Рис. 6.6.5. Выработка геотермальной электроэнергии на душу
advertisement
6.6 ГЕОТЕРМАЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Доля геотермальных электростанций (ГеоТЭС) в мировой выработке электроэнергии составляла в 2004 году 0,3 % (см. рис. 6.1.3). На этих станциях в электроэнергию преобразуется внутриземное тепло, возникшее в результате радиоактивного распада урана, тория и калия (см. раздел 1.3). Современные ГеоТЭС, как отмечено в разделе 2.8, основываются на применении паровых турбин, использующих обычно внутриземной перегретый пар (рис. 6.6.1), испарение внутриземной горячей воды, обычно имеющей температуру приблизительно 200 oC или выше, при снижении давления (рис. 6.6.2), пар теплоносителя с низкой температурой кипения, получаемый в парогенераторе, нагреваемом внутриземной горячей водой с температурой от 100 oC до 200 oC (рис. 6.6.3). 3 2 4 G 5 6 7 1 Рис. 6.6.1. ГеоТЭС, использующая внутриземной перегретый пар. 1 паросодержащая трещинно-жильная скалистая порода, 2 поступление пара, 3 паровая турбина, 4 генератор, 5 конденсатор, 6 насос, 7 возврат воды в землю 285 5 6 4 G 3 7 2 o >200 C 8 9 1 Рис. 6.6.2. ГеоТЭС, использующая внутриземную перегретую воду. 1 пласт перегретой воды, 2 поступление горячей воды, 3 испаритель, 4 паропровод, 5 паровая турбина, 6 генератор, 7 конденсатор, 8 насос, 9 возврат воды 286 4 5 Пар жидкости с низкой температурой кипения 3 6 G 7 2 8 o o 100 C … 200 C 9 1 Рис. 6.6.3. Бинарная ГеоТЭС, использующая тепло горячей сухой скалистой породы. 1 скалистая порода с искусственными трещинами, 2 поступление нагретой воды, 3 парогенератор, 4 паропровод, 5 паровая турбина, 6 генератор, 7 конденсатор, 8 насос, 9 возврат воды Номинальная мощность турбогенераторных агрегатов ГеоТЭС находится обычно в пределах от 5 MW до 100 MW, но выпускаются и более крупные агрегаты; число агрегатов на станции может быть от одного до приблизительно двадцати. Вместо конденсационных турбин, показанных на вышеприведенных рисунках, могут применяться и турбины с отбором пара для теплоснабжения потребителей (другими словами, могут сооружаться ГеоТЭЦ). Данные десяти наиболее крупных ГеоТЭС мира на начало 2006 года представлены в таблице 6.6.1. Эти данные могут, однако, подвергаться изменениям, так как агрегаты ГеоТЭС могут демонтироваться или заменяться другими, а на некоторых станциях предполагается устанавливать дополнительные агрегаты. 287 Таблица 6.6.1. Крупнейшие ГеоТЭС мира на начало 2006 года Название или местонахождение Страна Geysers США (California) Tongonan Cerro Prieto Филиппины Мексика Makiling-Banahao Salton Sea Филиппины США (California) Gunung Salak Coso Tiwi Geothermal 1 и 2 Palinpinon Индонезия США (California) Филиппины США (California) Филиппины Число и мощность агрегатов MW 6 × 55 + 2 × 110 + 113 + 4 × 118 + + 138 = 1273 3 + 6 × 37,5 + 10 × 55 = 778 4 × 25 + 4 × 37,5 + 30 + 4 × 110 = = 720 2 × 47,5 + 6 × 55 = 425 1,5 + 3,5 + 5 + 9,5 + 10 + 11,5 + + 30 + 3 × 36 + 50 + + 51 + 54 = = 334 6 × 55 = 330 8 × 30 + 32 = 272 4 × 55 + 43 = 263 4 × 55 = 220 2 × 1,5 + 5 × 37,5 = 190,5 Год* 1985 2004 2000 1987 2000 2000 1999 2002 1986 1994 * Год ввода на полную мощность или последней реновации. ГеоТЭС по своему составу и устройству значительно проще и потому обычно дешевле, чем другие тепловые электростанции, особенно если на них используется перегретый геотермальный пар. Они не выбрасывают в атмосферу двуокись углерода или другие газы, а удельный расход электроэнергии на собственные нужды на них существенно ниже, чем на других тепловых электростанциях. Несколько сложнее и дороже получать тепло из сухих горячих скальных пород, которые обычно располагаются глубже, чем скопления горячей воды или горячего пара. Поэтому такие ГеоТЭС до настоящего времени строились сравнительно редко; во всем мире их меньше десяти. Отдаваемая в сеть мощность ГеоТЭС может просто и быстро регулироваться, но эти станции могут работать и при продожительной номинальной нагрузке. Это легко позволяет задать им в энергосистеме любые режимы работы в соответствии с суточными или другими графиками нагрузки. В некоторых геотермальных регионах могут, однако, возникать проблемы в связи с необходимостью удаления солей, содержащихся в геотермальных паре или воде. Данные о выработке геотермальной электроэнергии по странам мира на основании анализа, представленного в 2005 году международной геотермальной конференцией [6.7], приведены на рис. 6.6.4, а о выработке геотермальной электроэнергии на душу населения – на рис. 6.6.5. 288 Мир 56,79 TWh США 17,92 TWh 31,6 % Филиппины 9,25 TWh 16,3 % Мексика 6,28 TWh 11,1 % Индонезия 6,08 TWh 10,7 % Италия Япония Новая Зеландия Исландия Коста-Рика Другие страны Эстония 5,34 TWh 3,47 TWh 2,77 TWh 1,48 TWh 1,15 TWh 3,04 TWh 0 9,4 % 6,1 % 4,9 % 2,6 % 2,0 % 5,3 % Рис. 6.6.4. Страны с наибольшей выработкой геотермальной электроэнергии в 2005 году 289 0 Мир Океания Сев. Америка Европа Азия Африка Южная Америка 50 100 150 200 kWh/cap. 8,8 84,6 52,7 9,6 4,9 1,2 0 5027 Исландия 675 Новая Зеландия 249 Коста-Рика Эль-Сальвадор Филиппины Италия США Мексика Никарагуа Кения Индонезия Япония Эстония 138 113 93 61 60 52 31 28 27 0 Изменения по сравнению с предыдущим годом Размер + – До 0,2 % Более 0,2 , до 2 % Более 2, до 5 % Более 5 % Рис. 6.6.5. Выработка геотермальной электроэнергии на душу населения в 2005 году. Представлены страны, в которых этот показатель в два или более раза превышает среднемировой уровень 290 Единственный пригодный для использования геотермальный регион Балтийских стран находится в Литве, вблизи Клайпеды (Klaipeda) и Кретинги (Kretinga). Из горячего песчаника, расположенного на глубине до 2,5 km, можно было бы при помощи бинарных ГеоТЭС (см. рис. 6.6.3) вырабатывать до 0,8 TWh электроэнергии в год. К 2010 году планируется построить в этом регионе, в Клайпеде и Видмантае (Vydmantai), две относительно малых ГеоТЭС общей мощностью в несколько мегаватт. Геотермальное тепло можно использовать и непосредственно, без преобразования в электроэнергию, прежде всего для отопления зданий. В большом масштабе геотермальное отопление применяется в Исландии; например, в столице этой страны Рейкявике (Reykjavik) сооружена геотермальная система теплофикации, охватывающая весь город. Первый в мире паромашинно-генераторный агрегат (мощностью 0,7 kW), работающий на вулканическом паре, в 1904 году установил на заводе борной кислоты в городе Лардерелло (Larderello, Италия) итальянский химик, князь Пьеро Джинори-Конти (Piero Ginori-Conti, 1865–1939).10 марта 1914 года там же вступила в строй первая в мире ГеоТЭС Лардерелло-1 мощностью 250 kW. В 1949 году эта станция, после отключения своей первой очереди и сооружения второй и третьей очередей, достигла мощности 185,5 MW. Более интенсивное строительство ГеоТЭС в других регионах мира началось в 1950-е годы, и в 1960 году в Калифорнии (California) вступил в строй первый агрегат крупнейшей в мире ГеоТЭС Гейзерс (Geysers). В 1970 году японский электротехнический Тосиба (Toshiba) приступил к серийному выпуску геотермальных турбоагрегатов преимущественно мощностью 55 MW или 110 MW, которые устанавливаются на ГеоТЭС как в самой Японии, так и на Филиппинах, в Индонезии и в других странах. На бинарные ГеоТЭС, а в большей степени на тепловые насосы, подходят электростанции, использующие тепло верхних слоев океанской воды в экваториальном поясе Земли или вблизи этого пояса. С 1930 года удалось построить несколько опытных электростанций такого типа мощностью до 1 MW, но ни одна из них не оказалась устойчивой к резкопеременным океанским условиям – обычно их трубопроводные системы разрушались штормами через несколько месяцев. Исключением является электростанция мощностью 1 MW, располагающаяся на пароме вблизи порта Тутикорин (Tuticorin, на западном побережии Индии), действующая с 2004 года. В США, Японии и других странах разработаны проекты строительства таких станций мощностью до 100 MW, которые к настоящему времени еще не реализованы. 291 6.7 СОЛНЕЧНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ Доля солнечных электростанций (СЭС) в мировой выработке электроэнергии в 2004 году составляла всего 0,01 % (см. рис. 6.1.3), но различные виды СЭС в настоящее время быстро развиваются, и их доля в выработке электроэнергии с каждым годом возрастает на несколько десятков процентов. СЭС (а также другие установки, использующие солнечное излучение) могут быть разделены на две группы: с концентрацией излучения при помощи зеркальных или линзовых систем (например, СЭС башенного типа или с параболическими зеркалами), без концентрации излучения (например, воздушнотурбинные СЭС и солнечные пруды, а также большинство фотоэлементных СЭС). На СЭС башенного типа (на солнечных башнях) для концентрации солнечного излученя используются плоские зеркала (гелиостаты), поворачиваемые при помощи автоматических следящих или программированных электроприводов и направляющих излучение на приемник излучения (ресивер), коэффициент поглощения которого близок к единице (0,95 или больше) (рис. 6.7.1). 3 4 7 6 G 5 1 2 8 9 Рис. 6.7.1. Принцип устройства СЭС башенного типа (схематично). 1 зеркала, ориентированные на Солнце, 2 башня, 3 приемник излучения, 4 жидкий теплоноситель с высокой температурой кипения, 5 парогенератор, 6 аккумулятор тепла, 7 паротурбогенераторный агрегат, 8 конденсатор, 9 запас теплоносителя В СЭС такого типа, построенных к настоящему времени, площадь одного гелиостата доходит до 100 m2 или выше, а число гелиостатов – до 2500. Облученность принимающей площади приемника излучения может достигать 600 kW/m2, что позволяет нагревать теплоноситель (например, синтетическое масло или азотнокислые соединения щелочных металлов) приблизительно до 292 температуры 1000 oC. Чаще всего используют все-таки более низкую температуру (от 500 oC до 600 oC). Вместо двухконтурной схемы, изображенной на рис. 6.7.1, может применяться и одноконтурная, в которой на вершине башни размещается солнечный парогенератор (рис. 6.7.2). 3 4 6 G 5 1 2 7 Рис. 6.7.2. Принцип устройства одноконтурной СЭС башенного типа (схематично). 1 зеркало, ориентированное на Солнце, 2 башня, 3 парогенератор, 4 пар, 5 аккумулятор пара, 6 паротурбогенераторный агрегат, 7 конденсатор Первая СЭС башенного типа (мощностью 64 kW), устройство которой приблизительно соответствовало изображенному на рисунке 6.7.2, но на которой вместо гелиостатов использовалось параболическое зеркало площадью 2500 m2, была торжественно пущена в эксплуатацию 25 января 1977 года в Одейло (Odeillo, во Французских Пиренеях). В 1981 году вблизи города Даггет (Daggett) в пустыне Мохаве (Mojave, штат California, США) была построена СЭС Solar One, соответствующая схеме рис. 6.7.1, выходной мощностью 10 MW. На этой станции было 1818 гелиостатов общей площадью 72 500 m2. В 1986 году станция была модернизована путем добавления 108 гелиостатов общей площадью 10 260 m2 и с переходом на теплоноситель из смеси азотнокислых натрия и калия (60 % NaNO3 и 40 % KNO3). Станция, переименованная в Solar Two, сохранила выходную мощность 10 MW. В стадии строительства находится СЭС Solar Tres мощностью 15 MW, с суммарной поверхностью зеркал 240 000 m 2 и с аккумулятором тепла на 600 MWh, что обеспечивает равномерную выходную мощность станции в течение всего лета и годовой коэффициент использования номинальной мощности 65 %. В 1998 году в Южно-Африканской Республике началось проектирование СЭС Northern Cape такого же типа, но с выходной мощностью 100 MW (4000…5000 гелиостатов по 140 m2). В Испании, недалеко от Севильи (Sevilla), в 2007 году была запущена первая в Европе коммерческая башенная СЭС PS10 мощностью 11 MW, расположенная на высоте 1000 m над уровнем моря. В том же месте к 2013 году предполагается соорудить несколько СЭС различных типов общей мощностью 300 MW [6.8]. Кпд башенных СЭС находится в пределах от 12 % до 20 %. Такие станции при одной и той же электрической мощности обходятся в 2,5…3 раза дороже, чем классические топливосжигающие КЭС, но этот недостаток может полностью 293 компенсироваться главным преимуществом СЭС – отсутствием выброса в атмосферу двуокиси углерода и других продуктов сгорания топлива. Несколько проще конструкция СЭС с параболоцилиндрическими зеркалами, принцип устройства которых представлен на рис. 6.7.3. 1 3 2 6 G 4 7 8 5 Рис. 6.7.3. Принцип устройства СЭС с параболоцилиндрическими зеркалами (схематично). 1 солнечное излучение, 2 поле концентраторов, 3 жидкий теплоноситель с высокой температурой кипения, 4 парогенератор, 5 аккумулятор тепла, 6 паротурбогенераторный агрегат, 7 конденсатор, 8 запас теплоносителя По фокусной линии параболоцилиндрических зеркал, ориентированных на юг, проложены стальные трубы со специальным покрытием, эффективно поглощающие солнечное излучение. Для снижения потерь тепла каждая стальная труба размещена в стеклянной трубе, образующей вакуумную рубашку. В трубах протекает жидкий теплоноситель с высокой температурой кипения, нагревающийся в большинстве случаев до температуры от 300 oC до 400 oC. В парогенераторе температура теплоносителя снижается до 120 oC … 130 oC. Ширина параболических зеркал находится обычно в пределах от 2 m до 5 m, а их длина доходит до 150 m. Системой слежения за солнцем может изменяться только угол наклона зеркал, но не угол направления по горизонтали. Поэтому коэффициент использования солнечного излучения в этой системе меньше, чем на башенных СЭС (обычно в пределах от 10 % до 12 %), но в целом система проще и дешевле. Кроме того, такие СЭС легко могут быть предусмотрены на значительно бóльшую номинальную мощность, чем башенные СЭС. Опыты по использованию параболоцилиндрических зеркал в маломощных солнечных энергоустановках начались в 1930-е годы, но только в 1984…1986 годах рядом с вышеупомянутой башенной СЭС Solar One была построена первая в мире СЭС с параболоцилиндрическими зеркалами, состоящая из двух очередей SEGS-I и SEGS-II выходной мощностью соответственно 13,8 MW и 30 MW (SEGS = Solar Energy Generating System, ‘солнечная система генерирования энергии’). В 1987…1989 годах там же, в пустыне Мохаве (Mojave), на расстоянии 30 km от названных, в местности Крамер Джанкшен (Kramer Junction), появилась СЭС, состоящая уже из пяти очередей (от SEGS-III до SEGS-VII) выходной мощностью 5 30 MW = 150 MW, а в 1989…1990 годах в местности Харпер Лейк (Harper Lake) – крупнейшая в мире СЭС мощностью 92 MW + 108 MW (SEGS VIII ja SEGS-IX). Такого же типа СЭС, но несколько меньшей 294 мощностью, построены и в других странах мира. В 2008 году в Испании, в провинции Гранада (Granada), вступила в строй действующих первая очередь СЭС Андасоль (Andasol) такого же типа мощностью 50 MW, а вторая очередь такой же мощности должна заработать в 2009 году; поле зеркал этой станции занимает площадь в 1,3 km 1,5 km [6.8]. Вместо параболоцилиндрических зеркал для концентрации солнечного излучения на трубах теплоносителя может использоваться и система плоских зеркал, устроенная по принципу Френеля (Augustin Jean Fresnel, 1788–1827); упрощенно, для одной трубы такая система изображена на рис. 6.7.4. Первая такая СЭС мощностью 35 MW была построена в 2007 году в Лидделе (Liddell, Австралия). Спроектированы и более крупные станции, например, мощностью 300 MW в штате Флорида (Florida) США. Рис. 6.7.4. Принцип устройства трубчатой СЭС с плоскими зеркальными полосами (система Френеля) Параболоидные зеркала до сих пор использовались для концентрации солнечного излучения только в микро-СЭС и маломощных нагревательных и кипятильных установках (мощностью до 10 kW), в том числе в полевых кухнях. Однако в 2005 году американская фирма Stirling Energy Systems Inc. заключила с энергосистемой Южной Калифорнии (Southern California Edison) договор о сооружении электростанции мощностью 500 MW, основанной на применении таких концентраторов. На СЭС будет установлено 20 000 параболоидных зеркал диаметром 12 m (состоящих из 89 меньших зеркал), следящих за солнцем и концентрирующих излучение на цилиндрах двигателей Стирлинга мощностью по 25 kW. Станция должна вступить в строй в 2010 году, и в дальнейшем планируется расширить ее до мощности 850 MW. В Калифорнии намечается строительство еще нескольких таких СЭС [6.8]. Суммарная мощность СЭС, работающих по принципу концентрации солнечного излучения (главным образом, башенных и с параболоцилиндрическими зеркалами), на начало 2008 года составляла в мире около 500 MW. Солнечные электростанции могут строиться и по принципам, не требующим концентрации излучения. Такие электростанции могут быть основаны на применении солнечных прудов, естественной тяги нагретого воздуха, приводящей во вращение воздушные турбины фотоэлементов. 295 Солнечный пруд представляет собой неглубокий (обычно глубиной приблизительно 3 m) водный бассейн, заполненный соляным раствором. Дно бассейна интенсивно поглощает солнечное излучение и нагревает донный слой воды, который растворяет больше соли, становится тяжелее и не перемешивается с верхними слоями воды; они остаются более холодными, и в них поэтому концентрация соли меньше. Верхние легкие слои воды хорошо пропускают солнечное излучение и не препятствуют существенному нагреву дна бассейна и донного слоя соляного раствора повышенной концентрации. Благодаря этому донный слой раствора может нагреваться до 90 oC или выше, а температура поверхностного слабого раствора остается на уровне приблизительно 30 oC. Нагретый раствор донного слоя может использоваться для испарения жидкости с низкой температурой кипения, а получаемый пар способен приводить во вращение соответствующую паровую турбину специальной конструкции (рис. 6.7.5). 9 1 10 G 8 7 11 2 4 5 3 6 Рис. 6.7.5. Устройство СЭС с солнечным прудом (схематично). 1 солнечное излучение, 2 солнечный пруд, 3 сетка, препятствующая возникновению поверхностных волн, 4 поверхностный слой воды со слабой концентрацией соли, 5 средний слой воды, в котором концентрация соли с глубиной увеличивается, 6 донный слой воды с сильной концентрацией соли, 7 нагретый раствор соли, 8 испаритель, 9 пар жидкости с низкой температурой кипения, 10 турбогенераторный агрегат, 11 конденсатор Воду для охлаждения конденсатора турбины можно брать из верхнего слоя пруда и направлять обратно. Кпд такой станции находится в пределах от 4 % до 8 %, и площадь пруда равна приблизительно площади поля коллекторов СЭС с параболоцилиндрическими зеркалами такой же мощности. Преимуществом такой станции перед другими СЭС считается возможность длительной работы при временной облачности, так как роль аккумулятора тепла выполняет сам пруд. Первая в мире СЭС такого типа (с площадью пруда в 7000 m 2 и мощностью генератора в 150 kW) была построена в 1979 в Израиле, около Мертвого моря. Другая такая СЭС (с площадью пруда в 3350 m 2 и мощностью генератора в 100 kW), принадлежащая Техасскому университету, работает с 1986 года в городе Эль-Пасо (El Paso) в штате Техас (Texas, USA). В 1993 году была пущена СЭС приблизительно такой же мощности 296 вблизи города Буй (Bhuj) в провинции Гуджарат (Gujarat) Индии. Более крупные СЭС такого типа до настоящего времени не строились. Принцип устройства СЭС, основанной на естественной тяге нагретого воздуха, изображен на рис. 6.7.6. Станция состоит из следующих основных частей: расстеленное у поверхности земли прозрачное (например, пленочное полимерное) покрытие, образующее коллектор нагревающегося воздуха, труба в середине коллектора, создающая сильную естественную тягу, воздушные турбины, размещенные между коллектором и трубой, приводящие во вращение электрогенераторы (при малой мощности СЭС может применяться и одна турбина, размещенная в нижней части трубы). Для выравнивания вырабатываемой мощности СЭС в коллекторе воздуха может предусматриваться аккумулятор тепла (например, резервуар горячей воды). 3 1 6 4 5 2 Рис. 6.7.6. Принцип устройства СЭС, использующей естественную тягу нагретого воздуха. 1 солнечное излучение, 2 прозрачное покрытие воздушного коллектора, 3 труба, 4 воздушная турбина, 5 генератор, 6 поток воздуха Идея такой СЭС была высказана еще в 1903 году, но первая (и до настоящего времени единственная) станция такого типа, мощностью 50 kW, была построена в 1982 году вблизи города Манзаранес (Manzaranes, Испания), в 150 km южнее Мадрида (Madrid). Диаметр коллектора этой СЭС составлял 244 m, диаметр трубы – 10 m и высота трубы – 195 m. В 1989 году станция пострадала от бури и затем была снесена. В Австралии, в штате Виктория (Victoria), планируется соорудить несколько таких станций мощностью по 200 MW, диаметр коллектора которых составлял бы 6 km, диаметр трубы – 130 m и высота трубы – 1000 m. Между коллектором и трубой необходимо установить 32 турбогенераторных агрегата; удельная стоимость станции предположительно составляет от 1500 $/kW до 2000 $/kW. Кпд такой СЭС намного ниже, чем башенных или с параболоцилиндрическими зеркалами (ниже 1 %), но считается, что этот недостаток компенсируется простотой ее конструкции. 297 На фотоэлектрических СЭС солнечное излучение при помощи вентильных фотоэлементов (см. раздел 3.11) преобразуется непосредственно в электрическую энергию постоянного тока. Для этого фотоэлементы собираются в виде плоских панелей в модули площадью обычно в несколько квадратных метров; чтобы получить требуемое напряжение, они соединяются между собой последовательно. Из модульных рядов путем параллельного соединения образуются секции, которые для получения требуемой мощности могут, в свою очередь, соединяться между собой параллельно. Секции или их группы присоединяют к инверторам, которые включают (обычно через трансформаторы) в электрическую сеть. Такая схема упрощенно представлена на рис. 6.7.7, а принцип конструктивного исполнения такой СЭС – на рис. 6.7.8. Мощность одного модуля (солнечной панели) обычно находится в пределах от 50 W до 1000 W, а число модулей на крупных фотоэлектрических СЭС может доходить до нескольких сотен тысяч. Модули могут устанавливаться в какомлибо фиксированном положении, соответствующем усредненным координатам Солнца, но используются и следящие системы, автоматически регулирующие углы наклона и (или) поворота панели. Кпд таких СЭС, в зависимости от типа фотоэлементов, в настоящее время находится в пределах от 10 % до 20 %, а удельная стоимость – в пределах от 4000 €/kW до 5000 €/kW. 1 2 3 4 Рис. 6.7.7. Принципиальная схема фотоэлектрической СЭС. 1 фотоэлектрический модуль, 2 фотоэлектрическая секция, 3 инвертор, 4 трансформатор. Коммутационные и защитные аппараты, а также другое вспомогательное оборудование не показаны 298 1 2 3 4 Рис. 6.7.8. Принцип устройства фотоэлектрической СЭС (схематично). 1 солнечное излучение, 2 поле фотоэлектрических панелей, 3 инвертор, 4 трансформатор Первая в мире опытная фотоэлектрическая СЭС была построена в 1977 году в Массачусетском техническом институте (Massachusetts Institute of Technology, США). В 1995…2000 годах стоимость фотоэлементов настолько снизилась, что практическое сооружение таких СЭС, особенно учитывая отсутствие каких-либо их вредных воздействий на окружающую среду, стало экономически целесообразным. Сначала мощность таких СЭС не превышала 1 MW, но в 2006 году в Покинге (Pocking), в Баварии (Германия), вступила в строй СЭС мощностью 10 MW. На начало 2008 года в мире имелось уже девять таких СЭС мощностью от 10 MW до 23 MW, а в 2009 году вблизи города Моура (Moura, Португалия) должна вступить в строй фотоэлектрическая СЭС мощностью 62 MW. В 2008 году в штате Виктория (Victoria) Австралии начато строительство фотоэлектрической СЭС мощностью 154 MW. Проводятся научные исследования по выявлению возможности и целесообразности сооружения таких СЭС в пустынных зонах Северной Африки и передачи вырабатываемой электроэнергии в Европу. В мире очень много фотоэлектрических энергоустановок малой мощности (от 10 kW до 1000 kW), обеспечивающих в большей или меньшей степени электроснабжение отдельных зданий или групп зданий. Такие установки могут оказаться целесообразными даже в климатических условиях Эстонии. В конце 2006 года общая мощность фотоэлектрических СЭС в мире составляла 7,8 GW, из которык к электрическим сетям были присоединены станции общей мощностью 5,1 GW. В 1968 году американский участник разработки космических программ, президент Международного общества солнечной энергии Петер Глезер (Peter Glaser) предложил создать фотоэлектрические СЭС, размещенные на специальных спутниках Земли, и в 1973 году получил на это патент США. По этой идее спутниковая СЭС должна находиться на геостационарной орбите (на высоте 36 000 km), преобразовывать получаемый от солнечных панелей постоянный ток в сверхвысокочастотное излучение (частотой 2,5 GHz, или длиной волны 12 cm) и передавать это излучение при помощи параболических узконаправленных антенн на Землю. При мощности от 5 GW до 10 GW площадь солнечных панелей составляла бы от 50 km 2 до 100 km2, диаметр передающей антенны – от 1 km до 1,5 km, диаметр принимающей антенны – от 10 km до 14 km и кпд электропередачи – приблизительно 70 %. Несмотря на значительную сложность реализации этого проекта, обсуждение его продолжается. 299 6.8 ПОДСТАНЦИИ Подстанции предусмотрены в энергосистемах и в системах электроснабжения крупных предприятий (см. раздел 7.8) или других крупных потребителей для передачи электроэнергии из сети одного напряжения в сеть другого (обычно более низкого) напряжения. В связи с этим основной задачей подстанции является преобразование напряжения, но иногда может потребоваться и преобразование рода тока. Кроме того, на подстанциях производится и распределение электроэнергии между отходящими линиями. В зависимости от применяемого преобразовательного оборудования различают трансформаторные подстанции, служащие обычно для понижения напряжения, но встречаются также подстанции для повышения напряжения; выпрямительные подстанции; инверторные подстанции; подстанции для преобразования частоты. Ниже кратко рассматривается устройство только трансформаторных подстанций как наиболее распространенных. Трансформаторная подстанция для понижения напряжения состоит, как правило, из трех основных комплексов оборудования, четко отличающихся друг от друга (см. рис. 6.8.1): распределительное устройство высшего напряжения, трансформаторы, распределительное устройство низшего напряжения. Кроме них, особенно на крупных подстанциях, в качестве отдельных комплексов могут предусматриваться еще помещения для аппаратуры управления и защиты, диспетчерские помещения, аккумуляторные установки, компрессорные станции, резервные (аварийные) агрегаты электропитания, мастерские, склады и т. п. Для обеспечения надежности работы на подстанции обычно устанавливаются два трансформатора. В более простых случаях, когда в электроснабжении потребителей могут допускаться перерывы для ремонтных работ на подстанционном оборудовании или аварийные отключения, на подстанции может предусматриваться только один трансформатор. Для повышения надежности электроснабжения потребителей, между такими однотрансформаторными подстанциями могут прокладываться резервные линии низшего напряжения (например, линия 7 на рис. 6.8.1). Распределительные устройства (РУ) и трансформаторы подстанции могут размещаться в отдельных зданиях, в специальных помещениях других зданий (в обоих этих случаях подстанции называются закрытыми) или на открытом воздухе (открытые подстанции). Встречаются и подстанции, часть оборудования которых (например, РУ низшего напряжения) размещена 300 закрыто, а часть (например, РУ высшего напряжения и трансформаторы) – открыто. 1 2 1 2 3 4 7 5 6 Рис. 6.8.1. Структура подстанции для понижения напряжения (пример). 1 входящие линии высшего напряжения, 2 выходящие линии высшего напряжения (могут и отсутствовать), 3 РУ высшего напряжения, 4 трансформаторы, 5 РУ низшего напряжения, 6 выходяшие линии низшего напряжения, 7 входящая линия низшего напряжения (может и отсутствовать) РУ как высшего, так и низшего напряжения разделены по числу трансформаторов на секции, которые могут быть постоянно между собой соединены, но могут работать и раздельно и включаться в совместную работу только в случае необходимости (например, при отключении одного из трансформаторов). На рис. 6.8.1 границы между секциями условно обозначены пунктирной линией. Каждая секция состоит из ячеек, в которых находятся коммутационные и защитные аппараты какой-либо линии, трансформатора или вспомогательного устройства. Ячейки каждой секции соединяются между собой сборными шинами (см. рис. 6.8.2). Среди аппаратов ячейки РУ высокого напряжения (выше 1000 V) наиболее важным является выключатель высокого напряжения, при помощи которого осуществляется включение и отключение соответствующей линии или трансформатора и который, кроме того, должен быть способным отключить ток короткого замыкания, возникающий при некоторых авариях и неисправностях и иногда в десятки раз превышающий ток нормального режима работы. При отключении тока короткого замыкания в контактной системе выключателя, отделенной от наружной среды, возникает мощная электрическая дуга, для уснешного гашения которой может применяться, в зависимости от конструкции выключателя, минеральное масло, поток сжатого воздуха, вакуум, поток элегаза (гексафторида серы SF6). 301 В соответствии с этим различают масляные, воздушные, вакуумные и элегазовые выключатели высокого напряжения. Встречаются и некоторые другие, более редкие типы выключателей. Управление выключателями высокого напряжения в настоящее время обычно осуществляется при помощи ЭВМ управления и контроля, установленных в диспетчерских пунктах, и местных микропроцессорных устройств автоматического управления и защиты. Микропроцессорные устройства обеспечивают, кроме того, передачу данных измерения электрических величин, сигналов о состоянии выключателя и других аппаратов (с фиксацией времени изменения состояния) и т. д. в пункты управления подстанциями. Вместо микропроцессорных систем управления в более простых случаях, а также на относительно старых подстанциях применяются системы, основанные на электромагнитных и других реле. 1 2 7 3 4 5 8 6 Рис. 6.8.2. Пример схемы ячейки РУ высокого напряжения. 1 сборные шины, 2 шинный разъединитель, 3 выключатель высокого напряжения, 4 трансформатор тока, 5 линейный разъединитель, 6 соединение с линией или трансформатором, 7 система управления, защиты, измерения и сигнализации, 8 ячейка Для осмотра или ремонта выключателя высокого напряжения его необходимо надежно отключить от других токоведущих частей ячейки. Для этого используются разъединители, отключение и включение которых может производиться только в бестоковом состоянии (при отключенном выключателе высокого напряжения) или, в некоторых случаях, при токе холостого хода цепи. Эти аппараты должны обеспечить и безопасность работы людей, для чего привод разъединителя в отключенном состоянии обычно запирается на замок. Разъединитель на стороне сборных шин называется шинным, а на стороне линии – линейным разъединителем. Если подача на линию напряжения от других источников абсолютно исключена, то линейный разъединитель может и не предусматриваться. При напряжении приблизительно до 20 kV могут применяться компактные ячейки, в которых выключатель высокого напряжения располагается на выдвижной тележке. В таком случае вместо разъединителей применяются 302 контактные разъемы высокого напряжения, одни части которых прикреплены к стационарной конструкции ячейки, а другие – к тележке. В некоторых более простых установках для отключения токов короткого замыкания вместо выключателей высокого напряжения могут применяться плавкие предохранители высокого напряжения. В таком случае операции включения и отключения производятся при помощи выключателей нагрузки, дугогасящие устройства которых проще и обладают меньшей отключающей способностью, чем выключатели высокого напряжения. В ячейках РУ низкого напряжения (до 1000 V) для отключения токов короткого замыкания предусматриваются автоматические выключатели или плавкие предохранители, которые могут размещаться стационарно или на выдвижных конструкциях (рис. 6.8.3). Если автоматический выключатель, рубильник или какой-либо другой выключатель используется в качестве разъединителя (выключателя безопасности), то у такого выключателя предусматривается возможность запирания рукоятки на замок в отключенном состоянии (может предусматриваться применение даже не одного, а нескольких висячих замков). a b c d 1 2 4 2 3 5 6 4 6 4 4 3 3 3 Рис. 6.8.3. Некоторые примеры схем ячеек РУ низкого напряжения. a со стационарным автоматическим выключателем, b с выдвижным автоматическим выключателем, c со стационарными плавкими предохранителями, d с выдвижным комплектом плавких предохранителей. 1 сборные шины, 2 автоматический выключатель, 3 трансформатор тока (в случае необходимости измерения тока), 4 штепсельный разъем, 5 неавтоматический выключатель, 6 плавкий предохранитель Трансформаторы, предусмотренные для открытой установки, обычно заполнены маслом. Чтобы предотвратить загрязнение почвы в случае утечки масла, под трансформатором размещается маслоприемник, из которого при целесообразности может быть проложен маслоотвод в центральный маслосборник. Та же мера применяется в случае размещения масляных трансформаторов во внутренних помещениях. В закрытых установках могут, однако, применяться сухие трансформаторы, которым маслоприемники не нужны и которые благодаря этому могут размещаться в любых зонах (в том числе на любых этажах) зданий и в любых призводственных помещениях. Устройство и проектирование подстанций подробно рассматривается в курсе Электроснабжение. 303 6.9 ЭНЕРГОСИСТЕМЫ Энергосистема, как отмечено в разделе 6.1, состоит из электростанций, электрических сетей различного напряжения и подстанций. В ее состав могут входить также теплофикационные установки и сети. Принцип построения энергосистемы (без тепловых сетей) представлен на рис. 6.9.1. 1 G 15 kV … 20 kV 1 G 220 kV … 500 kV 2 3 35 kV … 110 kV 4 5 6 6 kV … 20 kV 7 0,4 kV … 0,7 kV 8 Рис. 6.9.1. Пример структуры энергосистемы. 1 электростанция, 2 основная сеть энергосистемы, 3 подстанция основной сети, 4 региональная распределительная сеть, 5 подстанция региональной сети, 6 местная распределительная сеть города, сельской местности или предприятия, 7 подстанция местной сети, 8 сеть низкого напряжения Крупные электростанции энергосистемы объединены в основную (системообразующую) сеть, работающую обычно на напряжении от 220 kV до 500 kV. В Эстонии в этой сети применяются напряжения 110 kV, 220 kV и 330 kV, но к этой же сети относятся и морские кабельные линии напряжением 35 kV между материком и островом Сааремаа (Saaremaa). Через подстанции основной сети 304 электроэнергия передается в региональные распределительные сети, работающие обычно на напряжении от 35 kV до 110 kV (в Эстонии – 15 kV, 20 kV или 35 kV). К региональным распределительным сетям могут быть подключены и электростанции средней или малой мощности. Подстанции региональной сети передают электроэнергию в местные распределительные сети городов, предприятий и сельских районов, работающие обычно на напряжении от 6 kV до 20 kV (в Эстонии – 6 kV или 10 kV) и питающие местные подстанции, вторичное напряжение которых составляет обычно 400 V или 690 V (в Эстонии – 230 V или 400 V). Чтобы повысить надежность электроснабжения потребителей, линии высокого напряжения сетей обычно дублированы или образуют замкнутые контуры (замкнутые сети). В таком случае выпадение какой-либо одной линии не приводит к отключению подстанции и к возникновению перерыва в электроснабжении. К сетям энергосистем могут быть подключены местные промышленные и коммунальные электростанции, что также повышает надежность электроснабжения и рассредотачивает производство электроэнергии. Наиболее крупные электростанции Эстонской энергосистемы перечислены в таблице 6.9.1, а их местоположение вместе с линиями напряжением 330 kV и подстанциями того же напряжения показано на рис. 6.9.2. Особенностью этой системы может считаться то, что крупные электростанции находятся недалеко от северо-восточной границы республики, а наиболее крупные потребители электроэнергии, в том числе город Таллинн (Tallinn) – в западной части страны, что приводит к передаче больших объемов энергии на относительно дальнее расстояние (приблизительно 200 km). Таблица 6.9.1. Крупнейшие электростанции Эстонии на начало 2008 года Название или местонахождение Эстонская ЭС (Eesti Elektrijaam) Прибалтийская ЭС (Balti Elektrijaam) Иру (Iru) Кохтла-Ярве (Kohtla-Järve) Ахтме (Ahtme) Число и мощность агрегатов MW Год* 7 × 200 + 215 = 1615 2004 3 × 200 + 215 = 815 2005 100 + 90 = 190 1982 4 × 12 = 48 1978 20 + 12,5 = 32,5 1980 * Год окончания строительства или последней реконструкции. 305 ±150 kV Kohtla-Järve Püssi Iru Harku Кингисепп Rakvere Ahtme Kiisa Нарвская ГЭС Balti elektrijaam Eesti elektrijaam Paide 330 kV Sindi Tartu Псков Tsirguliina Valmiera Электростанция Подстанция Рис. 6.9.2. Наиболее крупные электростанции, линии основной сети напряжением 330 kV и линия постоянного тока напряжением ±150 kV Эстонской энергосистемы По воздушным линиям напряжением 330 kV Эстонская энергосистема соединена с энергосистемами Латвии, Литвы и России, а по морской кабельной линии постоянного тока напряжением ±150 kV – с энергосистемой Финляндии. Россия, другие страны СНГ и Балтийские республики объединены в крупный комплекс энергосистем, работающих на единой системе поддержания частоты. Преполагается, что к этому объединению в будущем может присоединиться и энергосистема Ирана. В Европе имеются еще три союза энергосистем, различающиеся друг от друга способом регулирования частоты: континентальная часть Европы (за исключением Скандинавских стран), с которой синхронно соединены и энергосистемы Турции и Марокко, Скандинавия (Норвегия, Швеция, Финляндия и датский остров Сялланд (Själland)), Великобритания и Ирландия. Основное различие между системами регулирования частоты энергосоюзов Европы и СНГ заключается в том, что в Европейских энергосоюзах управление частотой происходит децентрализованно, а в Единой энергосистеме России и в соединенных с ней других стран – централизованно. Колебания частоты в каждой из этих систем имеют поэтому различный характер, и они не могут, следовательно, работать между собой синхронно. Энергосистемы с различным способом регулирования частоты могут объединяться только через линии постоянного тока или через преобразовательные подстанции с промежуточным звеном постоянного тока. Энергосистемы континентальной части Европы (за исключением Скандинавских и Балтийских стран, а также стран СНГ) объединены в Европейский союз координации передачи электроэнергии (Union pour la 306 Coordination du Transport de l’Électricité, UCTE), общая мощность электростанций которого составляла в начале 2008 года приблизительно 650 GW и который координирует трансграничный обмен электроэнергией в соответствии с требованиями Европейского рынка электроэнергии и надежности электроснабжения Европейских стран. Союз был основан по инициативе Европейского экономического сообщества в 1951 году. До 1999 года он координировал и выработку электроэнергии и назывался Союзом координации производства и передачи электроэнергии (Union pour la Coordination de la Production et du Transport de l’Électricité, UCPTE). Среди прочих условий было предусмотрено, что каждая страна этого союза должна держать 2,5 % своей мощности в таком резерве, который позволял бы ввести ее в действие в течение 1 секунды. Центр координации этого энергосоюза находится в Вене (Wien). К Европейскому союзу координации передачи электроэнергии присоединена и часть Объединенной энергосистемы Украины – Львовэнерго («Бурштынский остров»). Другой такой же союз – НОРДЕЛ (NORDEL) – координирует с 1963 года развитие электроэнергетики в Норвегии, Швеции, Финляндии, Дании и Исландии. Для усиления конкуренции разных энергосистем, устранения их монопольного положения и, как результат, для снижения стоимости отпускаемой потребителям электроэнергии, считается необходимым создать как внутригосударственный, так и международный свободный рынок электроэнергии. Когда этот рынок свободен, то потребители свободны в выборе поставщика электроэнергии. В Эстонии открытие свободного рынка электроэнергии ожидается в 2013 году. Главной задачей энергосистемы является обеспечение надежного и, по возможности, бесперебойного электроснабжения потребителей. Для этого в энергосистемах предусматривают резерв мощности (например, для замещения наиболее крупного энергоагрегата при его плановом или аварийном отключении), применение замкнутых сетей, в которых при отключении любой из линий продолжается бесперебойная передача электроэнергии по линиям, оставшимся в работе, применение надежных энергопреобразователей, линий и коммутационных аппаратов, а также их дублирование, использование линий электропередачи и наружных энергоустановок, стойких к экстремальным воздействиям окружающей среды (бурям, гололеду, морозу, жаре и т. п.), в случае длительной перегрузки – перераспределение нагрузок, подключение резервных агрегатов и т. п., оперативное управление, постоянный контроль исправности оборудования и профилактическую замену изношенного оборудования или его частей, при возникновении неисправностей – немедленное селективное отключение поврежденного элемента путем использования надежной и точной защитной аппаратуры, стойкость всех элементов системы к кратковременному тепловому и электродинамическому воздействию токов короткого замыкания, 307 автоматическое одно- или многократное повторное включение воздушных линий (иногда и других элементов системы электроснабжения), если может считаться вероятным, что повреждение после отключения исчезнет, автоматическое включение резервных источников питания и резервных соединений при отключении основного источника питания, автоматическая передача, обработка и регистрация информации, характеризующей состояние и режим работы системы, использование универсальных систем слежения, измерения, управления, сигнализации и защиты, основанных на микропроцессорах и ЭВМ. Универсальные системы слежения, измерения, управления, сигнализации и защиты, основанные на ЭВМ и микропроцессорах, в технической литературе часто обозначаются английской аббревиатурой SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition). Приведенный перечень не является исчерпывающим. Энергосистемы используют все возможности, чтобы обеспечить не только надежное электроснабжение потребителей, но и высокое качество электроэнергии (стабильные напряжение и частоту, синусоидальность переменного напряжения и тока и т. п.). На надежность и экономичность работы энергосистемы влияют суточные и недельные (в меньшей степени также годовые) колебания электрической нагрузки системы. Поэтому все энергосистемы заинтересованы в выравнивании своей нагрузки во времени. На рис. 6.9.3 представлен один из типичных суточных графиков нагрузки энергосистемы. Характерными показателями графика являются некоторая минимальная нагрузка Pmin , которая обычно имеет место ночью, некоторая максимальная нагрузка Pmax , которая, в зависимости от состава потребителей и их режимов потребления энергии, может падать на утренние или вечерние часы, и средняя нагрузка Pav , равная потребляемой за сутки энергии, деленной на продолжительность суток. Pmax 3 Pav 2 Pmin 1 0 0 308 6 12 18 24 h Рис. 6.9.3. Суточный график нагрузки энергосистемы (пример). 1 базовая нагрузка, 2 полупиковая нагрузка, 3 пиковая нагрузка Нагрузку от нуля до минимальной суточной называют базовой нагрузкой. Эту нагрузку покрывают электростанции, измененение электрической мощности которых во времени затруднительно или нежелательно (например, атомные электростанции), ТЭЦ, регулируемые в функции тепловой нагрузки, электростанции, мощность которых зависит от природных явлений (например, ветряные и солнечные электростанции). Нагрузка от минимальной до средней суточной, изменяющаяся в течение суток в относительно больших пределах, называется полупиковой. Эту нагрузку покрывают обычно топливосжигающие конденсационные электростанции и гидроэлектростанции. Нагрузку от среднесуточной до максимальной называют пиковой. Эта нагрузка повторяется обычно два раза в сутки и длится как правило по несколько часов. Для покрытия этой нагрузки используются быстрозапускаемые и легко регулируемые электростанции (гидроэлектростанции, дизельные, газотурбинные и геотермальные электростанции), а при их отсутствии – топливосжигающие конденсационные электростанции (обычно малой или средней мощности). График нагрузки может эффективно выравниваться при помощи гидроаккумулирующих электростанций (см. раздел 5.3), которые ночью накапливают энергию, увеличивая этим базовую нагрузку, а во время пиков нагрузки покрывают электропотребление, облегчая работу других электростанций, менее приспособленных для покрытия пиковых нагрузок. С той же целью могут использоваться и другие аккумуляторы энергии. Кроме аккумулирования энергии, для выравнивания графика нагрузки могут приниматься и другие меры. Наиболее распространенной среди этих мер является установление таких двух- или многоставочных тарифов за пользование электроэнергией, которые стимулируют потребителей выравнивать свои суточные, недельные и иногда даже годовые графики потребления. Например, с промышленных предприятий могут отдельно взымать плату за потребление энергии и отдельно – за суточную максимальную мощность потребления, пользуясь формулой B = Pmax + Wa B Pmax Wa плата за полученную активную электроэнергию плата за единицу суточной максимальной мощности суточная максимальная потребляемая мощность плата за единицу активной электроэнергии потребление активной электроэнергии за учетный промежуток времени (например, за месяц) Суточная максимальная мощность устанавливается в договоре на получение электроэнергии, и при ее превышении может предусматриваться 309 соответствующая дополнительная плата. Кроме платы за активную электроэнергию, для промышленных потребителей устанавливается тариф за потребление реактивной электроэнергии. Для мелких потребителей (например, для населения) энергосистема может установить более простую двухставочную тарифную систему, по которой за потребление электроэнергии в ночное время или в выходные дни предусматривается пониженная (льготная) плата. Такая система, как и предыдущая, стимулирует абонентов энергосистемы выравнивать свои суточные и недельные графики потребления. Плата за электроэнергию в этом случае определяется по формуле B = 1 W1 + 2 W2 B 1 W1 2 W2 плата за потребление электроэнергии плата за единицу электроэнергии, потребляемой в дневное время электроэнергия, потребленная в дневное время рабочих дней льготная плата за единицу электроэнергии, потребляемой в ночное время или в нерабочие дни электроэнергия, потребленная в ночное время и в нерабочие дни Льготный ночной тариф, в зависимости от заинтересованности энергосистем в стимулировании абонентов на потребление электроэнергии во время более низкой нагрузки, обычно приблизительно в 2...3 раза ниже, чем дневной тариф. За реактивную энергию от мелких потребителей плата как правило не берется. Энергосистемы могут устанавливать специальные льготы потребителям, использующим электроэнергию в основном вне часов пиковой нагрузки системы (например, когда металлоплавильные печи работают только в ночные часы). Тарифы на электроэнергию в разных странах могут существенно отличаться друг от друга. В странах с обильными гидроэнергоресурсами электроэнергия дешевле, а в странах, импортирующих для выработки электроэнергии дорогое ископаемое топливо, – дороже. При установлении тарифов на электроэнергию учитываются и особенности графиков потребления разных групп потребителей. Например, для бытовых потребителей тарифы в 1,5...2 раза выше, чем для промышленных, так как они потребляют электроэнергию главным образом во время пиковой нагрузки энергосистем. Графики нагрузки электростанций и энергосистем могут выравниваться и путем межсистемного обмена энергией (особенно, когда системы находятся в различных временных поясах). С той же целью иногда применяется и относительный сдвиг рабочего времени отдельных предприятий. Если нагрузка во времени неравномерна, то электростанции не могут длительно использовать свою номинальную (установленную) мощность, под которой понимается сумма номинальных электрических мощностей установленных генераторов. Это обстоятельство может численно характеризоваться двумя способами: 310 a) через коэффициент использования номинальной мощности ku = Pav / Pn Pav среднегодовая мощность MW (= W / 8760, где W – годовая выработка электроэнергии MWh, а 8760 – продолжительность года в часах) Pn номинальная мощность станции MW b) через годовое время использования номинальной мощности Tu = W / Pn W Pn годовая выработка электроэнергии MWh номинальная мощность станции MW Если бы станция работала в течение всего года с номинальной мощностью, то годовое время использовния номинальной мощности составляло бы 8760 h/a. Из-за колебания нагрузки, необходимости иметь резерв мощности и из-за неизбежных перерывов в работе для проведения операций по уходу за оборудованием, эта величина ниже названной и зависит от типа станции, а также от того, покрывает ли станция базовую, полупиковую или пиковую нагрузку энергосистемы. Характерными могут считаться значения величины Tu для атомных электростанций – от 7000 h/a до 8000 h/a, для топливосжигающих теплоэлектростанций – от 4000 h/a до 6000 h/a, для ветряных электростанций – от 1500 h/a до 4000 h/a. Этот показатель используется и для характеристики как энергосистем в целом, так и отдельных стран. По данным статистического ежегодника ООН [1.20], в 2004 году он составлял для всей совокупности электростанций общего пользования мира 4382 h/a, из них для топливосжигающих теплоэлектростанций 4316 h/a, для гидроэлектростанций 3391 h/a, для атомных электростанций 7303 h/a, для геотермальных и ветряных электростанций 2407 h/a. Для электростанций общего пользования Эстонии в 2004 году этот показатель составлял 3964 h/a, а для электростанций, принадлежащих различным предприятиям, – 5296 h/a. 311 Литература 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6 6.7 6.8 312 Energiabilanss / Energy balance 2006. – Tallinn: Statistics Estonia, 2007. – 40 p. Strange, B. Early electricity supply in Britain: Chesterfield and Godalming // Proceedings of the IEE 126 (1979) No. 9, pp. 863…868. Zahlen und Fakten zur Windenergie. – Osnabrück: Bundesverband Windenergie, 2001. – 8 S. Wind Force 12. – European Wind Energy Association; Greenpeace. – 2003. – 50 p. Global wind 2007 report. – Brussels: Global Wind Energy Council, 2008. – 70 p. Pure Power. Wind Energy Scenarios up to 2030. – Brussels: European Wind Energy Association, 2008. – 60 p. Bertani, R. World Geothermal Power Generation 2001–2005 // GRC Bulletin 2006, May/June, pp. 89…111. Cohn, L.; Smit, R. The future: widespread use of CSP? // Sun & Wind Energy, 2008, No. 2, pp. 46…53.
