Инерционные (маховичные) накопители энергии

Под инерционным (маховичным) накопителем энергии понимается устройство, накапливающее энергию во вращающейся массе.

Инерционный накопитель состоит из:

а) тела вращения, обладающего значительным моментом инерции - маховика;

б) системы подвода и отвода энергии - трансмиссии.

Разгон маховика происходит при помощи подключения к источнику энергии, после отключения от которого накопленная энергия сохраняется длительное время и при необходимости используется. Инерционный накопитель можно схематично представить как систему «двигатель - маховик - генератор».

Запасенная маховиком кинетическая энергия определяется по формуле:

 

Таким образом, чем выше допустимая частота вращения маховика и меньше плотность материала, тем большей энергоемкостью он будет обладать. Маховики обладающие наибольшей удельной энергоемкостью называют - супермаховиками, благодаря применению углеродных композитов такие маховики имеют допустимую частоту вращения от 20 до 100 тыс.об/мин.

На основе супермаховиков, построены все современные инерционные накопители энергии.

Современная инерционная система состоит из ротора, подвешенного на магнитных подшипниках внутри вакуумной камеры (для уменьшения потерь), жестко связанной с обратимой электрической машиной (двигатель/генератор).

 

 

Использование магнитных подшипников позволяет существенно улучшить весогабаритные и энергоемкостные показатели, обеспечивает возможность управления динамикой ротора с маховиком при резких разгонах и торможении, допускает вакуумирование системы для уменьшения аэродинамических потерь.

Передача энергии осуществляется через герметический корпус посредством магнитной муфты, электромагнитного мотор генератора или гидромуфты.

 

Инерционные накопители инвариантны к месту установки и, в силу большой энергоемкости, компактны. Время реверса мощности определяется возможностью перевода разгонного двигателя в режим генератора (и наоборот) и составляет десятые доли секунды.

Инерционные накопители не чувствительны к изменениям температур как электрохимические аккумуляторы. Быстрая зарядка, долгий срок службы, высокая плотность энергии и мощность - основные достоинства таких систем. КПД до 95%.

Однако наличие вращающихся частей их делают менее надежными й потенциально опасными.

Перспективны для применения в космической технике, на транспорте, в системах, требующих рекуперации энергии, в системах автономного энергоснабжения. Однако широкого распространения не получили. Лишь в последние годы некоторые фирмы на Западе начали работу по внедрению маховичных накопителей энергии в энергосети.

 

 

Пневмо-воздушное аккумулирование (ПВА)

Пневматический способ аккумулирования энергии в виде воздушно-аккумулирующей газотурбинной электростанции (ВАЭС) был впервые запатентован в 1949 г., однако первая в мире установка установленной мощностью 290 МВт и работающая по этому принципу, была построена лишь в 1978 г. фирмой «Браун Боверн» в г. Гунторф (ФРГ). Схема работы ВАЭС Хунторф приведена на рис. 4.11

 

Установка включает двухступенчатую турбину высокого давлния с перегревом и двухступенчатый компрессор с промежуточным охлаждением воздуха. В часы прохождения минимума нагрузки Воздух под давлением 6 МПа закачивается в два подземных хранилища представляющие собой полости, вымытые в пластах каменной соли и расположеные на глубине 650-800м. Утечки при этом практически отсутсвуют. (рис. 4.12)

В период прохождения пика нагрузки сжатый воздух (при выключенном компрессоре) подается из хранилища в камеру сгорания ГТУ Объем хранилища 300 тыс.м3 обеспечивает работу ГТУ в течение 2 часов. При времени заряда - 8 часов и потребляемой мощности 60 МВт. Компоновка ВАЭС Хунторф показана на рис. 4.13.

 

В отличии от традиционной ГТУ которая в процессе работы для привода компрессора использует 2/3 потребляемого топлива, воздушно-аккумулирующая газотурбинная установка закачивает воздух в харанилище в часы малых нагрузок при низкой стоимости электроэнергии (например, ночью) и использует ее в требуемые часы нагрузки, для выработки электроэнергии. Этот фактор обеспечивает высокую эффективность системы.

 

 

Вторая пневмовоздушная аккумулирующая станция мощностью 110 МВт была построена в США, г. Макинтош, штат Alabama в 1991 г. В отличие от ВАЭС Хунторф, здесь применена схема с турбинами среднего давления (рис. 4.14) допускающая значительные утечки воздуха. При этом давление воздуха в хранилище должно превышать давление на входе в турбину, а давление на выходе из компрессора - давление в хранилище. Для данной компоновки используется двухступенчатое сжатие воздуха компрессором, а также промежуточное его охлаждение и регенерация газов на выходе из хранилища.

Главным недостатком таких систем является потребление ими дефицитных видов ископаемого топлива.

Схема аккумулирующей электростанции, использующей только энергию сжатого воздуха, без использования природного газа, показана на рис. 4.15

Модифицированная газовая турбина через разъемные муфты связана с электрической машиной и компрессором. В часы минимальных нагрузок электрическая машина работает в режиме синхронного электродвигателя и вращает компрессор, закачивающий воздух в подземный резервуар. В период прохождения максимума нагрузки воздух из хранилища поступает в камеру сгорания, где происходит его подогрев до 500...550°С и подача на лопатки газовой турбины. При этом электрическая машина переходит в генераторный режим и вырабатывает электрическую энергию, отдаваемую в сеть.

В некоторых проектах предлагается давление газа в полости под землей поддерживать постоянным с помощью расположенного на земле резервуара с водой. (Рис. 4.16)

 

Заполняя газовую полость при выходе воздуха на рабочую турбину, вода автоматически поддерживает давление, определенное высотой ее столба.

 

Тепловое аккумулирование

Тепловыми накопителями энергии называются устройства, в которых путем повышения температуры или изменения фазового состояния рабочего тела вследствие нагревания запасается энергия.

Теплоаккумулирующие установки отличаются от других накопительных систем одной особенностью: аккумулирующее

устройство не является самостоятельной станцией, работающей в составе ЭЭС (электроэнергетической системы), а непосредственно связано с определенной паросиловой установкой. Если по какой-то причине выходит из строя паросиловая установка, то не работает и аккумулирующее устройство, и наоборот.

Аккумуляторы тепловой энергии можно классифицировать по характеру протекания физико-химических процессов в теплоаккумулирующих материалах:

 

1) аккумуляторы емкостного типа, в которых используются материалы, которые при нагревании (охлаждении) не изменяют своего агрегатного состояния (вода, галька, природный камень, водные растворы солей и т.д.);

 

2) аккумуляторы фазового перехода, в которых используются процессы плавления (затвердевания) вещества (глауберова соль, парафин и т.д.);

 

3) аккумуляторы, основанные на обратимых физических и химических реакциях;

 

Для определения емкости теплового аккумулятора необходимо знать теплофизические характеристики теплоаккумулирующих материалов, часть из которых приведены в табл. 4.1.

 

Теплоаккумулирующую способность или количество теплоты, которое может быть запасено в жидкостной системе аккумулирования емкостного типа, кДж, определяется по зависимости:

 

Объем аккумулятора при известном количестве запасаемого тепла можно найти из (4.1) или (4.2) зная, что т -pV.

Если аккумулирующей средой служит твердое тело, которое нагревается и охлаждается без фазовых переходов, то тепловая емкость при этом определяется внутренней энергией и может быть найдена по (4.2), заменяя изобарную теплоемкость удельной теплоемкостью.

Емкость теплового аккумулятора, использующего фазовый переход, характеризуется изменением агрегатного состояния при постоянной температуре, давлении и массе. В этом случае емкость с учетом температуры окружающей среды может быть найдена из зависимости:

 

Для аккумулирования теплоты перспективно гспользование подземных водоемов, ц)унта, скальной породы и другкх природных образований. В крупномасштабных системах достаточно успешно используют железобетонные и стальные резервуары емшетью до 100 тыс. куб. м, в которых вода при температуре 80-130° С может сохранять до 8 млн. МДж теплоты в течение 3-х месяцев. Такой положительный опыт накоплен, например, в Швеции, где эксплуатируются крупные гелиотешюнасосные системы теплоснабжения поселков.