Малая материковая ветроэнергетика — комплексная модернизация

Малая материковая ветроэнергетика - комплексная модернизация

Для комплексной модернизации малой материковой ветроэнергетики эффективным решением был бы полноценно альтернативный парно-виндроторный электрогенератор (П-ВЭГ), позволяющий поднять силовой блок ВЭУ на высоту 35-40 м. в зону среднескоростных от 8-9 м/с ветров, минимизируя или полностью устраняя отрицательные последствия такой операции, имеющих место для традиционных ветряков. Проект поддерживается Минсельхозом РФ (письмо Департамента научно-технологической политики от 31.10.2014 № 13-Г-5892/ОГ).

Для этого применяются виндроторы, соединенные в две пары, смещенные по высоте. Каждая пара расположена в своем уровне. Вверху сдвоенные виндроторы находятся под ветром и удалены от несущей мачты на большее плечо, чем нижняянаветренная пара, с обратной стороны которой имеется плоскостной элемент, ориентирующися на ветер и выполняющий роль ребра жесткости.

Задействование, как минимум, четырех ветроколес вместо одной турбины горизонтально-осевого вращения при сохранении заданной площади, ометаемой ВЭУ, соответственно делает меньше воздушные коридоры, являющиеся областью функционирования каждого из ветроколес, минимизируя отрицательное влияние на них атмосферных флуктуаций. Ради этого же разработчики отказались от горизонтально-консольного строения ветросилового блока, который позволяет стабильно размещать вращающиеся валы в расположенных на разной по высоте подшипниковых опорах.

Проблема постоянного отсутствия ориентации на ветер со значимыми потерями среднегодовой мощности, характерная для ветровых установок при частой смене направления ветра, полностью решается данным способом из-за:

— аэродинамических качеств ветроколес с ортогональными лопастями крыловидного профиля; — схемы вращения ветроколес; — смещения подветренной пары виндроторов; — наличия ориентирующего ребра жесткости.

Из вышеупомянутых характеристик парно-виндроторного электрогенератора составляется фактическая среднегодовая мощность, наиболее приближенная к паспортным данным малой ВЭУ, большая конструктивность и повышенная прочность устройства в сравнении с пропеллерно-лопастными ветряками.

Присутствие в схеме П-ВЭГ коаксиальной опорной колонны, оснащенной собственной грузоподъемной лебедкой и замковым захватом в верхней части, а также фланцевым шарниром внизу несущей мачты (патент RU 2513863, открытые реестры на www.fips.ru), дает возможность самим опускать ветросиловой блок к земле для техобслуживания и ремонта, минимизируя эксплуатационные издержки, присущие ветровым установкам горизонтально-осевого вращения.

Силовой блок также можно экстренно спускать вниз при техногенной опасности, напимер, штормовых показателях скорости ветра. Специальные сетки ветроколес в чрезвычайных ситуациях защищают людей, животных и имущество от поражений падающими элементами турбин.

Позитивы ответственных решений

Поднятый на высоту 35-40 метров, П-ВЭГ реально достигает и стабильно производит мощность 1,5-3,0 кВт в плохих погодных условиях при материковых ветрах неустойчивой направленности, повышенной турбулентности и пульсациях среды, исчезает потребность в удаленном нахождении от объектов энергоснабжения и прокладки длинных коммуникаций, а также серьезные затраты на регулярное привлечение сторонних автокранов с дорогой почасовой арендой, отпадает нужда в инфраструктуре для транспортировки тяжелой спецтехники.

Основные проблемы в использовании ветряков, действенных на высоте в 35-40 метров и почти бесполезных в более низких слоях атмосферы, можно считать по сути решенными.

Если инвестиция в низко-высотный ветряк является невозвратной тратой денег, то использование П-ВЭГ эффективно и целиком решает задачу автономного энергопроизводства для индивидуальных потребителей.

Цена этой передовой техники гарантированно и достаточно быстро окупается за счет реально достигаемой среднегодовой мощности, долговечности, удешевления строительства, а главное — издержек эксплуатации.

Финансовые оттенки

Говоря о социальной стороне малой континентальной ветроэнергетики, составляющей 1/3 суммарного объема работ, решаться они могут в соответствующем русле общегосударственных задач из бюджетных средств в основном регионального уровня.

Ранее ветроэнергетике средней мощности предлагалось основываться на кооперации между пользователями (http://journal-eco.ru, 2014, №2, с.40-48), что вызвало определенное понимание, но пока еще не получило одобрения не государственном уровне.

В области малой материковой ветроэнергетики вряд ли стоит ожидать улучшения без товарного кредита сроком в три-пять лет, что на данный момент абсолютно неприемлемо для отечественного рынка средств энергопроизводства, не только ветряного, но и всех остальных видов «зеленой» энергии.

Сбалансированность ответственной модернизации

Из военного дела мы знаем, что стратегия претворяется в жизнь тактикой и принятием своевременных мер. В плане ветряной энергетики главная линия на сегодняшний день составляется из ряда законодательных актов, где основной упор делается на нормы и процедуру подключения ВЭУ к общей российской энергосистеме. При этом совершенно не уделяется внимания законотворческим решениям проблемы создания независимого энергопроизводства и системы преференций авангардным инициаторам столь важной и инновационной отрасли.

В тактике развития ветрогенерации наблюдается длительный процесс управленческого творчества, создания формальной структуры по общественной инициативе со своим веб-сайтом (www.i-renew.ru), где пользователи шокированы количеством финансовых обещаний, которым так и хочется доверять, а за технологической платформой — консорциума, директивным назначением лидера и организатора с неясными правами и полномочиями, без сведений о передачи реальных ресурсов, без которых призванная компания — просто обыкновенный «стрелочник».

В плане разработки новых технологий данные носят самый общий характер, и лишь по косвенным источникам можно установить, что конкурс проектов в области ВИЭ не увенчался особым успехом. Надежды на ввоз технических решений из-за рубежа и помощь других стран уничтожаются особенностями и строгими ограничениями российского климата. А политические санкции окончательно их «добили».

Не в обиду будет сказано, но успешный исход любого дела маловероятен без руководства на начальных этапах при помощи набора экономических, экологических, социальных показателей. Основную роль, на наш взгляд, играют технологические факторы. Все они крайне важны для экспертной оценки каждого этапа и процесса в целом. Без их учета настоящей, серьезной модернизации попросту не выйдет.

СОЛНЕЧНЫЙ ОСТРОВ — плавучая электростанция

СОЛНЕЧНЫЙ ОСТРОВ - плавучая электростанция

СОЛНЕЧНЫЕ ОСТРОВА — это уже не фантастические, а реально существующие проекты плавучих электростанций, способные вырабатывать электроэнергию из энергии Солнца.

Один из таких проектов будущего сейчас уже проектируется и разрабатывается учеными из центра электроники и микротехники в Швейцарии.

Насколько проект СОЛНЕЧНЫЕ ОСТРОВА важен для мирового сообщества? Какие «зелёные» технологии будут использоваться при его создании?

Представьте круглый плоский остров диаметром пять километров, плавающий на поверхности моря.

Он величественно разворачивается вслед за перемещением солнца по небосклону. А между СОЛНЕЧНЫМ ОСТРОВОМ и берегом все время плавают танкеры, транспортирующие на сушу почти даровое топливо. Наверное, именно такой будет новая энергетическая плавучая электростанция, разрабатываетмая швейцарским центром CSEM (Centre Suisse d’Electronique et de Microtechnique).

Этот центр выдвинул идею постороения «солнечных островов», ведь они являются настоящим прорывом в мировой возобновляемой энергетике. Кроме того, подобные электростанции представляют собой совершенно «непаханое поле» в солнечной энергетике.

Согласно мнению разработчиков, уже через несколько десятков лет применение таких плавучих электростанций станет нормой. Более того, значительная доля всей «зелёной» энергии на планете будет поставляться именно такими электрическими станциями-островами, что очень выгодно для мирового сообщества.

Швейцарцы утверждают, что хотя то в одной, то в другой стране часто появляются проекты по альтернативной энергетике, крупномасштабные электростанции подобного типа всё ещё редки. Их дороговизна — один из основных сдерживающих факторов. Именно удешевления возведения системы пытались добится инженеры CSEM, разрабатывая проект гигантских плавучих электростанций «солнечные острова» (Solar Islands).

Особенности СОЛНЕЧНЫХ ОСТРОВОВ

Плавучие электростанции являются плоскими искусственными платформами, способными достигать в диаметре от 1 до 5 км. Находиться плавучие СОЛНЕЧНЫЕ ОСТРОВА будут в море или океане, производя, таким образом, солнечную энергию.

Система была бы не оригинальной, если бы не располагалась на огромном плавучем острове. Спрашивается, зачем устанавливать подобную систему на искусственном острове в океане, а не на суше?

Как ни парадоксально, по мнению создателей Solar Islands, это не усложняет, а упрощает конструкцию солнечной электростанции. Присутствие плавающей платформы облегчает строительство: под тяжёлые зеркала не нужно делать фундамент. Вместо этого швейцарцы предлагают создать огромный пустотелый «бублик», плавающий на воде, сверху которого будет натянута тонкая мембрана, несущая на себе зеркала. Воздушные насосы будут понемногу подавать под неё воздух. При чрезмерном давлении менее чем в 0,1 атмосферу такое большое поле сможет создать колоссальную подъёмную силу, берущую на себя почти весь вес комплекса.

Со свободным местом под постройку в случае возведения плавучего СОЛНЕЧНОГО ОСТРОВА также не возникнет проблем, что ещё больше снизит стоимость станции. А когда люди захотят создать побольше таких станций, можно будет создавать международные солнечные электростанции нового типа в нейтральных водах.

Разработчики «солнечных островов» решили не задействовать солнечные батареи. Отличительной чертой таких станций является, прежде всего, то, что в роли главного элемента здесь будут применены солнечные концентраторы с системой зеркал параболической формы. Солнечные концентраторы представляют собой систему труб с теплоносителем, турбины и генератор (гелиотермические электростанции). КПД такой схемы около 15% — возможно, не самый высокий, зато зеркала-концентраторы стоят гораздл ниже, чем фотоэлектрические преобразователи (солнечные батареи), да и остальная техника также не особенно сложна и дорога.

Согласно разработанному проекту, на плавучей электростанции солнечные концентраты будут размещены так, чтобы максимально эффективно создавать электроэнергию. Это будет производиться при помощи особых труб, находящихся вдоль зеркал, по которым движется теплоноситель, превращаемый в пар. А также за счет системы поворота солнечных концентраторов вслед за солнцем. Для системы поворота СОЛНЕЧНЫЙ ОСТРОВ оснащен электрическими винтовыми моторами, которые устанавливаются по окружности острова через каждые 10 метров под водой.

Легоке решение проблемы «солнечного острова» — обеспечение постоянной обращенности зеркал к солнцу, — медленный поворот всего круглого острова. Это проще и дешевле, чем поворот каждого зеркала по отдельности. Кроме того, если вы проектируете большое поле солнечных концентраторов на суше, вам будет нужна куча следящих приводов, множество электроники и километры проводов.

Еще одним не менее важным преимуществом СОЛНЕЧНОГО ОСТРОВА и харарктерной чертой конструкции плавучей электростанции будет то, что под сбор солнечных лучей здесь выделено более 95% общей площади острова, а это значит, что около 95% солнечных лучей будут трансформированы в электроэнергию, в то время как в наземных электростанциях этот процент намного ниже. По расчетам 1 квадратный метр поверхности СОЛНЕЧНОГО ОСТРОВА может производить примерно 6 кВт-час электричества в день.

Также, для сохранения эффективности работы такой плавучей солнечной электростанции, будут использоваться тепловые накопители для выработки энергии по ночам. А это значит, что накопленная за день солнечная энергия будет собираться в накопителях и при помощи паровых турбин ночью превращаться в электричество.

Как же будет решена проблема передачи электричества с острова на сушу? Чтобы избежать постройки длинных электрических линий, проходящих с острова на сушу, разработчики комплекса предусмотрели оптимальный вариант: вырабатываемая СОЛНЕЧНЫМ ОСТРОВОМ энергия будет использоваться там же — для генерации водорода из морской воды. Получается, что солнечный остров с помощью зеркал превращает солнечную энергию в электричество, а затем использует электричество для выработки водорода из воды. Это топливо можно будет хранить на солнечном острове, постепенно перевозя танкерамина берег и далее использовать, скажем, как топливо для автомобилей. Вдобавок к этому на солнечном острове может также и опресняться вода для питьевых нужд.

Первые успехи строительства СОЛНЕЧНЫХ ОСТРОВОВ

Для более действенной работы подобной плавучей электростанции она должна находиться на территории с постоянным солнцестоянием, в экваториальной зоне, там, где 350 дней в году светит солнце. К тому же было бы желательно, чтобы местные власти поддерживали развитие возобновляемой энергетики и согласились финансировать развитие такой системы в рамках инвестиционного проекта.

Наиболее подходящей зоной для размещения подобных солнечных островов являются Объединенные Арабские Эмираты. Кроме того, здесь уже много лет функционирует подразделение центра — CSEM-UAE. И здесь уже три года швейцарцы разрабатывают различные проекты нестандартных электростанций.

Теперь остается открытым вопрос, захочет ли правительство ОАЭ спонсировать данный проект, и насколько оно заинтересовано в развитии «зеленой» энергетики в общем? Ответить здесь можно утвердительно. Доказательство этому — подписанный контракт между правительством ОАЭ и швейцарским центром на выделение крупного бюджета для воплощения проекта. Сейчас на реализациюидеи плавучей электростанции уже выделено около 5 миллионов долларов.

Уже построен и заработал прототип солнечной электростанции достаточно небольших размеров – диаметром 100 метров. Правда плавает он не в море, а в пустыне — на воде в специальном канале. Здесь прошли и испытания системы. Этот пробный прототип может вырабатывать по 2,2 ГВт-часа электрической энергии в год.

Таким образом, принимая во внимание уже сделанные работы и поддержку правительства ОАЭ, уже скоро в Персидском заливе должен будет возведен первый плавучий СОЛНЕЧНЫЙ ОСТРОВ, который будет занимать в диаметре 0,5 км. А следующим шагом планируется ввести остров в действие с целью промышленного производства и поставки электроэнергии.

Авторами планируется создать несколько моделей плавучих электростанций, варьирующихся размерами — от самых маленьких до огромных, именно поэтому в следующие несколько лет планируется создание более крупных СОЛНЕЧНЫХ ОСТРОВОВ диаметром от 1 до 5 км.

Насколько приспособлены к погодным условиям будут такие электростанции, предстоит выяснить в ходе эксплуатации, поскольку неизвестно, как именно станция будет реагировать на воздействие ветра и волн, колебания земной коры и другие факторы. Швейцарцы уверены в нормальной работе системы солнечных концентраторов и паровых т урбин, не раз отработанных в разных странах на суше. «Больше всего вопросов вызывает сам плавучий остров, — утверждает Томас Хиндерлинг (Thomas Hinderling), директор CSEM. Точно нельзя сказать, как он будет сопротивляться ветру и волнам, хотя судя по виртуальным моделям, никаких проблем с этим возникнуть не должно. Но столь грандиозную конструкцию все-таки нужно испытать в реальных условиях».

Для обеспечения плавучих электростанций элементами солнечной системы: солнечными концентратами, турбинами, генераторами и прочими элементами было основано специальное предприятие. В августе прошлого года CSEM создал дочернюю компанию Nolaris, которая и будет выпускать зеркала-концентраторы и другие элементы системы.

Что касается цены плавучих электростанций, то по предварительным расчетам авторов концепции, стоимость станции будет варьироваться от 10 до 150 долларов за 1 квадратный метр рабочей площади. Окупиться такая плавучая солнечная электростанция при правильном подходе способна через 8-10 лет, при условии, что часть прибыли от продажи полученной электроэнергии будет идти на обслуживание и амортизацию станции. По меркам проектов из сферы возобновляемой энергетики – это весьма неплохой срок окупаемости.

В ближайшие 20-30 лет солнечные электростанции различных типов станут одним из ведущих источников электрической энергии в мире, — считает Хиндерлинг. Процент электричества от «солнечных островов» среди всей возобновляемой энергии может оказаться весьма значительным. Как полагают ученые, уже через каких-то несколько десятков лет строительство и эксплуатация таких плавучих электростанций станет обычным делом, мало того, удельная доля всей возобновляемой энергии в мире будет поставляться именно такими электрическими станциями-островами, что является очень выгодным для мирового сообщества.

Если сейчас плавучие СОЛНЕЧНЫЕ ОСТРОВА существуют только в стадии экспериментальных разработок, то уже скоро этим уже никого нельзя будет удивить. Это еще раз подтверждает мнение о том, что будущее — за экологически чистой энергетикой.

О ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЯХ — местные тепловые узлы

О ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЯХ - местные тепловые узлы

Проблема теплоснабжения – одна из главнейших в суровых российских погодных условиях. На основной её территории длина отопительного сезона сотавляет от семи до восьми месяцев.

Действующее на данный момент теплоснабжение, почти полностью централизованное, получившее основное развитие в период СССР, дсотаточно неэффективно и в энергетическом, и в экологическом плане. Как показывает статистика, только при транспортировке и распределении тепла впустую тратится до 40% общегодового расхода топлива, более 35% тепловых сетей нуждаются в реконструукции, а состояние 15% вообще боизко к критическому.

На данный момент есть факторы, побуждающие, а инногда и застваляющие, применять электричество для нагрева помещений.

Электрообогрев не является для России традиционным видом отопления, но с введением дифференцированных по времени суток тарифов во многих случаях его использование становится оправданным. Если тепловой электрический генератор работает ночью в зоне льготных тарифов и аккумулирует тепло, а в светлое время суток выдает его в отапливаемые помещения или снабжает здание горячей водой отдельно от работы теплоцентрали, такой подход позволяет досттичь значительной экономии.

Большой плюс локальных тепловых узлов в сравнении с центральным теплоснабжением – простота в создании контура управления теплоносителем, а значит, и тепловым режимом здания.

Такие системы можно применять как дополнение к системам центрального теплоснабжения, где нужна дополнительная подача тепла.

В роли электрических генераторов тепла могут выступать ТЭНовые или электроразрядные.

Российские компаннии изготавливает широкий ассорттимент подобных теплогенераторов. Иж главные минусы — небольшой сорк действия и нужда в обработке воды – теплоносителя.

Также нель зя не упомянуть про теплогенераторы, работающие на физических эффектах кавитации воды. Они не имеютнедостатки предыдущих и обладают высокими коэффициентами преобразования.

Умные электросети — драйвер модернизации

Умные электросети - драйвер модернизации

Вполне возможно, что «интеллектуальные» сети не только помогут усовершенствовать российскую энергосистему, но и повысят вероятность создания новую электротехническую базу для производства техники. На международном экономическом форуме в Северной столице ФСК подписала ряд важнейших договоров не только с ведущими зарубежными и российскими производителями: Hyundai Heavy Industries Ltd., Morgan Stanley, ВТБ Капитал, «Профотек», «Хевел», «РТСофт». Пока что ФСК сильнее удается привлекать в Россию ключевые зарубежные технологии, чем можернизировать сетевую инфраструктуру при помощи отечественных компаний.

Например, Hyundai Heavy Industries спроектирует, постоит, а также будет в дальнейшем эксплуатировать предприятие по выпуску комплектных распределительных устройств с электрогазовой изоляцией (КРУЭ) в Приморском крае. Согласно плану, продукцией данного завода будет КРУЭ классом напряжения 110~550 кВ. Кроме создания завода, ФСК и HHI собираются основать научно-исследовательский центр, специализирующийся на тестировании различных инновационных технологий перед их установкой на действующих энергообъектах ЕНЭС.

Кроме того, ФСК обсуждает с компанией Siemens возможность создания инжинирингового центра для обнаружения и последующего введения самых современных и всеохватных способов конструирования бизнеса в электроэнергетике.

Но и у российских производителей тоже есть предложения для энергетиков. В июле 2011 года на подстанции «Выборгская» в Ленинградской области был запущен СТАТКОМ, или, другими словами, статический компенсатор реактивной мощности. Эта разработка является почти на 100% российской. Разработало ее московское ОАО «НТЦ Электроэнергетики». Единственная в своем роде техника помогает не только контролировать качество и количество тока в электросетях, но и увеличивает их пропускную способность. Уже скоро подобное оборудование будет пущено в действие в Забайкальском крае на подстанции «Могоча» — будущем преобразовательном комплексе, призванном связать между собой энергосистемы Сибири и Дальнего Востока.

Помимо этого, ФСК в партнерстве с отечественными компаниями разрабатывает проекты по усовершениствованию и техническому переоборудованию электросетевого комплекса. Например, совместно с ОАО «Электрозавод» реализуется программа замены изношенных трансформаторов их новыми аналогами, соответствующие жестким требованиям надежности. На начальном этапе программы планируется произвести замену 30 единиц силового оборудования суммарной мощностью 2392 мВа.

Также активно осуществляется на практике договор между ФСК и энергомашиностроительным предприятием «Силовые машины» насчет создания завода, выпускающего силовые трансформаторы в Санкт-Петербурге. Планируется построить завод по производству высоковольтного электротехнического оборудования на площадях «Силовых машин», в поселке Металлострой Колпинского района Санкт-Петербурга. Партнером «Силовых машин» обещает быть японская фирма Toshiba, которая создаст с ними общее предприятие.

«Мы готовы отдать приоритеты российским производителям электротехнического оборудования, однако только в том случае, если отечественные предприятия смогут предложить продукцию, не уступающую по своим технологическим параметрам зарубежным аналогам, — говорит Олег Бударгин. — Чтобы доработать не соответствующее новым стандартам оборудование, у российских компаний остается еще несколько лет». ФСК утверждает это не на пустом месте: организация подписала 78 договоров с российскими производителями электротехнической продукции. Осталось только претворить их в жизнь. При этом у ФСК имеются и свои исследовательские проекты: если в 2008-2009 годах затраты на НИОКР составляли 0,1-0,4 млрд. руб., а в 2010 году был выделен 1 млрд., то в этом году ФСК инвестировала в программу НИОКР уже 3 млрд. Со следующего года объем финансирования вырастет более чем в полтора раза — до 5 млрд. ежегодно. В общем же ФСК ЕЭС затратит на НИОКР в последующие годы около 19 млрд. рублей.

Преобразование энергетической системы могло бы сэкономить Европе до 81 млрд евро

Преобразование энергетической системы могло бы сэкономить Европе до 81 млрд евро

Реформирование энергетической системы Европы могло бы к 2030 году снизить затраты, связанные с электроэнергией на 27-81 миллиарда евро в год. Такой вывод сделали авторы исследования «Развитие новых направлений устойчивой и экономичной передаче электроэнергии в Европе», проведенного компанией Accenture для ассоциации EURELECTRIC.

Исследование демонстрирует, что европейские затраты на электроэнергию и газ, получаемые перемножением цены и потребляемого объема, за последние годы увеличились более чем на 18 процентов, с 540 миллиардов евро в 2008 году, до 532 миллиардов евро в 2012 году. И большая часть этого прироста связана с потреблением электроэнергии. Основным фактором здесь является рост цен на электроэнергию, вызванный главным образом расходами на поддержку возобновляемых источников энергии, в то время как потребляемые объемы электроэнергии остались, в целом, стабильными. Нужны согласованные усилия всей отрасли, политиков и потребителей, направленные на управление энергетической системой. Иначе общие затраты на электроэнергию к 2030 году поднимутся более чем на 50%.

» Если мы хотим заработать поддержку и доверие потребителей энергии, не жертвуя конкурентоспособностью нашей промышленности, то для нас крайне важно осуществить пошаговое преобразование европейской энергетической системы, — утвреждает Ганс тен Берг (Hans ten Berge), генеральный секретарь EURELECTRIC. — Наше исследование показывает, что при должной местной политике передача электроэнергии будет обходиться каждому европейцу на 100 евро в год меньше, чем в случае, если мы не изменим свою тактику ведения бизнеса».

Сандер ван Гинкель (Sander van Ginkel), исполнительный директор по реализации стратегических решений в Accenture, говорит, что на сегодняшний день передача электроэнергии далеко не оптимальна. «Проведенный анализ демонстрирует, что главной причиной является отсутствие единого энергетического рынка в Европе. При этом наблюдается более медленное снижение цен в некоторых новых энергетических технологиях, и менее быстрый рост эффективности, чем ожидалось. Акционеры всех заинтересованных сторон уже поняли важность влияния роста энергетических затрат на население и промышленность Европы. И все разделяют ощущение актуальности данной проблемы, но мы все еще видим значительный разрыв между пониманием и действиями».

Модернизация энергетических систем на основе экологичных источников энергии могла бы сберечь до 20 миллиардов евро.

За счет оптимизации систем возобновляемой энергии, по оценкам, приведенным в отчете, ежегодное снижение расходов на электроэнергию может занять 10-20 миллиардов евро. Что касается производства энергии, то координация доставки энергии от возобновляемых источников по всей Европе могла бы значительно уменьшить затраты за счет установки новых электростанций в подходящих с точки зрения солнца и ветра местах. Их нужное сочетание, не зависящее от границ отельных стран, позволило бы оптимизировать факторы нагрузки и цену интеграции.

«Этого можно добится довольно скоро, выровняв национальные системы поддержки и со временем подключая возобновляемые источники к рынку электроэнергии, принимая во внимание затраты на операционную интеграцию. Это должно стать единой целью в рамках всей Европы. Со временем, эффективный механизм платежей за эмиссию СО2 мог бы постепенно заменить национальную поддержку возобновляемых источников энергии», — считает Сандер ван Гинкель.

Увеличение интеграции рынка способно сэкономить до 27 миллиарда евро

Энергетическая система всегда проектировалась для удовлетворения спроса. Поэтому ключевым фактором общих затрат является пиковый спрос. Сглаживание кривой этой нагрузки за счет смещения некоторой его части могло бы сильно понизить затраты и увеличить надежность, что уменьшило бы ежегодные расходы на электроэнергию на 5-20 миллиардов евро.

Как говорит Сандер ван Гинкель, последовательное устранение барьеров энергетической эффективности могло бы обеспечить потребителям более простые и дешевые способы снижения потребления энергии. «Имеющиеся возможности включают в себя улучшение получения информации о расходе электроэнергии за счет применения умных счетчиков и бытовых устройств. Кроме того необходимо оказание поддержки компаниям, развивающим новые модели бизнеса и партнерства, способные совершенствовать средства измерения энергии. Наконец, нужны новые экономические механизмы, которые будут способствовать вкладам в эффективную энергетику», — добавляет он.

Ганс тен Берг делает вывод о том, что успех этого подхода зависит от искренней заинтересованности энергетического сектора, политиков и руководителей, органов контроля и представителей потребителей, промышленных игроков и групп по охране окружающей среды. Важнейшую роль играет их желание скоординировать своими различные цели и двигаться вперед, к созданию единого плана изменений.

Методология исследований

Accenture и EURELECTRIC объединили имеющиеся источники информации о тенденциях применения электроэнергии и данные специальных исследований, чтобы получить доступ к новейшим разработкам и проектам будущих сценариев, базирующихся на исследовании, проведенном EURELECTRIC в 2013 году. Основой для идентификации и оценки четырех основных факторов снижения затрат стало изучение литературных источников, привлечение специалистов и проведенные компанией Accenture моделирование и анализ. Анализ был проведен в восьми государствах: Франция, Германия, Нидерланды, Польша, Швеция и Великобритания.

Малая материковая ветроэнергетика — модернизация простым решением

Малая материковая ветроэнергетика - модернизация простым решением

Представленные на рынке ветряки принадлежат к типу ветрогенераторов горизонтально-осевого вращения, которые функционирут должным образом исключительно при расположении на морских берегах и шельфах. Здесь нужно справедливо обвинить поставщиков ветроэнергетического оборудования в замалчивании данного факта. Более того, в технических паспортах на малые ВЭУ приводятся правдивые сведения о силе ветра на номинальных скоростях от 8-9 м/с, необходимой для генерации мощности в 1,5-3 кВт, однако континентальные установки, подобно береговым ветрякам, снабжаются опорными мачтами высотой 10-12, реже 20 метров. Но среднегодовая скорость материковых ветров на высоте метеонаблюдений в 10 метрах от земли не бывает выше 4-6 м/с.

Получается, что обещания собственной генерации, даже при небольших мощностях, при низовом исполнении ветряков абсолютно не соответствуют реальности.

Модернизация простым решением

Данное простое решение заключается в поднятии ветряков на 35-40 метров от земли, где скорость ветра достигает 8-9 м/с. Это поможет добиться необходимой мощности, но не избавит от прежних минусов систем горизонтально-осевого вращения, более того, усилит их и вызовет новые трудности. Рассмотрим их по очереди:

пропеллерно-лопастная турбина ветряков, не обладая совершенным балансом, является массой, крутящейся с частотой 120-300 (против 20-45 об/мин у тихоходных ВЭУ средней и большой мощности) на конце консольного вала. При большой скорости ветра (особенно на стыках атмосферных фронтов) сила локальных вихрей и турбулентностей увеличивается, что приводит к растущему биению турбины а значит, к деформации вала, скоротечному и неоднородному старению подшипниковых опор, нарушениям зазора между ротором и статорной обмоткой генератора;

ветер в континентальном климате часто и резко меняет свое направление, однако ветровые установки способны работать на полную мощность только в спокойных ветровых потоках, не очень хорошо ориентируются на ветер, в результате чего происходит значительное снижение их среднегодовой мощности. Хвостовые оперения не помогают справиться с проблемой наилучшей ориентации, ведь они находятся в зоне отработанного, высоко турбулентного потока и только усугубляют вибрации механизма;

из-за естественного износа крепежа, дефектов производства, а в континентальной зоне — чрезмерной и нестабильной ветровой нагрузки существует угроза срыва скоростной турбины с консоли горизонтально-вращающегося вала, разрушения лопастей, что несет в себе опасность для жизни и здоровья людей, а также целостности имущества. Ветряки вынужденно строятся на большом расстоянии от бытовых и нежилых построек, имеют земли отчуждения, их установка на приусадебных участках рискованна, в фермерских хозяйствах выносится на периферию, что вызывает дополнительные издержки на проложение коммуникаций к объектам генерации энергии;

перенос ветросилового блока на большее расстояние от земли вызывает резкий скачок эксплуатационных издержек. Актуализировавшаяся при высокой плотности и силе флуктуаций в зоне быстрых ветров нужда в техобслуживании и ремонте оборудования сопровождается потребностью в систематическом привлечении сторонних грузоподъемных автокранов с большим вылетом стрелы и дорогой почасовой арендой. В удаленных регионах подобная техника, как правило, недоступна или не в состоянии приехать из-за отсутствия надлежащих дорог.

Получается, что усовершенствование ветряных установок малыми средствами означает множество неразрешимых трудностей в части итогового количества вкладов, эффективного производства энергии, надежности, скорости старения, безопасности и текущих финансовых издержек.

Состояние и перспективы развития вакуумных и элегазовых выключателей

Состояние и перспективы развития вакуумных и элегазовых выключателей

С начала 80-х годов прошлого века произошел значительный прорыв в технологии высоковольтных коммутационных аппаратов: вместо масляных и воздушных появились выключатели с применением в качестве диэлектрической и дугогасительной среды вакуума или газообразной шестифтористой серы – элегаза.

Что касается выключателей высокого, сверхвысокого и ультравысокого напряжения (110-1150 кВ), то элегазовые выключатели в технически развитых странах почти вытеснили все другие типы аппаратов.

Нужно сказать, что есть две основные проблемы развития коммутационной аппаратуры высокого напряжения – создание новых, модернизированных конструкций и определение судьбы долго находящейся в эксплуатации (и часто изношенной) техники. Решением этих проблем определяется современное состояние мирового и российского коммутационного оборудования.

Активное внедрение вакуумной и элегазовой аппаратуры вызвано тем, что пока не найдено методов эффективного дугогашения, способных соперничать с дугогашением в элегазе или вакууме. Нет на данный момент и новых видов изоляторов, по электроизоляционным, дугогасительным и эксплуатационным свойствам превосходящих элегаз или вакуум.

Главные преимущества элегазового оборудования определяются уникальными физико-химическими свойствами элегаза. При должном использовании элегаз не стареет и не нуждается в таком тщательном уходе, как масло.

Элегазовое оборудование также характеризуется: малыми габаритами; большими межревизионными сроками, вплоть до отсутствия эксплуатационного обслуживания в течение всего срока службы; широким диапазоном номинальных напряжений (6-1150 кВ); устойчивостью к воспламенению и высокой безопасностью обслуживания.

Вакуумные аппараты обладают наибольшими значениями электрической прочности промежутков (до 15 мм), максимальной скоростью восстановления электрической прочности при обесточивании, малой массой подвижных частей и энергией привода, минимальными габаритами и массой аппарата в целом, максимальным ресурсом. Вакуумные выключатели могут сипользоваться только на напряжения до 35 кВ включительно. Причина этому — малый ход контактов вакуумных выключателей из-за присутствия сильфона. Если использовать вакуумные выключатели на напряжение выше 35 кВ, то нужно соединять последовательно несколько камер.

Крупнейшие иностранные фирмы почти целиком перешли на выпуск комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией (КРУЭ) и элегазовых выключателей для открытых распределительных устройств на классы напряжения 110 кВ и выше, а также вакуумных выключателей на напряжение 6-35 кВ (с некоторой долей элегазовых выключателей и КРУЭ).

Применение элегазовой или вакуумной аппаратуры на средние классы напряжения определяется как историческими условиями создания технологических баз, так и технико-экономическими показателями при производстве и эксплуатации. Каждое из указанных видов оборудования имеет свои полжительные стороны. Вакуумные аппараты требуют менее мощных приводов и обычно обладают более высоким коммутационным ресурсом, а элегазовые выключатели при коммутациях создают меньшие перенапряжения а значит, облегчают работу изоляции другого энергетического оборудования. Малый ход и скорость контактов вакуумных выключателей являются одновременнно их плюсом и минусом, состоящими в возможности использования легких, небольших пружинных или электромагнитных приводов. Элегазовую технику среднего класса напряжения по традиции предпочитают во Франции, Италии, странах Скандинавии и Испании, а вакуумную – в Германии, Великобритании, Японии.

При выборе элегазовой или вакуумной аппаратуры определяющее значение могут иметь условия, в которых функционирует оборудование. Например, элегазовые аппараты лучше применять в цепях электродвигателей ограниченной мощности при относительно небольших длинах соединительных кабелей, а также в роли выключателей нагрузки (в том числе в составе КРУЭ). Вакуумные выключатели эффективнее всего действуют там, где требуются частые коммутации и большой ресурс. Достоинством вакуумных выключателей перед элегазовыми является простота конструкции. Значительным недостатком элегазовых выключателей является высокая температура снижения элегаза (при давлении 1,5 Мпа она составляет всего 60С). Соответственно, элегазовые выключатели с высоким давлением гасящей среды нужно снабжать автоматическими подогревателями.

В целом можно считать, что доля элегазового оборудования на средние классы напряжения на глобальном рынке стабильно занимает 20-30% всех коммутационных аппаратов. Кроме ограниченной области применения вакуумных выключателей по номинальному напряжению, нет других серьезных поводов, ограничивающих использование элегазовых и вакуумных выключателей.

Компании, действующие в сфере коммутационной аппаратуры, часто обновляют номенклатуру своих изделий, проектируют аппараты новых поколений для повышения их надежности и ресурса, уменьшения габаритов материалоемкости.

Ресурс лучших вакуумных выключателей достигает на данный момент 40-50 тыс. при коммутации номинального тока и 100 операций при коммутации номинального тока отключения, межремонтный период элегазовых выключателей составляет 15 лет. При этом размеры и материалоемкость устройств не меняются при сохранении главных параметров и повышения надежности.

Уровень разработок элегазового оборудования в России приближается к ведущим мировым образцам, особенно это касается тех, которые сделаны в рамках международных проектов: ВЭИ – Корейский электротехнологический институт (Республика Корея); ВЭИ – «Кромптон Гривз» (Индия); НИИВА-«Хендэ» (Республика Корея); ВЭИ – «Самсунг» (Республика Корея). Высокий научный потенциал и долгий опыт успешной работы в сфере элегазовой аппаратуры дают возможность создавать современное высокоэффективное коммутационное оборудование.

В то же время нужно учесть и отставание Российской Федерации от ведущих в техническом отношении стран в освоении выпуска элегазовой техники. Его причина — в основном общий спад производства и замедленный темп развития энергосистем за последние 20 лет. Поэтому главными задачами развития элегазовой аппаратуры в нашей стране с учетом главных мировых тенденций являются:

ликвидация отставания в обеспечении энергетических систем современным коммутационным оборудованием при одновременном усовершенствовании массогабаритных характеристик аппаратов, их удешевлении и повышение надежности;

создание цифровых систем управления, диагностики и проверки оборудования;

разработка систем и способов предсказывания срока службы коммутационной техники;

разработка выключателей с синхронным включением.

В последнее время настороженность вызвала возможная экологическая опасность элегаза. В связи с этим следует отметить, что несмотря на принадлежность к ряду фторидов, элегаз не состоит в списке веществ, запрещенных или ограниченных в применении. Кроме того, общий вклад элегаза в парниковый эффект атмосферы не превышает 0,2% (доля элегаза электротехнического оборудования значительно меньше).

Несмотря на явные преимущества элегазовых и вакуумных аппаратов, полный переход на их использование занимает не один год и даже не один десяток лет. При постоянном растущем внедрении нового оборудования в эксплуатацию сохраняется еще немалое количество устаревшей техники.

В последние 20 лет в мире не вводилось в эксплуатацию практически никаких других выключателей на напряжение 63 кВ и выше, кроме элегазовых. Если рассматривать состав выключателей с возрастом от 10 до 20 лет, то среди них явно преобладают элегазовые (кроме элегазовых, в последнее десятилетие было введено еще примерно 30% маломасляных выключателей). И только среди выключателей с возрастом от 20 до 30 лет элегазовые в меньшинстве по сравнению с маломасляными и воздушными, но их больше, чем баковых масляных.

Распределение по типам выключателей в России не совпадает с мировыми тенденциями. Так, среди выключателей на напряжение 110 кВ и выше преобладают баковые масляные выключатели, а элегазовые занимают менее 1%. Распределение выключателей в энергосистемах России по типам очень напоминает вид распределения в мире выключателей с возрастом более 30 лет.

Можнозаключить, что по степени оснащенности современными выключателями отечественные энергосистемы отстают от иностранных прблизительно на 30 лет. Причем остаются в эксплуатации выключатели, конструкция которых является давно устаревшей (воздушные выключатели серий ВВН, ВВШ, ВВ, масляные баковые выключатели типа МКП и др.).

Элегазовые выключатели широко используются в КРУЭ, где элегаз применяется в качестве изоляции. Из российских производителей широко известно НПО «Электроаппарат», создавшее для КРУЭ серию элегазовых выключателей на напряжения 110 и 220 кВ с высокими техническими свойствами.

Несмотря на то, что серийное производство КРУЭ в России освоено с 70-х годов, масштабы применения КРУЭ у нас в стране также пока отстают от общемировых тенденций – установлено всего около 350 ячеек КРУЭ на напряжение от 110 до 220 кВ, в то время как, скажем, в Японии за то же время выпущено около 7000 ячеек КРУЭ на напряжение от 77 до 800 кВ.

С другой стороны, в России КРУЭ разработаны на полный диапазон номинальных напряжений и по сути созданы комплектно-распределительные устройства третьего поколения. К сожалению, большая часть этих разработок воплощена только в рамках международных контрактов. Смена поколений КРУЭ происходит обычно не реже, чем в 6-8 лет.

К отличительным чертам последнего поколения КРУЭ можно отнести:

число контактных пар выключателей вплоть до напряжения 362 кВ не более одного, а до напряжения 800 кВ – не более двух;

токи отключения выключателей – до 63 кА, номинальные токи – до 8000А;

применение дугогасительных устройств с комбинированным принципом гашения дуги;

снабжение КРУЭ быстродействующими заземлителями на линейных выводах;

обеспечение КРУЭ системами диагностики практически всех основных свойств;

преобладающее использование в элегазовых выключателях автономных приводов – пружинных и гидравлических.

Такие элегазовые коммутационные аппараты нового поколения созданы всеми основными компаниями, в том числе ВЭИ (КРУЭ-170 кВ нового поколения совместно с фирмой «Самсунг») и Научно-исследовательским институтом высоковольтного аппаратостроения (С.Петербург). На «Уралэлектротяжмаш» налажен выпуск современных элегазовых выключателей колонкового типа с пружинным приводом на напряжение 110-220 кВ.

Ситуация с развитием и внедрением вакуумной коммутационной аппаратуры в России более благоприятна. Вакуумная аппаратура обладает развитой производственной базой и стабильно выпускается на протяжении многих лет. Большую роль в ее освоении сыграл основатель этого направления – ВЭИ. Разработан и производится весь спектр аппаратов средних напряжений (до 110 кВ), весьма популярный у потребителя. Массовый выпуск вакуумной аппаратуры был налажен еще в 70-е годы, когда построили и запустили Минусинский завод вакуумных выключателей (МЗВВ). На сегодняшний день несколько заводов серийно выпускают ВДК и более десятка – вакуумные выключатели.

Остающиеся в использовании морально и физически устаревшие выключатели создают много трудностей.

По данным РАО ЕЭС 15% всех выключателей высокого напряжения не соответствуют условиям эксплуатации; износ подстанционного оборудования превышает 50%. Более трети воздушных выключателей 330-750 кВ, составляющих основу коммутационного оборудования межсистемных электросетей, имеет срок службы более 20-ти и даже 30-ти лет. Аналогичная ситуация с коммутационным оборудованием на напряжение 110-220 кВ.

Устаревшие выключатели и системы их обеспечения требуют больших эксплуатационных расходов.

На мировом рынке до 2010 г. не существовало альтернативы элегазовым и вакуумным выключателям. И сейчас продолжаются работы по их модернизации.

Применяется сочетание автопневматического способа гашения и распространенного на сегодняшний день метода автогенерации давления в элегазовых выключателях. Это снижает энергоемкость привода и позволяет применять экономичный и надежный пружинный привод для элегазовых выключателей напряжением 245 кВ и выше.

Повышение эффективности гашения дуги дает возможность повысить напряжение на один разрыв выключателя до 360-550 кВ.

Проводятся работы по дальнейшему улучшению контактных систем ВДК, поиску наилучшего распределения магнитного поля для эффективного гашения вакуумной дуги и уменьшения диаметра камер. Продолжаются работы по созданию ВДК на напряжение более 35 кВ (110 кВ и выше) для вакуумных выключателей высокого напряжения.

Вакуумная аппаратура начинает использоваться на низком напряжении (1140 В и ниже), причем не только в виде контакторов, но и выключателей, аппаратов управления.

Проводятся работы по замене элегаза на смеси его с другими газами, а также использованию альтернативных газов.

Уровень разработок элегазовой и вакуумной аппаратуры по большей части удовлетворяет требованиям потребителя.

В настоящее время объем подачи на российском рынке зарубежной элегазовой аппаратуры серьезно превосходит объем продаж отечественных аппаратов. Российским производителям все труднее соперничать с зарубежными из-за технологической отсталости и отсутствия средств на техническое переоборудование.

О ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЯХ — применение частотно регулируемого электропривода на объектах ЖКХ

О ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЯХ - применение частотно регулируемого электропривода на объектах ЖКХ

Использование частотно регулируемого привода на базе ПЧ (преобразователя частоты) автоматического управления электроприводов (центробежных насосов), используемых в системах водоподачи, вентиляции, дымососов и т.п. позволяет сменить режим работы насосов из циклического в режим постоянной работы с нужной результативностью. Такие системы отлично подходят для объектов водоканала, очистных сооружений, теплоцентрали и т.п. поступающий на контроллер ПЧ сигнал с датчика давления будет гарантировать поддержание в системе водо- и теплоснабжения стабильное давление. Получается, что регулируя обороты двигателя, можно будет поддерживать производительность насосов с помощью настоящих теплоносителей — воды, газа и т.п.

Практика показывает, что чем выше давление в системах при циклическом режиме, тем выше риск гидравлических ударов, при которых сильно увеличивается аварийность в трубопроводах и значительно возрастает число «протечек». На каждую атмосферу давления «протечки» трубопроводов возрастают на 7%.

Экономия электроэнергии составляет до 30%.

Основная экономия косвенная и состоит из продления ресурса двигателя, коммутационных агрегатов в несколько раз, снижение аварийных состояний трубопроводов и снижение «протечек» от 5% до 25%. Эта величина определяется техническим состоянием трубопроводов, давлением в них и присутствием гидравлических ударов.

Среднестатистический % утечек воды по РФ составляет 25%, по Москве более 40%. Преобразователи частоты российского производства в 2,5 раза дешевле аналогичных иностранных моделей, а при коллективном использовании станции управления цена дополнительно уменьшается.

Управление распределением электроэнергии с помощью смарт-сетей

Управление распределением электроэнергии с помощью смарт-сетей

Энергетические смарт-сети помогут создать экономически привлекательную замкнутую систему для распределенных генераторов и устройств для хранения электроэнергии. Они могут вызвать рост рынка электроэнергии, открывая новые ниши, где распределенная энергия будет экономически выгодной. Этот рост уменьшит расходы за счет производственных масштабов, что позволит сократить стоимость, делая распределенную энергию более подходящей для широкого применения.

Особенность применения распределенных ресурсов заключается в том, что каждый раз при удвоении объема производства, стоимость за единицу продукции уменьшается на 20%.

Таким образом, интеллектуальные электросети помогут удешевить и смягчить рыночные барьеры для таких технологий, как солнечное фотоэлектричество, тепловыделяющие элементы и микротурбины, а также для новых способов накопления энергии вроде возобновляемых тепловыделяющих элементов.

Благодаря смарт-сетям рынок сбыта оборудования для модернизации систем энергоснабжения может стать одним из самых перспективных для распределенной электроэнергии.

Обеспечивая легкость соединения и управления распределенными энергоресурсами, умные сети дадут возможность удовлетворить спрос на электроэнергию благодаря генераторам, расположенным в данном месте. Это приведет к использованию недорогих альтернатив при возведении подстанций и расширении линий электропередач в динамично растущих регионах. Крупные, состоящие из мелких сетевых генераторов «виртуальные электростанции» могли бы устранить потребность в магистральных линиях электропередач.

Энергетические компании не скрывают возможность огромной экономии средств из-за перехода на распределенную электроэнергию, применение которой не требует вложений, нужных для перестройки стандартных сетей. Однако для того, чтобы ввести этот инновационный подход в действие, нужно начать по-другому относиться к энергетической отрасли в целом и нормативно-правовой базе в частности. Для подобных нововведений также нужно создать новую нишу на рынке.

Современные энергетические компании, разрабатывая долгосрочные планы модернизации сетей, при их исполнении часто практически не используют возможности бюджетных альтернатив.

Если умные сети найдут свое применение, компании-операторы распределительных и магистральных сетей будут обнародовать схемы плановой модернизации и их стоимость.

При этом станет вполне реально удовлетворять потребности рынка при меньших затратах. Это, в свою очередь, будет являться стимулом для агрегаторов принимать участие в тендерах на распределение энергоресурсов, на управление энергопотреблением и проведение мероприятий по увеличению эффективности. Способность смарт-сетей к незаметному для пользователей объединению энерготехнологий снижает расходы при объединении всех тендерных предложений, привнося целесообразность в эту рыночную нишу.

Перемены в законодательстве смогут обеспечить частным электроэнергетическим компаниям нужный стимул для использования инновационных возобновляемых ресурсов вместо стандартных ремонтных работ.

У компаний, которым гарантирована норма прибыли, базирующаяся на капиталовложениях, меньше стимула снижать количество инвестиций в инфраструктуру, им не нужно удовлетворять потребности сторонних организаций. Установление нормы прибыли на проведенные работы станет причиной того, что компании станут сокращать капиталовложения.

Один из стимулов к использованию распределенных ресурсов, позволяющему снизить расходы, является их способность наращивать мощность, что дает прямой толчок росту спроса. Создание центральных станций и новых линий передач для удовлетворения растущего спроса неизбежно вызовет большие проблемы с пропускной способностью сети. Подобная система, как правило, действует по принципу «бум-спад»: от недостатка до переизбытка мощности.

Распределенные ресурсы поступают на линию с постепенным приростом и гораздо большей скоростью, поэтому они сильнее соответствуют графикам нагрузки. Так как они поступают не все сразу, распределенные ресурсы требуют меньшего вложения капитала в технологии, которые в будущем могут отойти на второй план на рынке. Сокращая финансовые риски, являющиеся следствием крупных капиталовложений, распределенные источники также приводят к значительной окупаемости.

Сокращение только на один пункт процентной ставки снизило бы цену содержания всей энергетической инфраструктуры на 11 млрд. долларов к 2020 году.

Распределенные ресурсы также помогают снизить расходы, сокращая проблемы, возникающие перед энергетической промышленностью. Например, все понимают, насколько затруднительно получить разрешение для прокладки линии электропередач.

Если же построить энергогенератор близко от мест потребления, можно намного сократить необходимость проведения новых линий или вовсе избежать ее.

При использовании небольших электростанций не нужно будет проводить частые проверки окружающей среды, их установка вряд ли вызовет сопротивление населения.

Интеллектуальные энергосети могли бы облегчить возможность продавать излишнюю электроэнергию. В то время, как 36 стран внедряют закон об учете вырабатываемой электроэнергии, предписывающий учитывать избыточную электроэнергию из небольших генераторов, в большинстве случаев общий ее объем не превышает 1 МВт. Например, в США, в настоящее время 10 энергокомпаний представляют собой весь рынок избыточной электроэнергии, кроме того, в этом рыночном секторе установлены правовые барьеры.

Управляя «умными» сетями, операторы мелких генераторов могли бы поставлять избыточную электроэнергию в соседние здания, а также фирмам-агрегаторам.

Преобразователи, блокирующие короткие замыкания в сетях постоянного тока

Преобразователи, блокирующие короткие замыкания в сетях постоянного тока

На сегодняшний день все преобразователи, питающиеся от источника напряжения (VSC), применяемые в сетях постоянного тока высокого напряжения (HVDC), не могут предотвращать короткие замыкания со стороны постоянного тока.

Для большинства ситуаций, где использовались подобные преобразователи (например, двухточечные соединения с использованием только кабелей постоянного тока), это ограничение не является слишком строгим. Этот минус легко компенсируется достоинствами технологии VSC. Однако, когда рано или поздно, появятся сети постоянного тока с большим числом терминалов, или покрывающие континент, эти ограничения больше не будут приемлемыми, так как короткое замыкание в одной линии или кабеле выведет из строя всю сеть. В таких ситуациях сеть нуждается в использовании либо выключателей постоянного тока, либо преобразователей VCS особого типа, способных погасить напряжение, вызванное коротким замыканием в сети постоянного тока.

К самым распространенным видам современных VSC для сетей постоянного тока высокого напряжения (HVDC), относится «полумостовой» вариант модульного многоуровневого преобразователя (HB-MMC). В нем преобразователь состоит из множества одинаковых подмодулей, каждый из которых содержит конденсатор большой емкости и два полупроводниковых выключателя (БТИЗ). Поскольку HB-MMC не могут устранить ток, возникающий при коротких замыканиях на стороне DC, то традиционным способом ликвидации таких коротких замыканий сейчас является применение выключателей переменного тока, соединяющих преобразователь с сетью переменного тока. Однако с позиции силовой электроники такое решение считается медленным — оно требует 60-100 мс. Выключатели постоянного тока должны работать гораздо быстрее. Стабильную нишу в технологии таких выключателей постоянного тока заняла компания Alstom, и базирующиеся на данной технологии решения должны стать коммерчески доступными уже скоро.

Другим вариантом могла бы стать модификация самого преобразователя, чтобы потребность в выключателе постоянного тока отпала окончательно. Именно это и делает «полномостовой» вариант модульного многоуровневого преобразователя (FB-MMC).

Являющийся на сегодняшний день жизнеспособным временным вариантом, при использовании в многотерминальной сети DC преобразователя VSC, подмодуль FB-MMC может, фактически, использоваться не только для сетей HVDC, но и в усовершенствованном компенсаторе STATCOM компании Alstom. Но FB-MMC не относятся к оптимальным типам блокировки коротких замыканий в преобразователях VSC, ведь их цена и потери энергии значительно выше, чем у HB-MMC.

Для ликвидации этого недостатка Alstom разрабатывает модернизированный преобразователь с блокировкой короткого замыкания, получивший название Alternate Arm Converter (AAC).

Преобразователи, блокирующие короткие замыкания, такие как FB-MMC или AAC, могли бы стать отличным решением для относительно маленьких сетей постоянного тока с тремя или четырьмя терминалами. Они также подходят для двухточечных соединений с применением воздушных линий, в которых могут часто возникать короткие замыкания из-за попаданий молнии. Восстановление постоянного тока в таких цепях будет требовать, чтобы все преобразователи, поставляющие постоянный ток, блокировались на недолгое время.

После этого преобразователи можно опять разблокировать для проверки того, остается ли ток короткого замыкания. Если замыкание уже исчезло, то сеть может быть запущена в эксплуатацию. Однако если замыкание продолжается (обычно это вызвано отказом кабеля), то вся сеть будет оставаться обесточенной до тех пор, пока обслуживающий персонал не ликвидирует неисправность кабеля — что может занять несколько недель. Но, если сеть постоянного тока покрывает значительную площадь или обладает большим количеством терминалов, она становится критическим элементом всей системы передачи энергии, и, в качестве таковой, не может быть выведена из строя на долгое время. Поэтому возникает нужда в дополнительных средствах оперативного изолирования вышедшей из строя секции сети, чтобы другие, действующие части сети DC могли возобновить работу.

Для этого не нужен выключатель постоянного тока, ведь преобразователь уже прервал ток короткого замыкания. Требуется лишь «быстрый разъединитель», способный быстро изолировать отказавший участок.

Стандартным разъединителям для размыкания цепи требуется несколько секунд, и во многих случаях это может быть неприемлемым. Однако известно два способа повышения скорости.

Во-первых, в качестве разъединителя может подойти стандартный выключатель переменного тока. Время его срабатывания составляет 60-100 мс. Второй способ, который можно назвать сверхбыстрым разъединителем, состоит в использовании механического выключателя, входящего в состав полного выключателя цепи постоянного тока.

Несмотря на то, что второй способ может быть затратнее первого, его скорость намного выше (требует менее 5 мс), а цена значительно дешевле, чем у полноценного выключателя переменного тока.

Выбор между этими двумя способами будет зависеть от того, насколько строгим является требование к снижению времени простоя сети постоянного тока. К примеру, сеть постоянного тока обслуживает густонаселенный городской район, и применяет главным образом подземные кабели. Здесь скорость, скорее всего, играет наиболее важную роль. С другой стороны сеть постоянного тока может применяться для передачи электроэнергии на значительные расстояния с помощью воздушных линий, где скорость может быть менее критичной.

Управление размыканием таких быстрых разъединителей требует достаточно сложных алгоритмов.

Общей характеристикой всех замыканий и всех типов оборудования HVDC является то, что в устойчивом состоянии сумма токов на концах кабеля должна быть нулевой. Это вызвано тем, что к кабелю не подключена никакая нагрузка, и ток, который идет в кабель с одного его конца, должен выйти через другой конец. При коротком замыкании внутри сбойной ветви возникают дополнительные пути для прохождения тока, а значит, сумма токов в кабеле становится не равной нулю — по сути, она всегда положительна. С другой стороны, в неповрежденной ветви, в которой есть только две точки (концы кабеля), через которые может поступать и уходить ток, сумма токов в кабеле остается равной нулю.

Однако, поскольку длина линий электропередачи, обычно варьируется от десятков до сотен километров, распространение задержки по кабелю может занять несколько миллисекунд, и на переходной период, в рабочих частях кабеля сумма токов может стать негативной. В связи с этим возможно выявить, где находится короткое замыкание внутри кабеля, анализируя знак мгновенной суммы токов кабеля. Если это минус, то короткое замыкание отсутствует в данной ветви. Если же это плюс, то в данном участке кабеля имеется короткое замыкание.

Такой способ поиска уже был проверен в реальной сети переменного тока высокого напряжения с четырьмя терминалами и сетчатой структурой. Такая сеть представляет одну из наиболее сложных топологий с точки зрения защиты в связи с существованием нескольких путей, по которым может следовать ток короткого замыкания.

Преобразователь с альтернативным плечом (AAC)

Что привело к разработке AAC?

В отличие от модульного многоуровневого преобразователя типа полумост (HB-MMC), способного получать напряжение постоянного тока только одной полярности, MMC с полным мостом может создавать как положительное, так и отрицательное напряжение постоянного тока. Эта способность получать как то, так и другое напряжение лежит в основе его способности гасить постоянный ток короткого замыкания. Но FB-MMC может генерировать гораздо большее негативное напряжение постоянного тока, чем, по сути, требуется для ликвидации неполадки. Именно поэтому и была разработана новая концепция, ААС, направленная на предоставление более оптимальной возможности устранения неисправностей с применением меньшего числа подмодулей.

Как работает AAC?

В MMC, каждый из шести «вентилей» должен обладать достаточным числом подмодулей, чтобы автономно обеспечить требуемое напряжение постоянного тока. Но в течение большей части времени эта полная возможность не нужна. AAC позволяет предотвратить эту ситуацию, имея отдельный «главный выключатель», подключенный последовательно с подмодулями. Он состоит из нескольких последовательно соединенных БТИЗ, что позволяет почти вдвое снизить число подмодулей. В результате потери энергии серьезно снижаются по сравнению с традиционным преобразователем FB-MMC, и приближаются к тем, которые достигаются в HB-MMC — но при этом добавляется возможность ликвидации постоянного тока короткого замыкания.

Есть ли другие плюсы?

Еще одно преимущество состоит в том, что все БТИЗ в главном выключателе гораздо менее массивны, чем подмодули, которые ими замещаются (в состав подмодулей входят большие конденсаторы). Поэтому, за счет снижения числа подмодулей можно уменьшить занимаемое пространство. Более того, главные выключатели могут быть спроектированы так, что при нормальной работе они включаются и выключаются, когда и напряжение и ток равны нулю (так называемое, «мягкое выключение»). В результате главный выключатель не несет потерь при выключении, а проблемы с одновременной правильной поочередной работой большого количества БТИЗ, намного облегчаются.