|
|
Разразившийся р 1973 г. энергетический кризис с катастрофическим для капиталистических стран ростом цен на нефть
(цена за баррель подскочила с 2 до 30 долл.) особенно остро ощущался в
канадских провинциях, примыкающих к зал. Фанди, поскольку 48 % электроэнергии
в энергосистеме MIS производилось на электростанциях, использующих нефть.
Учитывая эти обстоятельства, а также прогресс в технологии
строительства, турбостроения и усовершенствование методов оптимизации энергии
ПЭС в системе, правительства провинций Нью-Брансуик и Новая Шотландия и
федеральное правительство Канады создали новый комитет
по изучению приливной энергии, по - рекомендации которого
3/XII 1975 г. было подписано соглашение о пересмотре проекта 1969 г. На этот новый проект отпущено 3,6 млн. долл. и создан административный комитет во главе с
Кларком, имя которого на протяжении многих лет олицетворяет плодотворную
деятельность канадских специалистов по покорению приливов Фанди. В ноябре 1977 г. был представлен проект под названием «Пересмотр приливной энергии Фанди»
На основе более тщательного исследования 23 створов была
подтверждена наибольшая эффективность трех ранее выбранных створов, которые
теперь получили новое обозначение: створ Шеподи — А6, Камберленд — А8 и
Кобекуид — В9.
В отличие от проекта 1969 г. принята установка только одностороннего действия, при которой удалось увеличить выработку в
ПЭС Кобекуид (с 7,56 ТВт-ч в проекте 1969 г. до 12 ТВт-ч) настолько, что она оказалась равной или даже превышающей выработку при двусторонней работе. При
этом оказалось, что двусторонняя работа снижает отношение доходов к затратам
для створа В9 с 1,07 до 0,81, а для створа А8 с 0,93 до 0,81.
Этот парадокс, противоречащий проекту 1969 г. и другим проектам (на Мезенской ПЭС двусторонняя вы- работка превышает одностороннюю на 18 ,
на ПЭС Северн — на 25 %), рассмотрен в гл. 4 и объясняется, очевидно,
ограничением возможности увеличения размещения агрегатов без подводной
скальной выемки. Здесь отметим лишь, что авторы проекта считают решение о
принятии односторонней работы не окончательным и исследование этой проблемы
решили провести на следующей стадии проектирования
Благодаря прогрессу в турбостроении, а также оптимизации
расчетного напора и частоты вращения агрегатов и в результате исследований,
выявивших меньшее снижение величины прилива, была поднята мощность ПЭС
в створах В9 и А8. Кроме того, изучение к тому времени
опубликованного и апробированного опыта сооружения наплавным способом
Кислогубской ПЭС позволило опровергнуть предположение проекта 1969 г. о неэкономичности этого способа, и, приняв его, существенно снизить стоимость осуществления
проекта.
В проекте разработаны конструкции наплавных блоков здания
ПЭС и водопропускной плотины. Блок здания ПЭС (для створа А8) вмещает два
агрегата и имеет размеры 54 Х47Х 41,05 м; блок с двумя водопропускными отверстиями имеет размеры 50,6 x 38,1x38 м (так же как для здания ПЭС, последний
размер — высота переменная, зависящая от глубины в створе). Приняты
капсульные агрегаты, но после получения результатов эксплуатации агрегата
Страфло на ПЭС Аннаполис и при подтверждении его преимуществ, заявленных
фирмой, будет решен вопрос о его применении.
Для удешевления электрического оборудования в проекте
применены газонаполненные шинопроводы и выключатели .
В результате принятых в проекте изменений экономические
показатели двух ПЭС существенно улучшились, а створ А6 из дальнейшего
рассмотрения был исключен.
Важным вкладом проекта 1977 г. в обоснование эффективного использования ПЭС явился системный анализ выявления эффекта
участия ПЭС в объединенных энергосистемах приморских провинций MIS, провинции
Квебек (Hydro-Quebec) и штатов Новой Англии США (система NEPOOL).
Для этого было рассмотрено участие ПЭС в створе В9 в
системах MIS и NEPOOL. Предполагается, что в системе MIS к этому времени в
случае отсутствия ПЭС будут работать электростанции мощностью 7,8 ГВт, в том
числе АЭС мощностью 3,4 ГВт, а в 2010 г. суммарная мощность составит 32,5 ГВт, в том числе АЭС — 20,7 и ГТУ— 4,5 ГВт с общей выработкой 125 ТВт-ч в год.
Ввиду того что мощность рассматриваемой ПЭС не может быто поглощена только
MIS, была предусмотрена возможность выдачи энергии ПЭС в соседнюю более
мощную энергосистему США NEPOOL, по- показатели которой для 1990 г. составляют 38,4 ГВт, в том числе АЭС— 18,1, ГТУ—3,2, ГАЭС—3,6 ГВт, а на 2010 г. — соответственно 112,5; 70,9; 11,8; 15,8 ГВт с общей выработкой 615 ТВт-ч в год.
При рассмотрении графика участия ПЭС следует учитывать,
что его нижняя часть (выдача мощности ПЭС) является скользящей по отношению к
верхней (50-минут- ный суточный сдвиг лунного времени по отношению к
солнечному), а также иметь в виду, что поглощение системой суточных импульсов
ПЭС уменьшает нагрузку остальных электростанций. При этом они должны иметь
возможность снижать свою мощность при включении ПЭС (и повышать при
выключении) со скоростью 66,7 МВт мин (при мощности ПЭС 3 ГВт). Такой
градиент изменения мощности фронтальной и тыловой частей импульса мощности
для совместно работающих ГЭС и ГАЭС не представляет проблемы, но в данном
случае, когда система состоит преимущественно из АЭС и ТЭС, эта задача должна
решаться только с помощью ТЭС, которые на современном уровне имеют следящую
способность^ равную только 3 %, что и предопределяет максимально допустимую
мощность ПЭС, которую может принять данная система. С учетом градиента набора
мощности ПЭС в 66,7 МВт/мин необходимая мощность ТЭС в системе должна
составить не менее 66,7:0,03^2,23 ГВт.
На основании этих исходных положений в проекте 1977 г. были рассмотрены возможные оптимальные варианты вписывания энергии ПЭС в энергосистемы MIS и
NEPOOL.
Эта задача решалась путем рассмотрения вариантов состава
энергосистем с участием или без участия ПЭС.
Проектируемая ПЭС была включена в планы развития
энергосистемы для определения сроков и способов ее наиболее рационального
использования. Сопоставление вариантов позволило определить относительную
ценность ПЭС для энергосистемы в целом. Для составления и анализа схем
развития энергосистемы была разработана подробная модель энергосистемы,
состоящая из четырех программ для ЭВМ. функциональные связи между которыми
приведены на 18.7.
Модель выполняет два типа функций— планирования и
моделирования. К числу функций планирования относятся оптимизация структуры
генерирующих мощностей, добавление новых агрегатов и определение резервных
потребностей. К функциям моделирования относятся регулирование работы ПЭС,
обычных ГЭС, ТЭС и АЭС и определение стоимостных показателей.
Исходными данными для модели служат единичные стоимости и
структура энергосистемы. Выходными данными являются дополнительные мощности,
капиталовложения и стоимости энергии. В число стоимостных показателей входят
капитальные затраты, топливные, эксплуатационные и ремонтные расходы
электростанций различных типов, а также -экономические параметры. В описание
структуры энергосистемы включены ежечасные нагрузки, исходные генерирующие
мощности, ежемесячные гидрологические данные и ежечасные мощности ПЭС для
8760-часового периода.
В варианте развития с учетом ПЭС вначале моделировалась
MIS, а затем та энергия n3S, которую эта энергосистема оказывалась не в состоянии
использовать, определялась в виде почасовых значений и передавалась как
исходные данные для расчета дополнительной энергосистемы.
Работа программ ЭВМ кратко заключалась в следующем.
В модуле CATO из хронологической годовой кривой нагрузки
энергосистемы с часовым интервалом вычитается мощность ПЭС, причем
учитываются статические и динамические возможности использования
энергосистемой выработки ПЭС. Неиспользованная энергия ПЭС либо реализуется
для насосного аккумулирования энергии.
Полученная путем вычитания из нее мощностей ГЭС кривая для
ТЭС передается в планирующий модуль OPTMIX. Эта подпрограмма выполняет две
функции. В соответствии с критерием вероятности непокрытия нагрузки она
определяет потребные значения установленной мощности и вычисляет/какие
агрегаты нужно добавить для обеспечения этих значений, причем таким образом,
чтобы добавляемые типы агрегатов соответствовали приближенно экономически
оптимальной структуре мощностей.
В последнем модуле программы вычис- — ляются
капиталовложения на единицу добавляемой мощности, и для тепловой энергии в
подпрограмме PROCOX вычисляются стоимости годовой выработки.
В результате анализа было установлено (для ПЭС Кобекуид в
створе В9), что объединенные энергосистемы MIS и NEPOOL к 1990 г., имея мощность 38 ГВт, смогут поглотить энергию ПЭС мощностью 3,36 ГВт. Структура
использования приливной энергии изображена на 18.8, о. В 1990 г. ближайшая система MIS будет использовать 59 % незарегули- рованной энергии ПЭС, остальная
энергия будет использоваться в NEPOOL (34 % в незарегулиро- ванном виде и 6 %
в зарегулированном через ГЭС и ГАЭС виде).
По условиям пропускной способности межсистемных линий,
равной 2,5 ГВт, до 5 % энергии ПЭС теряется и 1 % уходит на потери в линиях
электропередачи. Такое положение примерно сохраняется до 1995 г., после чего рост мощности в системе MIS и ГЭС в системе NEPOOL позволяет увеличить
потребление незарегулиро- ванной энергии ПЭС в MIS и зарегулировать ее в
большей степени в NEPOOL. А к 2010 г. вследствие роста в MIS доли ГЭС и ГАЭС
в ней будет использоваться 91 % энергии ПЭС, в том числе более 20 %
перерегулируете я на созданных к этому времени ГЭС и ГАЭС. При этом
строительство ГАЭС, дублирующих мощность ПЭС, не предусматривается.
Вначале (к 1990 г.) ПЭС позволит замедл ить наращивание
мощностей АЭС ( на 250 МВт), а вместо них про- изойде т увеличение ГТУ (на
300 МВт), а к 2005 г. мощность ТЭС уменьшится на 950 МВт и добавятся 400 МВт
на ГТУ. Таким образом, в результате включения ПЭС мощности, необходимые для
покрытия пиковых нагрузок, уменьшатся на 550 МВт. При этом оказывается, что
ПЭС одностороннего действия мощностью 3,3 ГВт за счет маневренных
возможностей системы, без дублирования мощности может вытеснить мощность 550
МВт, что составляет около 25 % установленной мощности ПЭСПЭС экономит 5,5
млн. баррелей нефти, 500 тыс. т. угля и 120 тыс. фунтов урана в год.
Схема двусторонней работы ПЭС позволяет выдать в пик не
15, а 35 % установленной мощности.
|