Wodne elektrownie szczytowo-pompowe przeznaczone są do gromadzenia pobranej energii elektrycznej, a następnie oddawania jej do sieci. W porze niskiego zapotrzebowania na moc, nadmiar energii elektrycznej w systemie służy do pompowania wody do górnego zbiornika. W okresie zwiększonego popytu woda spływa z górnego do dolnego zbiornika przez turbinę, generując moc elektryczną. Odwracalne turbozespoły działają więc na przemian jako silnik-pompa lub turbina-generator.

Uwzględniając ubytek odparowanej wody i straty w turbozespole, przy wytwarzaniu elektryczności odzyskuje się jedynie 70 do 85% energii pobranej na przetłoczenie wody do górnego zbiornika. Główne zadanie elektrowni szczytowo-pompowych polega na wyrównywaniu bilansu mocy w systemie elektroenergetycznym. Poprawia to ekonomikę wytwarzania energii, gdyż umożliwia pracę największych źródeł podstawowych, jak elektrownie cieplne i atomowe ze stałym, optymalnym obciążeniem, zapewniającym najwyższą sprawność. Eliminuje się przy tym konieczność użycia dodatkowych źródeł włączanych krótkotrwale dla pokrycia zapotrzebowania szczytowego. Siłownie te spełniają także ważne zadanie regulacji częstotliwości z uwagi na szybkość reakcji na nagłe zakłócenia równowagi popytu i generacji. Niestety koszty budowy elektrowni szczytowo-pompowych są bardzo wysokie.

Rys. 1. Schemat poglądowy elektrowni CAES:
1 – sprężarka,
2 – odwracalny generator-silnik,
3 – turbina gazowa,
4 – podziemne zbiorniki powietrza

Pierwsze elektrownie szczytowo-pompowe zbudowano już w latach 90. XIX wieku. W 2009 r. łączna moc zainstalowana w elektrowniach szczytowo-pompowych na świecie przekroczyła 127 GW. Przewiduje się, że do 2014 r. wartość ta wzrośnie do 203 GW. Światowym liderem są Stany Zjednoczone z potencjałem wytwórczym 21,5 GW, co stanowi 2,5 % wszystkich mocy zainstalowanych w tym kraju. Warto zwrócić uwagę, że praca tych źródeł powoduje wypadkowy pobór (czyli stratę) 6288 GWh/rok energii elektrycznej. Ta niemała w sensie fizycznym strata jest oczywiście z nawiązką kompensowana przez wspomniane korzyści dla systemu elektroenergetycznego. Natomiast kraje UE dysponują mocą 38,3 GW (2007 r.) z ogólnej mocy 140 GW zainstalowanych w energetyce wodnej.

Nowe technologie

Dla podniesienia efektywności działania elektrowni pompowo-szczytowych opracowano szereg udoskonaleń stosowanych rozwiązań. Wykorzystano podziemne zbiorniki, np. nieczynne kopalnie soli. Roztwór soli jest gęstszy od wody słodkiej o około 20%, dzięki czemu wzrasta energia mechaniczna cieczy gromadzonej w górnym zbiorniku. Inny pomysł polega na wykorzystaniu turbin wiatrowych lub nawet energii słonecznej do napędu pomp tłoczących. Obiecujące perspektywy rokuje też lokalizacja tych siłowni nad morzem, które służyłoby za dolny zbiornik.

Rys. 2. Widok elektrowni Huntorf

Potwierdzone w praktyce korzyści przyniosło wdrożenie nowej koncepcji wykorzystania energii sprężonego powietrza. Technologia nazwana skrótowo CAES (compressed air energy storage) jest modyfikacją tradycyjnego cyklu elektrowni pompowo-szczytowych opartych na turbinach gazowych. Technologia ta wykorzystuje tanią, pozaszczytową energię elektryczną do gromadzenia sprężonego powietrza, które następnie służy do napędu turbiny gazowej w porze szczytu. Tradycyjne elementy cykli z turbiną gazową (GT – gas turbine) i układu turbiny gazowo-parowej (CC – combined cycle) zostały w technologii CAES skonfigurowane odmiennie, w sposób zapewniający ich lepsze wykorzystanie. Główna różnica między technologiami CAES, a GT i CC dotyczy stopnia sprężania. W układzie CAES sprężarka powietrza i turbina gazowa są całkowicie rozdzielone, natomiast w układach GT i CC urządzenia te zainstalowano na wspólnym wale. Konwencjonalna turbina gazowa pracuje dzięki spalaniu mieszaniny powietrza z paliwem. Następnie mieszanina ta ulega rozprężaniu w rozprężaczu niskociśnieniowym. Sprawność turbiny gazowej zależy od przepływu masy i temperatury spalin wylotowych. Niezbędny przepływ mieszanki zapewnia sprężarka zabudowana na tym samym wale. Moc netto układu GT równa się uzyskanej mocy mechanicznej, pomniejszonej o moc napędową sprężarki. Znaczna ilość ciepła uchodząca do atmosfery obniża sprawność układu. W układzie CC spaliny wylotowe przepływają przez odzysknicowy kocioł parowy, który zasila turbinę parową. W tym układzie sprawność wzrasta o wielkość odpowiadającą ciepłu wykorzystanemu w turbinie parowej.

Natomiast w technologii CAES oddzielny zespół sprężarek napełnia w porze pozaszczytowej podziemny zbiornik (np. pieczarę skalną) powietrzem o wysokim ciśnieniu. W godzinach szczytu energetycznego zmagazynowane powietrze sprężone zostaje wypuszczone ze zbiornika i po drodze ulega jeszcze podgrzaniu przez spaliny wylotowe z części niskoprężnej turbiny gazowej. Część ciepła zawartego w tym wysokociśnieniowym strumieniu podgrzanego powietrza zostaje odzyskana w rozprężaczu wysokiego ciśnienia. Uzyskany strumień powietrza ulega następnie wymieszaniu z paliwem. Po zapłonie mieszanina przepływa przez część niskoprężną konwencjonalnej turbiny gazowej. Znaczna część ciepła pozostałego w strumieniu wylotowym służy do podgrzania wysokociśnieniowego strumienia powietrza wypływającego ze zbiornika. Moc netto układu CAES jest sumą mocy wytworzonych przez części wysoko- i niskoprężną turbiny. Energia elektryczna zużywana do napędu sprężarek jest pobierana w porze pozaszczytowej. Istotna oszczędność wynika właśnie z poboru taniej energii elektrycznej do napędu sprężarek, co umożliwia wykorzystanie całej wytworzonej mocy w turbinie gazowej do produkcji energii elektrycznej w porze szczytowego zapotrzebowania. Następną zaletą układu CAES jest wykorzystanie zaworu regulacyjnego zapewniającego stały wypływ powietrza ze zbiornika. Dzięki temu części wysoko- i niskoprężne turbin uzyskują stałe, optymalne warunki pracy.
Wyższość technologii CAES najlepiej uwidacznia porównanie mocy uzyskiwanych z omówionych układów wykorzystujących tę samą turbinę gazową firmy Alstom typu 11NM:
• CAES – 300 MW,
• CC – 130 MW,
• GT – 87 MW.

Wdrożenia

Dotychczas technologia CAES została wdrożona w dwóch elektrowniach szczytowych: Huntorf (Niemcy) – 290 MW oraz McIntosh Alabama (USA) – 110 MW. Obecnie trwają prace nad realizacją siłowni Norton Energy Storage (NES) w stanie Ohio (USA) o docelowej mocy 2700 MW. Elektrownia NES będzie wykorzystywać tanią, pozaszczytową (nocną) energię z niedociążonych elektrowni podstawowych do wypełniania sprężonym powietrzem podziemnego zbiornika o pojemności 10 mln m³. W porze dziennej powietrze uchodzące ze zbiornika będzie po wymieszaniu z gazem ziemnym napędzać dziewięć turbin o mocy 300 MW każda.

Rys. 3. Rozmieszczenie obiektów elektrowni Huntorf

Usytuowana w północnych Niemczech E.ON Kraftwerke Huntorf została uruchomiona w 1978 r. jako pierwsza w świecie elektrownia pompowo-szczytowa w technologii CAES. W obiekcie wykorzystano istniejące dwie pieczary solne o łącznej pojemności 310 tys. m³, sięgające głębokości 800 m. Podczas cyklu roboczego ciśnienie gromadzonego powietrza zmienia się od 70 do 43 (wyjątkowo 20) atmosfer, przy czym dopuszczalna szybkość jego zmian wynosi 15 atmosfer na godzinę. Przy pracy turbiny gazowej z nominalnym przepływem powietrza 417 kg/s uzyskuje się moc netto 290 MW. Sprężarka pobiera 60 MW do wtłaczania 108 kg/s powietrza. Napełnianie pieczar zajmuje do 12 godzin, zaś ich opróżnianie około trzech godzin. Pieczary solne wytrzymują zmiany ciśnienia w bardzo szerokich granicach: od atmosferycznego do 100 atmosfer. Liczba cykli pracy turbozespołu, czyli sprężania-rozprężania, waha się w ciągu roku od kilkudziesięciu do czterystu.

Piotr Olszowiec
na podstawie artykułu
„The worldwide development
and rehabilitation
of pumped storage project”,
HydroWorld. com 2010