератор. На «горячей» стороне парогенератора конденсируется геотермальный пар; на «холодной» стороне генерируется вторичный пар, полученный из питательной воды, химически очищенной традиционными методами. При этом используется обычная паровая турбина. В двухконтурной схеме за счет отсутствия газов во вторичном паре будет получен более глубокий вакуум в конденсаторе и этим будет компенсирована потеря потенциала геотермального пара парогенераторе.
На месторождениях термальных вод с небольшой температурой (100…200 °С), применяются двухконтурные ГеоТЭС на низкокипящих рабочих веществах (хладоне R-142в). Потенциальные запасы таких термальных вод сосредоточены в основном на Северном Кавказе в пластах на глубине 2,5…5 км и могут обеспечить создание геотермальных станций общей мощностью в несколько миллионов киловатт. По экономическим показателям в настоящее время такие станции приближаются к станциям на органическом топливе (стоимость электроэнергии в зависимости от глубины скважин и температуры воды может составлять 3…5 центов за кВт×ч). Уже в ближайшие годы по мере роста потребления электроэнергии и повышения стоимости топлива геотермальные станции могут составить конкуренцию традиционным электростанциям.
Наша страна – пионер в создании энергоустановок на низкокипящих рабочих телах (РТ). Первая в мире опытная ГеоТЭС мощностью 600 кВт на хладоне R-12 была построена на Паратунском месторождении термальных вод на Камчатке еще в 1967 г.
Технологическая схема двухконтурной ГеоТЭС показана на рис. 26. Применяемое оборудование обеспечивают добычу термальной воды, эффективное преобразование ее тепла в электроэнергию, закачку отработанной воды и продуктов промывки теплообменников в пласт.
Для эффективного использования низкотемпературных геотермальных вод разработана перспективная геотермальная модульная энергоустановка на бинарном водоаммиачном рабочем теле (РТ). Главное преимущество такой энергоустановки (рис. 27) состоит в возможности ее использования во всем интервале температур термальных вод: от 90 до 220 °С. ГеоТЭС на индивидуальных РТ проектируются на определенную температуру греющей воды. Ее изменение более чем на 10…20 °С приводит к значительному снижению КПД и экономических показателей. Путем изменения концентрации компонентов бинарного РТ можно обеспечить хорошие показатели энергоустановки без изменения ее конструкции во всем указанном интервале температур греющего источника.
В настоящее время в России начато строительство двух коммерческих ГеоТЭС: Мутновской на Камчатке суммарной мощностью 200 МВт и Океанской в Сахалинской обл. суммарной мощностью 30 МВт. Эти ГеоТЭС будут сооружены с применением модульных блоков мощностью 4…20 МВт полной заводской готовности, которые изготавливает Калужский турбинный завод. Для таких ГеоТЭС предпочтителен базовый режим работы, так как эксплуатационные скважины не допускают резких изменений давления и расхода.
Рассмотренные ГеоТЭС географически «привязаны» к парогидротермам, поэтому районы их применения в России ограничены. Гораздо большее распространение могут иметь ГеоТЭС на термальной воде с температурой 100…200 °С. Такие станции должны быть двухконтурными с низкокипящим рабочим телом во втором контуре.
Потенциальные запасы таких термальных вод сосредоточены в основном на Северном Кавказе в пластах на глубине 2,5…5 км и могут обеспечить создание ГеоТЭС общей мощностью в несколько миллионов киловатт. Скважины термальных вод допускают регулирование расхода, поэтому на двухконтурных ГеоТЭС возможно регулирование мощности без потерь теплоносителя.
В США разработана схема (рис. 28) для использования энергоресурсов, содержащихся в геотермальных системах аномально высокого давления. В этих геотермальных месторождениях горячая вода «заперта» в глубоко залегающих осадочных бассейнах. Температура воды составляет 200 °С, а давление достигает 500 …900 МПа. Кроме того, вода содержит большое количество растворенного метана, который является ценным энергетическим ресурсом. В ГеоТЭС, показанной на рис. 28, применяются следующие процессы преобразования энергии:
получение метана, который может использоваться в качестве энергетического топлива;
выработка электрической энергии с помощью гидроагрегата путем использования высокого давления геотермального флюида;
утилизация теплоты для испарения низкокипящего рабочего тела, например изобутана.
Океанические электростанции
Волновые энергетические установки.
Энергия Мирового океана объединяет энергию ветровых волн, океанических течений, приливов, прибоев, градиентов солёности и теплоты и.т.д. Мощности отдельных энергоресурсов мирового океана приведены в табл. 4. (см. Приложение)
Наиболее перспективными для электроэнергетики считаются следующие ресурсы:
энергия волн;
термоградиенты;
энергия течений.
Первоначальным источником морских волн является солнечное излучение, служащее причиной глобальных перепадов давления в различных точках Земли, вызывающих перемещение воздушных масс.
До 1980 г. в 20 странах мира было зарегистрировано около 1000 различных предложений по использованию энергии волн. Целесообразность использования энергии волн определяется ее высокой удельной мощностью. В открытом море при высоте волны более 10 м удельная мощность может достигать 2 МВт/м. Технически можно использовать энергию волн лишь в прибрежных зонах, где удельная мощность не превышает 80 кВт/м. Удельная мощность ветрового волнения составляет:
Каспийское море ……………… 7…11 кВт/м.
Баренцево море …………………. 22…29 кВт/м.
Балтийское море ……………… 7…8 кВт/м.
Охотское море ………………. 12…20 кВт/м.
На волновых электростанциях потенциальная и кинетическая энергия волн преобразуется в электрическую. Энергия волн может или непосредственно преобразовываться в энергию вращения вала генератора, или приводить во вращение турбину, на одном валу с которой устанавливается генератор. Создание мощных волновых электростанций (ВлЭС) встречает определенные трудности, связанные с креплением их на больших расстояниях от берега, защитой от коррозии в агрессивной морской среде, обеспечением надежности работы установок в штормовых условиях.
Все известные волновые установки состоят из четырех основных частей:
рабочего органа;
рабочего тела;
силового преобразователя;
системы крепления.
Рабочий орган находится в непосредственном контакте с водой. Под действием волн он совершает определенные движения, или изменяет условия движения волн. К рабочим органам относят всевозможные системы поплавков, водяные колеса и другие подобные устройства. Рабочее тело – это среда, воздействующая на силовой преобразователь. Им может быть вода или воздух. Силовой преобразователь предназначен для преобразования энергии, запасенной рабочим органом (механической энергии движения рабочего органа, перепада уровней в бассейнах, давления воздуха или масла), в электрическую энергию. В качестве силовых преобразователей используются многочисленные цепные, зубчатые и другие передачи, гидравлические насосы и турбины, воздушные турбины, генераторы и т.д.
Система крепления удерживает волновую установку на месте. Если установка является плавучей, она гибкими связями соединяется с транспортирующим ее судном. Если же установка располагается на берегу, то системой крепления служит конструкция самой установки.
Имеется большое число различных схем использования волновой энергии, воплощенных в проекты, модели и действующие электростанции разных масштабов и типов.
Наиболее распространенными волновыми установками являются поплавковые установки. Основной рабочий орган таких установок находится на поверхности моря и совершает вертикальные колебания согласно изменяющемуся в фиксированной точке уровню моря под воздействием ветровых волн. Вертикальные перемещения поплавка с помощью различных приспособлений переводятся во вращательное движение вала генератора. Наиболее простая волновая поплавковая установка представлена на рис. 29. С использованием такого принципа действия в Швеции разработан проект ВлЭС мощностью 10 МВт. Станция будет иметь 720 подобных поплавковых преобразователей.
Из других поплавковых волновых установок, наиболее интенсивно исследуемых в различных странах, следует отметить плот Кокерелля, качающуюся «утку» Солтера, пульсирующий столб Масуды и преобразователь Рассела.
Плот Кокерелля представляет собой плавающую по поверхности воды конструкцию, состоящую из трех шарнирно связанных между собой понтонов, при волнении принимающих очертания поверхности моря. Передний понтон 1 свободно движется вверх и вниз, подчиняясь колебаниям волн. Движения второго понтона 2 более ограничены, ибо поверхность воды под ним становится более пологой после того, как большую часть энергии волны перехватит первый понтон. Третий понтон 3в цепочке вдвое длиннее первых двух и относительно устойчивее. Таким образом, работа плота в целом основана на относительных поворотах смежных понтонов.
Каждое шарнирное крепление через два длинных шатуна и специальные рычаги соединено с поршнями гидравлических цилиндров. Движение плота заставляет поршни двигаться вперед и назад, перекачивая жидкость в изолированной замкнутой системе. Жидкость перекачивается через четыре патрубка и под низким давлением поступает из резервуара под поршень, а под высоким давлением подается с рабочей стороны поршня в трубу и далее в турбину, вал которой соединен с валом генератора. Вся конструкция плота закрепляется якорями. В случае очень длинных волн энергия на подобных ВлЭС не вырабатывается, ибо тогда все три понтона представляют собой единый поплавок и приводы в шарнирных сцеплениях неподвижны.
Качающаяся «утка» Солтера состоит из опорных стенок с балластом и подвижного элемента («утки»), перемещающегося вокруг оси в соответствии с колебаниями уровня моря (рис. 31). Несколько «уток» соединяются между собой опорным валом, который приводится во вращение с помощью храповиков, имеющихся на каждой «утке». Непрерывность вращения вала обеспечивается тем, что хотя бы одна «утка» из нескольких, посаженных на вал, стремится повернуть его в нужном направлении. После того как эта «утка» перестанет принимать воздействия волны, всегда найдется другая, находящаяся на подъеме какой-либо волны.
Имеется другая конструкция ныряющей «утки». В ней на одном опорном валу также находится несколько «уток», каждая из которых приводит в движение несколько гидравлических насосов, расположенных внутри вала. Насосы в свою очередь подают под давлением воду в гидравлическую турбину, на одном валу с которой находится ротор генератора. Считается, что с одного метра цепи, состоящей из описанных «уток», можно получить в среднем от 30 до 50 кВт мощности, а с цепи длиной 480 км можно удовлетворить все современные потребности в электроэнергии всей Великобритании. Диаметр опорного вала такой цепи достигает 15 м. Размер «утки» близок к размеру небольшого коттеджа. Наиболее трудной проблемой в использовании принципа качающейся «утки» является согласование движения «уток» с постоянно меняющимися параметрами волны (высотой, частотой, направлением).
Третьим типом ВлЭС является пульсирующий водный столб Масуды. Конструктивно это устройство представляет собой плавающий перевернутый бак, нижняя открытая часть которого погружена под низший уровень воды (впадины волны). При подъеме и опускании уровня воды в баке происходит циклическое сжатие и расширение воздуха. Воздушные потоки через систему клапанов приводят во вращение колесо турбины, расположенной в отверстии наверху бака (рис. 32).
Достоинства столба Масуды состоят в отсутствии в его конструкции значительных по размерам подвижных элементов, использование воздушной турбины с высокой частотой вращения, а также незначительную зависимость КПД от направления движения волн. Вместе с тем эффективность столба Масуды сильно зависит от частоты колебания волн, достигая максимума в интервале 1,2–1,3 Гц. Конструкция столба Масуды была усовершенствована в Англии, где ее назвали осциллирующим столбом.
Волновая электростанция, использующая преобразователь Рассела, в отличие от рассмотренных установок, являющихся плавучими, устанавливается на морском дне. Преобразователь состоит из нескольких последовательно расположенных коробкообразных конструкций (рис. 34). Смежные перегородки между ними образуют резервуары с разными уровнями воды (в зависимости от положения и размера приходящих волн). Заполнение и опорожнение резервуаров происходит в соответствии с заданной программой работы клапанов и режимов поднятия и опускания уровня моря в данном месте. Из резервуаров вода попадает в верхний бассейн, поднимая в нем уровень. Единственный выход из этого бассейна ведет через турбину в другой бассейн с более низким уровнем.
Широкое использование энергии ветровых волн пока затруднено. Во-первых, эта энергия имеет случайный характер и непостоянна во времени, во-вторых, мощность волновой установки зависит от размера волн и не может изменяться в соответствии с необходимым режимом потребления, вследствие чего необходимо использовать аккумуляторы. Кроме того, еще не полностью решены такие технические проблемы, как крепление установок в море, противокоррозионная защита и долговечность оборудования, передача энергии (особенно на большие расстояния и при больших глубинах) и др.
Процесс преобразования волновой энергии в электрическую экологически чист. Однако при расположении волновой энергетической установки типа ныряющих «уток» Солтера в открытом океане может произойти неблагоприятные воздействия на морскую фауну и флору, так как волны способствуют обогащению поверхностного слоя воды кислородом и питательными веществами. Волновые установки не требуют изъятия земельных угодий, что свойственно всем существующим электростанциям и другим установкам, использующим возобновляемые энергоресурсы. ВлЭС, располагаемые в береговых зонах морей, в результате отбора ими энергии волн будут снижать их размывающую способность и тем самым заменят дорогостоящие гидротехнические сооружения, предназначенные для берегозащитных целей.
Перечисленные преимущества волновой энергетики стимулируют дальнейшее развитие исследований по совершенствованию технологических схем преобразования волновой энергии и тем самым улучшению технико-экономических показателей ВлЭС.
Океанические тепловые электростанции.
Солнце нагревает лишь верхний слой воды морей и океанов, и нагретая вода не опускается вниз, поскольку по плотности она меньше, чем холодная.
В тропических морях верхний слой воды, толщина которого не превышает нескольких метров, нагревается до 25…30° С. Температура воды на глубине одного километра составляет около 5 °С. Такой температурный градиент создает огромные запасы тепловой энергии, равные 95×1012
кВт×ч/год.
Принцип действия океанических тепловых электростанций (ОТЭС), опирающийся на основные законы термодинамики, весьма прост. Теплая морская вода из верхних слоев используется для испарения жидкости, точка кипения которой не превышает 25…30 °С (фреон, пропан, аммиак). Пар этой жидкости подается в турбогенератор и приводит его во вращение. Отработавший после выхода из турбины пар охлаждается более холодной водой, поступающей из глубинных слоев, конденсируется и вновь используется в цикле. Таким образом, поддерживается перепад давления пара на входе в турбину и выходе из нее, необходимый для вращения ее вала.
Технологически схема ОТЭС показана на рис. 35. Насос подает теплую воду, взятую с поверхностного слоя моря, в теплообменник,
где рабочая жидкость превращается в пар. Пар под давлением поступает в турбину и приводит в движение ее вал, который соединен с валом генератора.
После прохождения через турбину пар поступает в конденсатор,
где под воздействием холодной воды, подаваемой насосом,
вновь превращается в рабочую жидкость, которая насосом вновь подается в теплообменник, и цикл повторяется.
Разработаны ОТЭС с открытым циклом. В таких установках рабочим телом служит теплая поверхностная вода (25…30 °С), испаряющаяся при пониженном давлении. Получающийся при этом пар приводит во вращение турбогенератор. На выходе из турбины пар конденсируется холодной глубинной водой и превращается в качестве побочной продукции в пресную воду, что дает дополнительный экономический эффект. Однако при использовании открытого цикла имеет место существенный недостаток. При кипении морской воды из нее выделяется растворенный воздух, повышая давление в вакуумной камере и приостанавливая кипение. Поэтому требуется его непрерывная откачка. На это необходимо затрачивать до 10% вырабатываемой электроэнергии, что значительно увеличивает расход на собственные нужды.
Разработки по использованию тепловой энергии океана входят в национальные научно-технические программы таких стран, как США, Япония, Франция, Швеция, Индия. В 1979 г. в США вблизи Гавайских островов была испытана первая в мире океаническая ТЭС (ОТЭС) мощностью 50 кВт, смонтированная на барже. В 1980 г. там же была пущена ОТЭС мощностью 1 МВт, смонтированная на переоборудованном танкере. Обе установки работали по замкнутому циклу и предназначались для исследовательских целей. В октябре 1981 г. на острове Науру в Тихом океане (Япония) была пущена опытная ОТЭС мощностью 100 кВт, использующая замкнутый цикл. Это первая в мире океаническая береговая электростанция. Ее успешная работа показала целесообразность сооружения на японских островах береговых ОТЭС мощностью до 10 МВт. Опыты и расчеты показывают, что себестоимость электроэнергии ОТЭС соответствует себестоимости энергии, вырабатываемой современными ТЭС и АЭС.
Однако широкому строительству ОТЭС в настоящее время препятствуют некоторые технические проблемы. Так, например, еще нет достаточно эффективных и экономически приемлемых средств для борьбы с коррозией и биологическим обрастанием оборудования и трубопроводов.
ОТЭС экологически чисты. Однако, при утечке в контуре, по которому циркулирует рабочая жидкость, возможен существенный ущерб для морской флоры и фауны.
Описанный способ преобразования тепловой энергии океана наиболее эффективен там, где выше перепад температур между верхними и нижними слоями воды. Наиболее перспективны в этом отношении тропические и субтропические районы океана. Разновидностью описанного способа утилизации тепловой энергии океана является метод, основанный на использовании разности температур воды и воздуха над ее поверхностью. Он перспективен для арктических районов океана. В России исследуется возможность сооружения таких ОТЭС на побережье Северного Ледовитого океана, где температура воды на 30…40 °С выше температуры атмосферного воздуха. Предполагается, что в этом случае ОТЭС, обеспечивая потребности в электроэнергии районов Крайнего Севера, смогут конкурировать по экономическим показателям с тепловыми электростанциями, работающими в этом регионе на привозном топливе.
Энергетические установки, использующие энергию океанических течений.
Всю акваторию Мирового океана в различных направлениях пересекают течения, в которых сосредоточены значительные запасы кинетической энергии (около 7,2×1012
кВт×ч). Эту энергию можно превратить в механическую и далее в электрическую.
Важнейшее морское течение – Гольфстрим. Оно проходит близ полуострова Флорида (США) и несет воды в 50 раз больше, чем все реки мира. Его ширина составляет 60 км, глубина – до 800 м. Мощность, которую развивает такой поток воды со скоростью примерно 2 м/с, более в 2 раза превышает суммарную мощность всех ГЭС стран СНГ. Полностью реализовать энергию Гольфстрима не удастся, но даже некоторое практическое ее использование, даст экологически чистую электроэнергию. В США разрабатывается программа Кориолис. Она предусматривает установку во Флоридском проливе, в 30 км восточнее г. Майами, 242 подводных установок мощностью 83 МВт каждая (суммарно 20086 МВт). В качестве первичного двигателя таких установок предполагается использовать прямоточные турбины диаметром 168 м с частотой вращения 1 об/мин. Расстояние между лопастями турбины будет таково, чтобы обеспечить безопасный проход самых крупных рыб. Установка будет погружена на 30 м под уровень океана, с тем, чтобы не препятствовать судоходству. Стоимость всего сооружения оценивается в 20 млрд. долл., что соизмеримо со стоимостью строительства ТЭС такой же мощности, но позволяет экономить около 130 млн. баррелей нефти в год.
В Японии исследуется возможность использования энергии теплого течения Куросио, расход воды которого 55×106
м3
/
с,
а скорость у восточного побережья страны – 1,5 м/с. Для выработки ЭЭ предлагается применение двух трехлопастных гидротурбин с диаметром рабочего колеса 53 м.
Разработан проект использования течения в Гибралтарском проливе, расход воды которого 20…40 тыс. м3
/с достаточен для получения 150 млрд. кВт×ч электроэнергии в год.
Работа нетрадиционных источников в энергосистеме
При технико-экономическом обосновании строительства СЭС, ВЭС или других нетрадиционных источников наряду состоимостью сэкономленного топлива большое значение имеет энергетическая эффективность их использования. Она зависит от соотношения установленных мощностей этих электростанций и общей мощности энергосистемы, в которой они работают. Чем меньше это отношение, тем меньшее значение они будут иметь для нее. На эффективность их использования могут оказывать влияние также режимные ограничения, диктуемые энергосистемой и ее отдельными элементами. Эти ограничения определяются характером энергопотребления и условиями использования отдельных энергоресурсов.
Солнечные и ветровые электростанции действуют только при наличии соответствующих погодных условий и их энергоотдача носит случайный характер. Энергоотдачу СЭС или ВЭУ нельзя считать достаточно надежной во времени. Мощности этих электростанций следует считать дублирующими, т.е. их работа необходима только для экономии других энергоресурсов, в особенности, органического топлива. При этом энергосистема должна располагать достаточными резервами генерирующей мощности в любое время суток и года. Выполнение этого условия усложняется по мере роста доли нетрадиционных источников в энергосистеме. При выводе в ремонт традиционных энергоисточников часть мощности может быть покрыта за счет СЭС и ВЭУ или других альтернативных источников ЭЭ. Если ВЭУ расположены на расстоянии нескольких сотен километров друг от друга, но работают на общую сеть, энергосистема может получить дополнительную резервную мощность.
Большое значение для планирования участия СЭС или ВЭУ в покрытии суточных графиков нагрузки энергосистемы имеет наличие достаточно достоверных и заблаговременных метеорологических прогнозов как на сутки в целом, так и на отдельные их интервалы.
Сооружение СЭС или ВЭУ не позволяет уменьшать строительство других электростанций в энергосистеме без снижения надежности электроснабжения. Выходом из этого положения может служить использование аккумуляторов энергии. При этом возможны два варианта:
аккумуляция вырабатываемой СЭС или ВЭУ электроэнергии;
аккумуляция первичных источников энергии, используемых другими входящими в данную энергосистему электростанциями.
Аккумуляция электроэнергии в больших масштабах пока еще не получила большого развития. Для реализации второго способа наиболее эффективно использовать водохранилища ГЭС. При этом во время работы СЭС и ВЭУ снижается мощность ГЭС и сэкономленная вода расходуется затем по требованию энергосистемы. Возможно также применение обычного принципа гидроаккумуляции, при котором мощность, развиваемая нетрадиционными источниками, используется для перекачки воды из нижнего бьефа ГЭС в водохранилище. Такой режим можно осуществить на основе обратимых агрегатов ГЭС, или с помощью специальных насосов. Однако при этом необходима свободная емкость водохранилища.
Совместная работа СЭС, ВЭУ и ГЭС может привести к ощутимому повышению гарантированной мощности гидроэлектростанций, что в свою очередь повысит эффективность энергосистемы в целом. В этом случае может оказаться целесообразным увеличение мощности ГЭС за счет установки дополнительных агрегатов. Возможна также дополнительная выработка электроэнергии ГЭС за счет работы ее на повышенных напорах. Эти напоры создаются путем увеличения уровня верхнего бьефа ГЭС при аккумуляции гидроэнергии. Ограничением для аккумуляции гидроэнергии служит режим нижнего бьефа ГЭС, диктуемый неэнергетическими потребителями воды. Это особо важно в южных районах страны, где вода из нижнего бьефа забирается для орошения полей.
Аккумуляция солнечной или ветровой энергии в водохранилищах будет эффективной и при работе СЭС и ВЭУ совместно с малыми ГЭС в автономных системах электроснабжения.
Режим генерации энергии ВЭУ соответствует интенсивности энергии ветра. Использовать такую электроэнергию могут потребители, не предъявляющие высоких требований к бесперебойности электроснабжения. Ими, в частности, могут быть электролизеры для производства водорода как весьма ценного энергетического ресурса, насосные установки для подъема подземных вод и др. Число таких потребителей весьма ограничено, а для всех других электроприемников генерирующую мощность ВЭУ необходимо дублировать каким-либо гарантированным источником энергии. Им может быть любая энергетическая установка, способная работать в переменном режиме.
Более эффективные перспективы использования энергии ветра появляются при создании энергокомплекса, состоящего из ВЭУ и подземной ГАЭС. Использование в этом случае двух подземных бассейнов воды практически полностью исключает всякие ограничения, свойственные функционированию водохранилищ ГЭС, при сохранении в то же время достоинств энергокомплекса ГЭС – ВЭУ.
Используемая литература
1.Астахов Ю.Н., Веников В.А., Тер-Газарян А.Г. Накопители энергии в электрических системах. М.: Высшая школа, 1989. – 159 с.
2.Батенин В.М., Баранов Н.Н. Создание новых видов автономных энергоустановок на основе методов прямого преобразования энергии // Изв. РАН. Энергетика. 1997. №2.С. 3–28.
3.Батищев В.Е., Мартыненко Б.Г., Сысков С.Л. и др. Энергосбережение: справочное пособие. Екатеринбург: ЭнергоПресс, 1999. – 304 с.
4
.Веников В.А., Путятин Е.В. Введение в специальность. М.: Высшая школа, 1988. – 239 с.
5.Веников В.А., Журавлев В.Г., Филиппова Т.А. Энергетика в современном мире. М.: Знание, 1986. – 192 с.
6.Волков Э.П., Поливода А.И., Поливода Ф.А. Перспективы применения солнечных фотоэлектрических станций с теплоутилизирующим паросиловым циклом // Изв. РАН. Энергетика. 1997. №3. С. 61–91.
7.Гаврилов Е.И., Васильев В.А., Саломзода Ф.Г. и др. Развитие геотермальной энергетики в России // Изв. РАН. Энергетика. 1997. №4. С. 18–26.
8
.Дэвис Д. Энергия. /Под ред. Д.Б. Вольфберга. М.: Энергоатомиздат, 1985. – 360 с.
9.Жимерин Д.Г. Энергетика: настоящее и будущее. М.: Знание, 1978. – 192 с.
10.Злобин А.А. Производство электроэнергии. М.: Изд. МЭИ, 1984. – 56 с.
11.Кокорев Л.С., Харитонов В.В. Прямое преобразование энергии и термоядерные энергетические установки. М.: Атомиздат, 1980. – 216 с.
12.Коровин Н.В. Электрохимическая энергетика. Состояние, проблемы и перспектив // Изв. РАН. Энергетика. 1997. №4. С. 48–65.
13.Кошелев А.А., Шведов А.П. Потенциальные возможности вовлечения возобновляемых природных ресурсов в топливно-энергетический баланс Иркутской области. Иркутск: Изд. ИСЭМ, 1998. –64 с.
14.Лукутин Б.В. Проблемы малой ветро- и гидроэнергетики // Энергетика: экология, надежность, безопасность. Томск: Изд. ТПУ, 1997. С. 87–93.
15
.Непорожний П.С., Обрезков В.И. Введение в специальность: гидроэнергетика. М.: Энергоатомиздат, 1990. – 352 с.
16.Поваров О.А., Томаров Г.В. Физико-технические проблемы геотермальной энергетики // Изв. РАН. Энергетика. 1997. №4. С. 3–18.
17.Пронтарский А.Ф. Системы и устройства электроснабжения. М.: Транспорт, 1983. – 264 с.
18.Сиуда И.П. Введение в специальность «Электрические системы». Новочеркасск,:1984.-88 с.
19.Стырикович М.А., Шпильрайн Э.Э. Энергетика: проблемы и перспективы. М.: Энергоиздат, 1981. – 192 с.
20.Тарнижевский Б.В., Резниковский А.Ш. Оценка масштабов использования возобновляемых источников в электроэнергетике России на период до 2015 года // Изв. РАН. Энергетика. 1997. №4. С. 65–72.
21
.Твайделл Д., Уэйр А. Возобновляемые источники энергии. М.: Энергоатомиздат, 1990. – 392 с.
22
.Телдеши Ю, Лесны Ю. Мир ищет энергию. М.: Мир, 1984. –439 с.
23.Технический прогресс энергетики СССР / Под ред. П.С. Непорожнего. М.: Энергоатомиздат, 1986. – 224 с.
24.Швец И.Т., Толубинский В.И., Букшпун И.Д. и др. Энергетика. Киев: Вища школа, 1974,-616 с.
25.Ядерная и термоядерная энергетика будущего /Под. Ред. В.А. Чуянова. М.: Энергоатомиздат, 192 с.
|