ЭКОНОМИКА АККУМУЛИРОВАНИЯ ЭНЕРГИИ

Неравномерность суточных графиков нагрузок ЭЭС приводит к трудностям эксплуатации крупных блоков тепловых и атомных электростанций.

Увеличение переменной части графиков нагрузки и одновременный рост удельного веса оборудования с ограниченными маневренными возможностями приводит к необходимости их глубокой разгрузки в ночные часы суток или останову.

Проблема повышения эффективности использования энергетического оборудования и улучшения режимов их работы привела к поискам способов выравнивания графиков электрических нагрузок путем крупномасштабного аккумулирования энергии, позволяющего запасать избыточную энергию в ночные часы суток и выдавать ее в часы максимума нагрузки.

Можно выделить четыре типа принципиально возможных аккумуляторов (накопителей) энергии:

механические;

тепловые (аккумуляторы горячей воды и пара, аккумуляторы фазового перехода — АФП) ;

химические, позволяющие запасать энергию в результате химических реакций (производство водорода, электрохимические аккумуляторы, термохимические аккумуляторы) ;

электромагнитные — сверхпроводящие индуктивные накопители энергии (СПИН).

Из перечисленных технологий аккумулирования энергии к числу освоенных в практике работы ЭЭС нащей страны можно отнести лишь ГАЭС, остальные рассматриваются как перспективно возможные направления, изучение которых ведется во многих странах мира.

Энергетические особенности использования аккумулятора энергии в регулировании суточного графика нагрузки ЭЭС на примере ГАЭС иллюстрирует рис. 5.1.

Для характеристики работы ГАЭС в суточных графиках нагрузки используются следующие основные показатели:

число часов работы и мощность в насосном режиме (τ_н , N_н );

число часов работы и мощность в турбинном режиме (τ_т, N_т);

потребление и выдача энергии в режиме "заряда" и "разряда" (W_з,W_p).

Последний показатель зависит от полезной емкости верхнего водохранилища (V):

(5.9)

(5.10)

В выражениях (5.9, 5.10) и η_т =0,86 ... 0,87; η_н =0,83 ... 0,84.

Работа обратимых агрегатов ГАЭС в насосном режиме составляет обычно 6 - 8 ч в сутки, в турбинном — 3 - 5 ч.

Рис. 5.1. Использование ГАЭС в регулировании суточного графика нагрузки ЭЭС

Рис. 5.2. Принципиальная схема воздухоаккумулирующей электростанции (ВАЭС): ВК - воздушный компрессор, 0В -охладитель воздуха,ПВ - подогреватель воздуха; ГТ - газовая турбина; ХВ - хранилище воздуха

Аккумулируя энергию в ночные часы суток, ГАЭС поднимают нагрузку энергосистемы, что улучшает режим использования оборудования базисных электростанций (см. рис. 5,1), способствует увеличению их сроков службы, сокращает затраты и время простоя в текущих и капитальных ремонтах.

Топливный эффект ГАЭС на 1 кВт • ч энергии, выданный в ЭЭС в пиковой зоне графика нагрузки. оценивается величиной 0,1 - 0,12 кг у.т./ (кВт • ч).

Принцип действия и режимы использования воздухоаккумулирующих электростанций (ВАЭС) аналогичны ГАЭС. В часы "заряда" ВАЭС закачивают компрессорами воздух в специально созданные или естественные хранилища. Аккумулированная в сжатом воздухе механическая энергия срабатывается в часы "пик" в газотурбинной установке. Перед подачей воздуха в газовые турбины он может быть Подогрет за счет небольшого расхода газомазутного топлива. Принципиальная схема ВАЭС приведена на рис. 5.2.

Технико-экономические характеристики ВАЭС существенно зависят от типа воздушного аккумулятора. В качестве последнего могут использоваться естественные объемы в выработанных соляных пластах и др. Первая в мире опытная ВАЭС мощностью 290 МВт сооружена в 1978 г. в ФРГ, в качестве хранилища использована емкость 300*10³ м³ в соляных пластах, капиталовложения составили 170 долл / кВт.

В СНГ разработан проект ВАЭС мощностью 1000 МВт на основе использования ГТ-100-750 и ГТЭ-150-1100 с подземным резервуаром, рассчитанным на давление 6 МПа. Удельные капиталовложения в аккумулирующую емкость воздухохранилища оцениваются в 10 - 20 $/ (кВт • ч), в собственно энергетическую установку 50 — 60 $/кВт.

Примером химического накопителя энергии может служить производство водорода (методом электролиза) в часы снижения электрической нагрузки АЭС и использования его как топлива в часы "пик".

Возможно использование и термохимического разложения воды с получением водорода. Этот метод основан на последовательных химических реакциях с использованием теплоты. К.п.д. химических накопителей энергии оценивается величинами 55 - 80 %.

Задача определения экономической эффективности использования аккумуляторов энергии в ЭЭС может рассматриваться в двух постановках:

как динамическая задача развития ЭЭС;

как статическая задача сравнения различных типов аккумуляторов энергии, выполняющих одни и те же режимные функции в системе.

В первом случае экономический эффект от аккумулирования энергии определяется как экономия приведенных затрат на развитие и функционирование ЭЭС (3ЭЭС) по сравнению с вариантом без накопителей энергии за период t лет:

(5.11)

где ∆З_нэ — снижение интегральных приведенных затрат на развитие и функционирование ЭЭС за рассматриваемый период; З^ЭЭС З^ЭЭС — приведенные затраты на развитие ЭЭС электростанциями в t году без аккумуляторов энергии и при их наличии.

Использование накопителей энергии может существенно изменить структуру генерирующей мощности ЭЭС в сторону увеличения удельного веса энергоустановок базисного типа.

В статической постановке задача технико-экономического сравнения различных способов аккумулирования энергии может быть выполнена по критерию приведенных затрат на 1 кВт • ч энергии в режиме "разряда" (при этом предполагается, что состав и режим работы других энергоустановок в ЭЭС остаются неизменными) :

(5.12)

где К_а, К_пр — капиталовложения в аккумулирующую и преобразующую часть энергоустановок, Грн.; И_п — постоянная составляющая ежегодных эксплуатационных расходов; И_т — топливные издержки "заряжающей" электростанции (и преобразующей части в случае ВАЭС);

(5.13)

где αа, αпр — величина постоянных эксплуатационных расходов в долях от капиталовложении в аккумулирующую и преобразующую части накопителей энергии.

Издержки на топливо могут быть оценены по выражению

(5.14)

где u_э — себестоимость электроэнергии на "заряжающей" электростанции (например, АЭС); τ_год — длительность режима заряда, ч; η_нэ — К.п.д. накопителя энергии; з_г — замыкающие затраты на газ, используемый на ВАЭС; b_г — удельный расход газа на ВАЭС.

Как следует из формулы (5.13), удельные приведенные затраты в накопители энергии зависят от годового режима их использования и технико-экономических показателей "заряжающих" электростанций.