Тема 4. Возобновляемые источники энергии.

Вопрос 1. Проблемы использования виэ.

В течение длительного периода своего развития человечество пользовалось в основном ВИЭ – древесиной, ветром, напором воды. В конце 19 века всё большее распространение получили паровые машины, работающие на каменном угле, а в 20 в. двигатели, работающие на жидком топливе. Использование в технике каменного и бурого угля, торфа, нефти и природного газа в 20 в. стало подавляющим. Это объясняется их высокой теплотой сгорания и удобством добычи и транспортировки. Сегодня около 80% энергопотребления на планете обеспечивается за счет сжигания органического топлива. Среднее нергопотребление составляет 0,1* т.у.т. в год. При таком энергопотребление запасы топлива к концу 21 века могут быть практически израсходованы. Поэтому уже в настоящее время во многих странах мира всё большее внимание уделяется энергоснабжению на базе ВИЭ. Доля энергии, получаемой от возобновляемых источников за исключением гидроэнергетики и древесины пока невелики. По данным международного энергетического агенства производство э/э с помощью возобновляемых источников оценивается примерно в 200 млрд.кВт часов, что составляет около 5% ее общего производства. По прогнозам к 2020 году эта цифра достигнет 13%, а к 2060 году 33%. В США производство э/э на основе возобновляемых источников в общем ее объеме составляет 1%, в Дании 20%, в Нидерландах 10%, в Германии 12%, в России 0,1%. В 2010 г. в странах ЕС мощность возобновляемых источников составляла ветроэлектростанции 40ГВт, гидростанции 105ГВт, в том числе малые э/ст мощность которых 14ГВт ,отоэлектрическиесолнечные преобразователи 6ГВт, сжигание древесины и ее отходов 93ГВт и солнечные водонагреватели 20ГВт. То есть основными возобновляемыми источниками энергии являются гидроэнергия, биомасса и ветроэнергия. Ориентировочная 1кВт установленной мощности составляет 10 000$, солнечные э/ст 4 000$, геотермальные 2500, ветроэ/ст 1500, гидроэ/ст 1500, крупные э/ст с паровыми турбинами, работающие на угле 1200 , крупные парогазовые установки 700-800$. Э\ст, использующие орг.топливо пока дешевле солнечных, геотермальных и ветроэлектростанций. ГЭС также дороже паротурбинных э/ст, но их расчетный срок службы составляет 50 лет, а реальный значительно больше. В тоже время для паротурбинных э/ст срок службы 40 лет, а у газовых турбин 20 лет. Поэтому стоимость э/э, вырабатываемой на ВИЭ выше ее стоимости, получаемой на традиционных источниках, которые сжигают органическое топливо. А это сдерживает развитие возобновляемой энергии. В тоже время увеличиваются масштабы производства установок, использующих ВИЭ, а это снижает стоимость оборудования. В России уже сегодня необходимо более активно развивать энергетику на основе возобновляемых источников. Это дает возможность:

1. Обеспечить энергией отдаленные и труднодоступные районы страны, причем с меньшими затратами.

2. Сократить дорогостоящее строительство ЛЭП

3. Оптимизировать графики загрузки оборудования на других э/ст

4. Снизить выбросы загрязняющих веществ при производстве тепловой и э/э

5. Увеличить объемы использования органических энергоресурсов в качестве сырья для других отраслей промышленности за счет снижения их доли на выработку э/э.

6. Сохранить невозобновляемые энергоресурсы для будущих поколений.

7. Обеспечить энергетическую безопасность нашей страны.

ГИДРОЭНЕГРЕТИКА.

Гидроэлектростанция представляет собой комплекс сооружений и оборудования, при помощи которого осуществляется концентрация водной энергии и ее преобразование в электрическую.. Концентрация водной энергии заключается в сосредоточении падения напора реки в створах, удобных для строительства ГЭС. Силой, осуществляющей работу водного потока является вес воды. Действие силы воды определяется падением водотока, то есть разностью уровней воды в начале и конце рассматриваемого участка. Мощность водотока на рассматриваемом участке составляет Вт

𝛒 – плотность воды, кг/м3

g- ускорение свободного падения м/с

Q – сред.расход воды, м3/с

H – разность уравней воды в начале и конце участка, м

N = 9,81*Q*H кВт.

Энергия водотка определяется как

Э= N*t

t-время в секунду

Эта зависимость оценивает теоретические гидроресурсы, т.е. без учета потерь стока и водной энергии при ее преобразовании в электрическую. На равнинных реках, которые имеют меньшие уклоны по сравнению с горными концентрация гидроэнергии осуществляется в основном по плотинной схеме.

Разность уровней между верхним и нижним бьефом, определяющая напор ГЭС создается плотиной, при этом образуется водохранилище. Бьеф это часть водоема, реки или канала, расположенного по течению выше или ниже водонапорного сооружения.

ПЛОТИННАЯ СХЕМА СОЗДАНИЯ НАПОРА:

1. Водохранилище

2. Плотина

3. Гидротурбина

4. Электрогенератор

5. Турбинный трубопровод

6. Повысительный трансформатор

7. Здание ГЭС

Верхний уровень водохранилища, при котором ГЭС и ее сооружения работают длительное время носит название нормального подпорного уровня. При пропуске через плотину максимальных расходов допускается кратковременное повышение воды в водохранилище сверхнормального подпорного уровня до отметки, которую называют форсированным подпорным уровнем. В гидроузлах, выполненных по плотинной схеме, различают русловые и приплотинные здания ГЭС. Русловое здание входит в состав водоподпорных сооружений и воспринимает напор воды также как и плотина. В этом случае конструкция здания должна удовлетворять таким же требованиям устойчивости и прочности как и плотина. Гэс с русловыми зданиями строятся при сравнительно небольших напорах до 30-40 м, например Волжская ГЭС. ГЭС с приплотинным зданием строят при более высоких напорах. Здания располагаются за плотиной и не вопринимает напор воды. На крупных ГЭС такого типа напор доходит до 300 м, например Красноярская ГЭС. При гидроэнергетическом использовании горных и пригорных рек, которые имеют относительно большие уклоны, применяют деривационную схему создания напора. Под деривацией понимают совокупность сооружений, осуществляющих подвод воды трубопроводом канала или тоннеля к стационарному узлу ГЭС или отвод воды от него.

ДЕРЕВАЦИОННОЕ СОЗДАНИЕ СХЕМЫ НАПОРА.

1. Невысокая плотина

2. Водоприемник

3. Деривационный водовод

4. Турбинный трубопровод

5. Здание ГЭС

6. Русло реки

Вода из верхнего бьефа направляется в деривационный водовод, гидравлический уклон которого значительно меньше уклона реки. Благодаря различным уклонам в конце используемого участка реки создается разность уровней воды в реке и водоводе, которое определяет напор деривации. Деривационные ГЭС используются в горных условиях при больших уклонах реки и относительно малых расходах воды. Тогда при небольшой протяженности и малой площади сечение деривационного канала можно создать большой напор до 1000м и более и соответственно большую мощность. Существует также и комбинированные схемы создания напора, с помощью плотины и деривационных сооружений. Энергия потока воды превращается в э/э с помощью турбины и электрогенератора. Гидротурбины имеют различную конструкцию, но все они имеют только 2 венца. Первый венец образуют лопатки направляющего аппарата . С их помощью регулируют расход воды через турбину. Второй венец образует лопасти рабочего колеса турбины. Два последовательно расположенных венца составляют ступень турбины. Следовательно, гидротурбины являются одноступенчатыми. У крупных гидротурбин ось вращения располагается вертикально. Современные турбины и электрогенераторы имеют КПД, которое не превышает 86%. В мировом производстве э/э вклад гидроэнергетики составляет порядка 9%, но в некоторых странах гидроэнергетика занимает ведущее место. В Бразилии, Канаде и Швеции на долю ГЭС приходится 50% вырабатываемой э/э. В России эта цифра 20%.

Лекция 8

К положительным сторонам гидроэнергетики относится отсутствие загрязняющих веществ и относительная дешевизна э/э. Строительство ГЭС целесообразно и экономически обосновано на горных реках. При строительстве ГЭС на равнинных реках возникает ряд проблем. Наиболее серьезными из них являются:

1. Затопление земель и изъятие их из сельскохозяйственного оборота

2. Снижение скорости течения реки и ухудшение водообмена

3. Изменение микроклимата в зоне водохранилищ

4. Подтопление берегов, заболачивание.

Поэтому в настоящее время роль гидроэнергетики в больших масштабах возрастать не будет.

Создание водохранилища приводит к затоплению больших территорий. В зону затопления могут попадать сельскохозяйственные угодия, места рождения полезных ископаемых, промышленные и гражданские сооружения и т.п. Происходит подтопление прилегающих к водохранилищу земель из-за подъема уровня грунтовых вод. Из-за подъема и снижения уровня воды в водохранилище происходит размыв и обрушение берегов. Вследствие снижения скорости течения и уменьшения перемешивания воды по глубине изменяется физико-химические свойства воды, качество воды ухудшается. Водохранилища повышают влажность воздуха, изменяют ветровой режим прибрежной зоны, а также температурный и ледяной режим водотока. Это приводит к изменению природных условий, поэтому ГЭС необходимо проектировать с минимальным ущербом природе. Э/э , вырабатываемая на ГЭС в среднем в 4 раза дешевле э/э получаемой на ТЭС, поэтому использование гидроэнергоресурсов придается особое значение при строительстве электроемких производств. Более простая технология выработки э/э приводит к тому, что затраты труда на единицу мощности на ГЭС почти в 10 раз меньше, чем на тепловых э/ст.

СОЛНЕЧНАЯ ЭНЕРГИЯ.

Солнечное излучение является результатом реакции синтеза ядер легких элементов дейтерия, трития и гелия, которые связаны с выделением огромного количества энергии. Источником всей энергии за исключением термоядерной и геотермальной, а также ядерной, которые потребляются человечеством, является солнце. Это излучение, получаемое сегодня или поглощенное раньше и запасенное в органическом топливе. Мощность солнечного излучения, приходящая на 1 м2 поверхности перпендикулярной солнечным лучам за пределами земной атмосферы составляет 1356+- 20Вт/м2. Эту величину называют солнечной постоянной. Примерно половина этой энергии достигает поверхности земли, остальная часть отражается атмосферой или рассеивается в ней. Солнечная энергия, поглощенная землей, излучается обратно в космическое пространство. На экваторе падает и поглощается больше солнечной энергии, а на полюсах значительно меньше. Из всех возобновляемых источников энергии солнце является самым мощным. Потребности мировой энергетики может обеспечить 0,0125% солнечного излучения, падающего на землю. А полпроцента этой энергии может покрыть потребности человечества в энергии и на перспективу. Но реализовать когда-либо эти потенциальные ресурсы в больших масштабах вряд ли удастся. Главным препятствием на пути преобразования является низкая плотность солнечного излучения. Для средней широты эта плотность составляет приблизительно 800Вт/м2 летом, и 200Вт/м2 зимой. Установки для преобразования солнечной энергии должны иметь собирающие поверхности большой площади. Следовательно, для получения солнечной энергии в больших количествах необходимо большие площади поверхности собирающих устройств, которые к тому же необходимо где-то разместить. Солнечная энергетика является наиболее материалоемким видом производства энергии. Крупномасштабное использование солнечной энергии влечет за собой огромные потребности в материалах и далее в трудовых ресурсах, которые необходимы для добычи сырья, его переработки, изготовления солнечных установок и их эксплуатация. Если в традиционной тепловой энергетики для производства 1 МВт э/э требуется примерно 300-500чел/ч , то для получения такого же результата с помощью солнечной энергетики требуется от 10 000 до 40 000 чел/ч. Поступление солнечного излучения на землю имеет нестабильный характер . Оно зависит от времени года, времени суток, облачности и солнечной активности. Чтобы компенсировать недостатки солнечного излучения используют концентрирующую солнечную энергию устройства и аккумуляторы энергии. Пока получение энергии с помощью солнечного излучения обходится значительно дороже по сравнению с традиционными способами. Но уже в настоящее время во многих странах мира используют установки для преобразования солнечной энергии в тепловую и электрическую. Исследования, которые проводят ученые в области солнечной энергетики позволят рано или поздно решить не только технические но и экономические проблемы. Преобразование солнечной энергии в электр.возможно 2 способами:

1. Непосредственное преобразование солнечной энергии в эл.ток с помощью фотоэлектрических преобразователей (фотоэлементов)

2. Использование солнечной энергии в качестве источника тепла для выработки э/э с использованием различных тепловых двигателей, например, турбогенератор.

Преобразование солнечной энергии в электрическую требует решения ряда технических проблем, гораздо проще преобразовать энергии и использовать ее для нужд теплоснабжения и в различных технологических процессах.

ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГИИ В ТЕПЛОВУЮ.

Солнечную энергию можно преобразовать в тепловую с помощью коллектора. Все солнечные коллекторы имеют поверхностный или объемный поглотитель тепла. По виду теплоносителя солнечные коллекторы делятся на воздушные и жидкостные. Температура, до которой можно нагреть теплоноситель в коллекторе зависит от его конструкции и пропорционально плотности потока солнечного излучения и обратно пропорционально потерям тепла в окр.среду. Обычно для нагрева воды используют проточные плоские коллекторы, имеющие различную конструкцию.

СХЕМА!!!!!

1. Вход холодного теплоносителя

2. Выход нагретого теплоносителя

3. Лучепоглащающая панель

4. Корпус коллектора

5. Слой теплоизоляции

6. Стеклянное покрытие

Основной элемент коллектора это лучепоглощающая панель. Она представляет собой ряд трубок или каналов, по которым движется теплоноситель и которые соединены между собой пластиной. Поглощающие панели имеют различную конструкцию.

1. Рисунок

2. Рисунок

3. Рис

4. Рис

1. Стандартный панельный отопительный радиатор

2. Панель из двух оцинкованных стальных листов гафрированного и плоского

3. Прокатно-сварная алюминиевая панель

4. Регистр из труб, с прикрепленным к ним стальным листом

Тепловой контакт между каналами и пластинами должен быть идеальный. Чтобы степень поглощения солнечных лучей лучепоглощающей панелью была максимальна необходимо, чтобы степень черноты этой панели также была максимальна. Поэтому панель окрашивают в черный цвет или используют специальное селективное покрытие. Панель изготавливают из металлов, имеющих высокий коэффициент теплопроводности (алюминий, медь, сталь), корпус коллектора служит для защиты элементов коллектора от воздействия окружающей среды. Его изготавливают из пластмассы, стеклопластика, стали или алюминия. Для того, чтобы снизить потери тепла от нагретой воды в окр.среду в нижней части коллектора расположен слой теплоизоляции, а над коллектором устанавливают стекло толщиной 3-4 мм. Вместо стекла, также можно использовать другие прозрачные материалы. Возможно двойное остекление, но переход к нему приводит к снижению тепловых потерь в окружающую среду, и при этом уменьшается плотность солнечного излучения, падающего на панель. Поглощающая панель должна быть коррозионно-стойкой, обладать хорошим тепловым контактом между трубами и поверхностью и иметь небольшую массу. Теплопроизводительность коллектора определяется как разность поглощенного солнечного излучения и потерь тепла в окр.среду. Если циркуляция теплоносителя отсутствует, то температура внутри коллектора может превышать 100 градусов Ц. При циркуляции теплоносителя в коллекторе в зависимости от плотности солнечного излучения и скорости циркуляции воды температура составляет 40-80 градусов. Теоретически коллектор должен быть расположен перпендикулярно солнечным лучам, т.е. он должен «следить» за солнцем. На практике это не всегда удается осуществить по экономическим соображениям, поэтому обычно коллектор ориентируют на юг с наклоном к горизонту, равным широте местности. Панели коллектора подключают к системе горячего или теплоснабжения. Т.к. поток солнечного излучения изменяется в течение суток, то часть солнечной энергии запасают в тепловом аккумуляторе. Тепловые аккумуляторы бывают следующих типов:

1. Емкостного типа – в них используют ТЁ таких веществ, как вода, водные растворы солей, щебень, гальку и т.п.

2. С фазового перехода вещества – в них используется теплота плавления, затвердевания вещества

3. Энергия – основаны на выделении и поглощении теплоты в обратимых химических и физико-химических реакциях.

По принципу действия солнечные водонагревательные установки можно разделить на установки с естественной и принудительной циркуляцией.

Схема установки с естественной циркуляцией:

1. Подвод холодной воды

2. Отвод нагретой воды

3. Бак-аккумулятор

4. Опускная труба

5. Солнечный коллектор

6. Подъемная труба

7. Слой теплоизоляции

В установках с естественной циркуляцией циркуляция возникает за счет разности давлений в подъемных и опускных трубах. В контуре возникает разность давлений, за счет которых происходит циркуляция воды

G – ускорение свободного падения

Н – разность отметок низа солнечного коллектора и место подвода жидкости в бак аккумулятор, м

𝛒 – плотность воды на входе и выходе из коллектора, кг/м3

Чем больше Н, чем разность температур горячей и холодной воды, тем интенсивнее движение воды. Для снижения потерь в окр.среду необходима тепловая изоляция всех элементов установки. В холодное время года солнечный коллектор использует незамерзающий теплоноситель. Это может быть глизантин, этилен и пропиленгликоль и др. В установках с принудительной циркуляцией воды используют насосы. Такие установки состоят из большого количества солнечных коллекторов и их используют для горячего водоснабжения крупных зданий. В случае длительного отсутствия или снижения солнечного излучения, водонагревательную установку необходимо резервировать установками, работающими на орг.топливе или другими источниками теплоты. В районах, где солнце светит более 1800 часов в год солнечную энергию можно использовать и для теплоснабжения здания. Различают пассивные и активные системы теплоснабжения. При пассивной системе необходимо, чтобы здание отвечало следующим требованиям:

1. Здание должно быть ориентировано вдоль оси восток-запад

2. На южной стороне здания должно быть расположено 50-70% всех окон, а на северной не более 10%

3. Здание должно иметь хорошую тепловую изоляцию

4. Жилые комнаты здания должны находиться с южной стороны, а вспомогательные с северной.

5. Внутренние стены помещения и пол должны обладать аккумулирующей способностью

6. Над окнами должны быть предусмотрены козырьки для того, чтобы избежать перегрева в летний период.

Пассивные системы отопления могут быть 2 видов:

1. С прямым улавливанием солнечного излучения, поступающего в здание

2. С непрямым улавливанием, т.е. с теплоаккумулирующей стеной

Пассивная система с непрямым улавливанием:

СХЕМА!!!

1. Теплоаккумулирующая стена

2. Стеклянная перегородка

Аккумулятором тепла служит массивная бетонная или кирпичная стена, обращенная к солнцу и окрашенная в черный цвет. Параллельно стене на небольшом расстоянии от нее располагается остекление. Стена нагревается за счет солнечного излучения, а также нагревается воздух, находящийся между стеной и стеклом. Нагретый воздух через каналы верхней части стены поступают в помещение, а более холодный воздух из помещения через нижние каналы поступает в пространство между стеной и стеклом. Такая система может обеспечить от 35 до 50% отопительной нагрузки на широтах 45-50 градусов. В отопительной системе можно также использовать аккумулятор тепла.

Активная система отопления является более сложной. Она состоит из солнечных коллекторов, аккумулятора теплоты, теплообменника, насосов и вентиляторов, трубопроводов с арматурой, резервного источника энергии и автоматизированного управления работы этой системы. Солнечные коллекторы устанавливаются на крыше, а все остальное оборудование в подвале здания. Пассивные и активные системы солнечного отопления имеют свои преимущества и недостатки. Пассивные системы проще и дешевле, а также надежнее в работе, но при использовании пассивных систем отопления трудно поддерживать необходимую температуру в помещении. Активные системы управляются автоматически и могут поддерживать заданную температуру, но большое количество различного оборудования и возможный выход его из строя снижает надежность активных систем и повышает эксплутационный расход. Солнечное излучение можно также использовать в качестве тепла для работы абсорбционных холодильных установок. При наличии тепловых аккумуляторов эти установки могут работать круглосуточно. Также сущ-т водоопреснительные установки, которые используют солнечную энергию для испарения воды.

ФОТОЭЛЕКТРИЧЕСКОЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СОЛНЕЧНОГО ИЗЛУЧЕНИЯ.

ФПСИ в электроэнергию основано на фотоэлектрическом эффекте, т.е. появлению ЭДС и соответственно электрического тока в замкнутой цепи под действием света. В качестве фотоэлементов используют полупроводниковые материалы. До недавнего времени практически все фотоэлементы изготавливались из кристаллического кремния. Они представляют собой пластины, ширина и длина их не больше т150 см, толщина фотоэлемента заисит от его способности поглощать свет. Поглощение света различными полупроводниковами материалами имеют наибольшую величину при толщине пластин от 100 до 1микрометра и даже менее. Из солнечных элементов собирают плоский модуль. В нем элементы соединены последовательно. При плотности потока солнечного излучении 1 кВт/м2 каждый из элементов дает напряжение порядка 0,5 В и плотность тока приблизительно 200 А/м2. Для увеличения получаемой мощности модули соединяют параллельно и образуется солнечная батарея. Фотоэлементы в последовательной цепи собираются таким образом, что если один из них выйдет из строя, то цепь не разрывается. Основными недостатками фотоэлементов является высокая стоимость и низкий КПД. Промышленные фотоэлементы из более распространенного полупроводника кремния имеют КПД от 10 до 15%. Более высокий КПД можно получить используя арсенид галлия. Он имеет КПД 27%. Но этот полупроводниковый материал очень дорогой. Из заявления лауреата нобелевской премии Жареса Ивановича Алферова следует, что в недалеком будущем будут широко использоваться гетерофазные полупроводники, что позволит повысить КПД фотоэлементов до 40%. Развивается технология производства тонкопленочных фотоэлементов. Хотя КПД этих солнечных элементов даже в лабораторных условиях не превышает 16%, они значительно дешевле. Для более эффективного использования фотоэлементов применяют концентраторы солнечного излучения. При увеличении плотности солнечного излучения характеристики фотоэлемента не ухудшаются, если его температуру поддерживать на уровне температуры окружающей среды, поэтому применяют систему воздушного охлаждения фотоэлементом. Существует большое количество концентратов солнечного излучения, они основаны на плоских линзах, зеркалах, призмах и др. Использование концентраторов позволяет получить большую мощность при одном и том же количестве фотоэлементов. Чтобы повысить КПД солнечных элементов, используют просветляющее покрытие их лицевой части. Оно увеличивает долю проходящего солнечного излучения. У фотоэлементов без такого покрытия потери на отражение солнечного излучения достигают 30%. Фотоэлементы вырабатывают постоянный эл.ток низкого напряжения. Их последовательное соединение дает возможность повысить напряжение пропорционально числу включенных элементов. Для преобразования постоянного тока в переменный используют инвектор. Это полупроводниковый прибор, выходное напряжение которого составляет 220В, а в инвекторах мощностью от 10 до 100кВт можно получить трехфазное напряжение 380 Вт. Достоинством фотоэлектрических генераторов являются неограниченный срок службы и хранения, отсутствие движущихся частей, простота обслуживания и отсутствие вредных выбросов в окр.среду. Производство фотоэлементов большими сериями позволит снизить их стоимость. Фотоэлектрические генераторы используют в качестве автономных источников энергии в различных устройствах. Суммарная мощность всех фотоэлектрических генераторов, работающих в мире приблизительно 500МВт. В основном их используют в тех районах, где большая годовая интенсивность солнечного излучения. Диапазон мощности фотоэлектр.генераторов довольно широк. Это могут быть небольшие портативные установки, мощностью несколько Вт, а также меговатные электростанции, занимающие огромные площади. Солнечная энергия поступает периодически, поэтому фотоэлектр.генераторы необходимо дублировать другими источниками энергии. Наиболее рационально использовать в качестве дублирующих устройств газотурбинные или газодизельные электростанции.

ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОЕ ПРЕОБРАЗОВАНИЕ СОЛНЕЧНОЙ ЭНЕРГИИ В ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ.

ТПСЭВЭ основано на использовании циклов тепловых двигателей. Т.к. солнечное излучение имеет низкую плотность, суточную и сезонную цикличность, зависимость от погодных условий, то для постоянной выработки э/э преобразователь солнечной энергии в электрическую должен иметь следующие элементы:

1. Систему улавливания солнечного излучения

2. Приемную систему, которая преобразует солнечную энергию в тепло, которое передается теплоносителю.

3. Систему переноса теплоносителя от приемника к аккумулятору или к одному или нескольким теплообменникам. В них происходит нагревание рабочего тела.

4. Тепловой аккумулятор

5. Теплообменники, образующие горячие и холодные источники тепловой энергии.

Возможны две схемы термодинамического преобразования солнечной энергии

А) теплоноситель нагревается в приемнике и передает тепло в аккумулятор. Рабочее тело нагревается от аккумулятора, который сглаживает изменения в поступлении солнечной энергии. Связь системы приемник-аккумулятор с тепловой машиной осуществляется с помощью теплообменника.

Б) Рабочее тело нагревается в приемнике. Зарядка аккумулятора производится путем отвода части рабочего тела. Связь рабочего тела с тепловой машиной происходит без промежуточных устройств. В первой схеме происходит большее снижение температурного напора, но тепловая машина и ее вспомогательное устройство не подвергаются случайным колебаниям температур. В ряде случаев теплоноситель сам играет роль теплового аккумулятора. Во 2 схеме тепло теряется при аккумулировании и возврате из аккумуляторов. Системы улавливания падающего солнечного излучения служат для увеличения его концентрации. Концентраторы (гелиостаты) имеют различную форму

Малую степень концентрации, порядка 100, можно получить с помощью цилиндрического параболоида. Он концентрирует солнечную энергию при любом направлении прихода солнечных лучей. Ось такого концентратора горизонтальна и перпендикулярна в плоскости движения солнца. Слежение за солнцем осуществляется упрощенной системой управления. С помощью параболоида вращения можно получить среднюю степень концентрации порядка 1000. Он является фокусирующим концентратором и управляется по двум вращательным степеням свободы. Высокую степень концентрации можно получить при одновременном использовании плоского концентратора и параболоидного. При этом можно достичь высоких температур. Но управление системой таких концентраторов довольно сложное и требует применения компьютеров. Выбор термодинамического цикла и рабочего тела определяется областью рабочих температур теплового двигателя. Параметры цикла связаны с системой концентрации и аккумулирования тепла. Обычно в качестве рабочего тела используют водяной пар. Есть попытки использования вместо применения водяного пара легкокипящей жидкости (фрионы) и даже воздуха. В любом случае требуется получение высоких температур теплоносителя.Максимальный КПД теплового двигается определяется циклом Карно, а его значение возрастает с увеличением температуры горячего источника.

ЛЕКЦИЯ 9 Солнечные электростанции (СЭС).

В настоящее время в основном строятся и эксплуатируются солнечные электростанции двух типов:

1. Башенного

2. Распределительного (модульного)

Башенная солнечная электростанция

В центре солнечной э/ст находится башня высотой несколько десятков метров. На вершине башни расположен приемник солнечного излучения, как правило, паровой котел. Вокруг башни располагаются солнечные концетраторы (гелиостаты), которые концентрируют солнечное излучение на поверхность парового котла. В зависимости от положения солнца концентраторы меняют свою ориентацию в пространстве. Необходимо, чтобы в любой момент времени все отраженные солнечные лучи падали на поверхность котла. Пар, вырабатываемый в котле, вращает турбину с электрогенератором. КПД башенных солнечных э/ст не превышает 20%. Главным недостатком башенных СЭС является большие занимаемые площади и высокая стоимость оборудования. Для размещения СЭС мощность 100МВт необходима площадь порядка 200Га. В 70 годах прошлого века в США, Испании, Италии, Франции и Японии были построены СЭС башенного типа. Крупнейшие из них : «Солнце-1», построенная в США в пустыне Мохаве мощностью 10 МВт. Эта станция занимает площадь 52 Га. На станции установлено 1818 гелиостатов длиной 7м. Они концентрируют солнечное излучение на паровом котле, который расположен на башне высотрй 95 м. Перегретый пар с температурой 510 градусов направляется в турбогенератор, который расположен у основания башни. На СЭС имеется аккумулятор тепла емкостью 3785 м3, которые за счет запасенного тепла дают возможность вырабатывать пар в течение 4 часов. Строительство этой станции началось в 1978 году, а в 1982 году станция дала э/э. Стоимость станции 140 000 000 $, т.е. затраты на строительство составили 14$ на 1 Вт. Это примерно в 10 раз больше по сравнению с традиционными источниками. Более перспективными являются СЭС с распределенными приемниками энергии или модульные.

На такой станции используются параболоцилиндрические концентраторы, вращающиеся вокруг одной оси. В фокусе концентратора располагаются трубчатый приемник солнечного излучения, по которому движется теплоноситель. Расположение трубчатого приемника вблизи концентратора дает возможность концентрировать солнечное излучение с меньшей точностью. А это снижает стоимость системы слежения за солнцем. Чтобы снизить расход э/э на циркуляцию теплоносителя и уменьшить диаметр трубчатого приемника в качестве теплоносителя используют органическое или синтетическое масло. Тепло от теплоносителя к рабочему телу передается в теплообменнике. В 1985 году в пустыне Мохаве была построена первая станция такого типа мощностью 12,5 МВт. Она располагается на площади в 340Га. 540 000 параболоцилиндрических концентраторов с помощью компьютерной системы постоянно поворачиваются за солнцем. Они фокусируют солнечное излучение на трубчатом приемнике, в котором циркулирует синтетическое масло, нагреваемое до температуры 390 градусов Цельсия. Приемники изготовлены из нержавеющей стали и имеют селективное покрытие. Для снижения теплопотерь конвекции трубчатые приемники расположены в стеклянных трубках, в которых создается вакуум. В теплообменнике нагретая масса превращает воду в пар, который вращает турбогенератор. При отсутствии солнечного излучения на СЭС предусмотрено получение пара за счет сжигания природного газа в котле. Т.е. СЭС является гибридной э/ст. С помощью солнечных э/ст можно покрывать пиковые нагрузки электроснабжения.

Перспективы развития солнечной энергетики в России.

В России наибольшая солнечная радиация наблюдается на побережье черного каспийского и азовского морей, Северном Кавказе, юге западной Сибири, Прибайкалье и Дальнем Востоке. Первая опытно-промышленная СЭС мощностью 5МВт была построена в СССР в 1985 году в Крымской области. Это башенная э/ст с паровыми турбинами (СЭС-5).

На станции установлены 1600 плоских зеркал и площадь каждого составляет 25,5 м2. На башне высотой 70 м установлен паровой котел. Паропроизводительность котла 28т/ч. Площадь поверхности нагрева котла составляет 154 м2. Параметры пара: температура 250 градусов, давление 4 МПа. Для круглосуточной работы СЭС установлен пароводяной аккумулятор, работающий под давлением. Расчетное число часов работы СЭС 1920 в год. Расчетное годовое производство э/э 5,8 млн кВт/ч. Самым дорогим и сложным элементом СЭС являются зеркала концентраторы, которые имеют специальную систему управления и специальную моечную машину. На них приходится порядка 50% стоимости станции. 20% стоимости приходится на аккумулятор, 15 на башню с паровым котлом и 10% на турбину. Средняя интенсивность солнечного излучения в Крыму составляет 770 Вт/м2. КПД станции приблизительно 16%. Низкое значение КПД связано со следующими причинами:

1. Коэффициент отражения зеркал равен 0,71. Современные просветленные зеркала отражают до 90% солнечного излучения.

2. Воде, циркулирующей в трубах котла, передается только от 70 до 80% солнечной энергии. Остальная часть теряется в окружающую среду, излучение и конвекции. В настоящее время разработаны котлы, в которых поверхности нагрева расположены внутри теплоизолированной полости, в которую излучение от зеркал поступает через специальные отверстия. Такие котлы поглощают от 80 до 90% солнечного излучения. Для солнечных районов России могут оказаться перспективными фотоэлектрические установки и э/ст с прямым преобразованием солнечного излучения в э/э.

В зависимости от количество модулей можно создавать установки различной мощности. Такие установки безопасны в эксплуатации, легко автоматизируются и имеют небольшой расход э/э на собственные нужны. В настоящее время в мире происходит рост производства фотоэлементов и снижение их стоимости. Для развития фотоэлектроэнергетики России необходимо разработать программу и наладить производство эффективных фотоэлементов. В НПО «Астрафизика» в 90 годах были изготовлены и испытаны блочно модульные э/ст мощностью 2,5 и 5 кВт. Основой э/ст является параболоцилиндрический концентратор диаметром 5 и 7 метров с различными преобразованиями солнечной энергии в электрическую. Ростовский институт «ТеплоЭлектропроект» разработал теплоэкономическое обоснование строительства в г.Кисловодске СЭС мощностью 1,5 МВт. На станции должны быть установлены фотоэлектрические генераторы и паросиловая установка с параболоцилиндрическими концентратами. Планируется построить СЭС такого типа в Ростовской области, также получат развитие башенные э/ст. Создание крымской СЭС-5 явилось крупным вкладом нашей страны в развитие солнечной энергетики. Несмотря на то, что самые южные регионы России располагаются севернее 42 параллели за счет солнечных нагревателей возможна экономия органического топлива. В средней полосе России 1м2 солнечного коллектора дает возможность сэкономить 100-150 кг условного топлива в год. В России 1992 году эксплуатировались солнечные нагреватели суммарной площадью солнечных коллекторов 150 000 м2. Солнечные коллекторы выпускают кировский механический завод, фирма «конкурент» г.Жуковский и Братский завод отопительного оборудования. В Краснодарском крае работает 50 гигоустановок с общей площадью коллектора 3600 м2. Гелиоустановки также используются в Рост.обл, в Ставроп.крае, в Дагестане. В Росии солн. нагрев установки экономичны только для горячего водоснабжения с 04 по 09.

Использование гелиоустановок для отопления даже на юге России экономически не выгодно по след.причинам:

1. Низкий уровень солнечной радиации зимой

2. При низкой температуре воздуха КПД коллектора снижается с 50-60% летом до 20-25% зимой. Это связано с увеличением потерь тепла в окр.среду. На Урале летом уровень солнечной радиации за сутки примерно такой же как на юге, поэтому солнечное нагревание можно применять с апреля по сентябрь, но их КПД будет ниже из-за более низкой температуры воздуха.Солнечные нагреватели обходятся дешевле если их пристраивать к существ.котельным и ТЭЦ. В летний период они могут греть воду для систем горячего водоснабжения. Солнечные нагреватели особенно малой производительности пока не могут конкурировать с традиционными энергоисточниками. Их широкое распространение в ряде стран прежде всего связано с поддержкой чистой энергетики со стороны правительства этих стран. Например, в Германии и Дании государство датирует до 40% их стоимости.

ВЕТРОЭНЕРГЕТИКА.

Основная причина возникновения ветра – неравномерный нагрев поверхности Земли солнцем. Потенциальные запасы энергии ветра составляют около 170 трлн.кВт*ч в год. Но энергия ветра сильно рассеяна в пространстве и ветер часто меняет скорость и направление. С появлением мощных систем передачи э/э и увеличение стоимости органического топлива интерес к ветроэнергетике значительно возрос. В 1997 году установленная мощность всех ветроэнергетических установок (ВЭУ) в мире составляла 5250МВт, а в конце 2003 года она увеличилась до 37 000 МВт. Каждая местность обладает определенным ветроэнергетическим потенциалом. Он включает следующие основные характеристики:

1. Средняя скорость ветра за длительные периоды времени

2. Повторяемость средних скоростей ветра

3. Характеристики суточных и годовых скоростей ветра

4. Длительность ветровых периодов и периодов затишья

Данные для этих характеристик получают на метеостанциях, где скорость ветра измеряют анимометры. Анимометры на метеостанциях устанавливают на высоте 15м над уровнем Земли. С увеличением расстояния от поверхности Земли скорость ветра увеличивается пропорционально этому расстоянию. Причем ветер становится менее порывистым. Это объясняется тем, что турбулентность воздушного потока за счет трения о поверхность Земли выше на небольшой высоте. Поэтому современные ВЭУ используют ветер на высоте 50-70м, а иногда 100 м и более. Ветроустановки работают в диапазоне скоростей ветра от 4-20 м/с . По мер создания более прочных материалов и конструкций диапазон скоростей ветра будет увеличиваться в сторону больших значений. Для крупных ВЭУ среднегодовая скорость ветра на высоте 10 м должна быть не менее 10м/с. Для установки ВЭУ лучшим местом является гладкая куполообразная возвышенность. Чаще всего ВЭУ размещают на морском шельфе или на побережье, где дуют постоянные сильные ветра. Последнее время все больший интерес вызывает строительство ВЭУ в море на расстояние от 10 км от берега. Основными элементами ветроэнергетических установок являются ветроколесо, редуктор, генератор и опорная башня. По действием ветра вращается ветроколесо и передает крутящий момент через систему передач электрогенератора. Существует два типа промышленных ВЭУ:

1. Вертикальные- с вертикальной осью вращения (карусельные)

2. Горизонтальные – у которых ось вращения колеса расположена горизонтально.

Вертикальные ветроколеса делятся на лопостные и ортогональные

Ветроколеса с горизонтальной осью делятся на однолопастные, двухлопастные, трехлопастные и многолопастные

Лекция 10

ВЕТРОЭНЕРГЕТИКА

Основные причины возникновения ветра - неравномерный нагрев поверхности земли солнцем. Посему запасы энергии ветра около 1700 трл. КВт ч в год.

Но энергия ветра, сильно рассеяна в пространстве, и ветер часто меняет скорость и направление. С появлением мощным систем передачи ЭЭ и увеличение стоимости органического топлива интерес к ветроэнергетике значительно возрос.

В 1997 г. Установленная мощность всех ветроэнергетических установок (ВЭУ) в мире составляла 5 250 МВт, а к концу 2003 г., увеличилась до 37 000 МВт.

Каждая местность располагает ветроэнергетическим потенциалом. Вкл. в себя: длительность ветра, повторяемость средних скоростей ветра, суточных и годовых скоростей вектора, длительность ветровых периодов, и периодов затишья.

Данные для этих характеристик получают на метеостанциях, где скорость ветра измеряют анемометры - на метеостанциях устанавливают на высоте 115 метров над уровнем земли. С увеличение расстояния от поверхности земли, скорость ветра также увеличивается. Причем ветер становится менее порывистым. Это объясняется тем, что турбулентность воздушного потока за счет трения о поверхность земли, выше на небольшой высоте.

Современные ВЭУ, используют ветер на высоте 50-70м. а иногда 100 м. и более. Ветроустановки работают в диапазоне от 4-20 м*сек. По мере создания прочных материалов и конструкций, диапазон скоростей будет увеличиваться. Для крупных ВЭУ, среднегодовая скорость ветра, на высоте 10м. д.быть не менее 10 м/с. Для установки ВЭУ нужна гладкая куполообразная возвышенность. Больший интерес вызывают строительство ВЭУ в море на расстоянии до 10 м. до берега.

Под действием ветра вращается электроколесо и передает крутящий момент через систему передачи ЭГ. Существуют 2 типа промышленных ВЭУ.

Горизонтальная, у которой ось вращения расположена горизонтально. Вертикальные ветроколеса делятся на лопастные и ортогональные.

Ветроколеса с горизонтальной осью делятся на одно-лопастные, двух-,трех и много- лопастные.

Мощность ветроколеса:

где, - коэффициент мощности, характеризует эффективность исп. ветроколесом энергии ветрового потока, - ометаемая площадь ветроколеса; – плотн. возд; – скорость ветра.

Скорость ветра 12 м/с. При такой скорости, мощность, снимаемая с 1 ометаемая площадь при от 0,35 до 0,45 составляет 300 Вт.

Минимальная скорость ветра, при которой ветроколесо прекращает работу определяется потерями на *. Эта скорость составляет 3-4 м/с. При очень большой скорости ветра, раб. Конструкция ветроустановки может не выдержать напора ветряного потока. При большой скорости ветра, лопасти ветроколеса поворачиваются таким образом, чтобы набегающий поток воздуха был параллелен их плоскостям. При этом динамическое давление резко уменьшается.

Такое положение ветроколеса называют флюгерным. Скорость вращения ветроколеса с горизонтальной осью обратно пропорционально числу лопастей, поэтому ветроколеса с числом лопастей более 3-х, для выработки э/э не используются.

Многолопастные ветроколеса при слабом ветре развивают большой крутящий момент. Их можно использовать, если не требуется высокая скорость вращения ветроколеса, например для перекачивания воды. Подъемная сила является основной вращающей силой ветроколеса с горизонтальной осью. Если поток воздуха направлен перпендикулярно скорости вращения, то мощность ветроколеса будет максимальной, поэтому необходимо. устройство автоматизации, это может быть крыло-стабилизатор или эк.си-водвигатель.

Редуктор и электрогенератор размещаются наверху опорной башни в поворотной головке. Удобнее размещать эти устройства внизу, но возникает проблема крутящего момента и потери энергии.

ВЭУ с вертикальной осью вращения может работать при любом направлении ветра, не изменяя положение. Вертикальная ос вращения дает возможность устанавливать редуктор и генератор внизу. У таких ВЭУ большой момент вращения, но они тихоходны. Исп. редукторов для повышения скорости вращения, т.к. они имеют низкий КПД. Для получения э/э на таких установках требуется многополосный генератор, которые работают при любых обстоятельствах. К недостаткам ветроустановок с вертикальной осью вращения можно отнести пульсацию крутящего момента, что приводит к пульсации выходных параметров генератора, а также возникает автокомбинация процессов, которые могут привести к усталости, разрушению, поэтому в основном используют ВЭУ с горизонтальной ось.

Важной характеристикой ветроколеса является коэффициент быстроходности:

где, - радиус ветроколеса, – наружная скорость вращения лопасти; – скорость ветра.

Этот коэффициент показывает, во сколько раз скорость движения конца лопасти превышает скорость ветра.

Чем больше лопастей имеет ветроколесо, тем меньше скорость его вращения, при данной скорости ветра. По мощности ВУ можно разделить:

1. Малой мощности (до 100 кВт);

2. Ср. мощности ( от 100 до 500 кВт.);

3. Большой мощности (от 0,5 до 4 МВт.);

ВЭУ используют разные типы электрогенераторов. В небольших используют многополюсные генераторы с пост. *. Генераторы постоянного тока можно использовать для зарядки аккум. Переменный ток можно получить с помощью синхронного и асинхронного электрогенератора.

В ряде отрасли налажено производство горизонтальных ВЭУ от 100 до 500 кВт. с диаметром ветроколес от 10 до 40 м.

Построены опытные горизонтальные ВЭУ 70-100 м., мощностью 3-4 МВт. В настоящее время эксплуатируются вертикальные ВЭУ до 500 кВт. Существуют опытные установки с диаметром ротора 64 м. мощностью 4 МВт., установленные на большей высоте 110м.

ВЭС включают большое количество ветроустановок. ВЭС занимает большие площади. На 1 МВт уст.м. в зависимости от рельефа местности и скорости ветра необходима площадь от 4 до 15 . ВУ имеют высокую материалоемкость. По уд. материалоемк., ВУ на 2 порядка выше тепловых энергоустановок такой же мощности. Чтобы не было перерывов в эн. снабжении в период безветрия, ВУ должна иметь аккумуляторы, или электроэнергетические установки других типов. Работа ВЭУ связанна с отрицательным влиянием на окружающую среду. Её работа связанна с большими изменяющими эффектами, которые можно разделить на шум и аэродинамику. Шумовые эфф, связаны с вращением редукторов и электрогенераторов, а аэродинамические эфф. связаны с тем, что при обтекании потоком воздуха опорных конструкций и лопастей ВЭУ, генерируются звуковые и инфразвуковые колебания. Повышенные уровень шума отличается у горизонтальной ВЭУ большой мощности с окружными концами лопастей 100 м/с и более.

Шумовой эфф. вблизи ВЭУ 80 дцб. При работе ВЭУ возникают помехи для распространения радиоволн. ВЭС большой мощности влияют на миграцию птиц.

Ветропотенциал в России составляет 40 квт ч в год. Ветроэнергетические ресурсы России можно разделить на 3 зоны. К 1 зоне относятся Каспийское побережье, северная часть Сахалина и прибрежная часть Севера страны. В этой зоне среднегодовая скорость ветра выше 6мс, часто ураганные ветры со скоростью больше 30мс. Здесь можно использовать быстроходные ВЭУ, прочность которых должна быть достаточна при ветре в 30мс.

Вторая зона включает в себя большинство европейских территорий России и часть территорий восточнее озера Байкал. В этой зоне среднегодовая скорость ветра от 3х м/с до 6.

К 3ей зоне относится обширная территория восточной Сибири и дальнего востока. Скорость в этой зоне не более 4мс. Поэтому использование ВЭУ в этих зонах малоперспективно. При среднегодовой скорости 6мс ВЭУ мощностью 1мвт экономит 1 тонну условного топлива в год. Программа по строительству ВЭУ в России выполнена на 7%. В камчатской области и Башкирии построены демонстрационные ВЭС на оборудовании Тюпкильдо общей мощностью2,2мвт И состоит из 4 ВЭУ мощностью 550 квт. В камчатской области 2 ВЭУ по 250 квт. В калининградской области в 2008 году сдана ВЭС мощностью 5,1 Мвт. Российская ВЭС Радуга 1 смонтирована в краснодарском крае, намечено строительство ВЭС 5Мвт в ростовской области ВЭС 20МВт. На заполярной ВЭС смонтировано 6 ВУ FD»-250c мощностью 250квт. Проектная мощность ВЭС 2,5 Мвт. Заполярная ВЭС первая и единственная работает в условиях крайнего севера, Ветроустановки были модернизированы для работы в таких условиях, материалы-заменены на морозостойкие.

В Чукотском АО введена в эксплуатацию ВЭС мощностью 2,5 МВт. ВЭУ АВЭ-250СМ, это первое ВЭС, работающая На Чукотке в уникальных климатических условиях.

Для развития э/э Чукотки и крайнего севера важен опыт строительства и эксплуатации той станции.

В России ВЭУ разной мощности производят несколько предприятий. Самую большую мощность имеют Радуга-1. она имеет следующие технические характеристики:

• Мощность 1 МВт;

• Выходное напряжение 3-хфаз 350 или 600 Вольт;

• Рабочий диапазон скоростей ветра от 5 до 25 м/с;

• Скорость ветра при номинальной м-ти 13 м/с;

• Предельно допустимая скорость 16 м/с;

• Диаметр ветроколеса 48 м;

• Высота башни 36 м;

• Число лопастей:3;

• Частота вращения колеса: 21-42 об/мин;

• Срок службы: 25 лет;

• Диапазон t эксплуатации от -50 до 40 градусов Цельсия;

• Масса: 127-130 т.

В России выпускают ВЭУ небольшой мощности, например Радуга 001 – 1 КВт, Радуга 008 – 8 КВТ. Диаметр ветроколеса 1 установки – 4,8 м, а второй – 10 м.

Геотермальная энергетика.

Земля образовалась около 4,7 млрд. лет из газового облака под воздействием гравитационного поля. Температура ядра составляет 4000-5000 градусов Кельвина, а давление в центре земли примерно Па.

Упрощенную схему строения земли можно представить следующим образом:

Схема

Рисунок. – 1-Атмосфера, 2-Гидросфера, 3-Земная кора (литосфера), 4-Мантия, 5-Ядро.

70 % поверхности Земли приходиться на моря и океаны, поэтому слой, покрывающий землю, называют гидросферой.

Лекция 11

Тепловые ресурсы Земли делят на петрогеотермальные и гидротермальные. К петрогеотермальным относят теплоту горных пород. Запасы этой теплоты оцениваются энтальпией толщи литосферы равно приблизительно глубине бурения скважин (10 км), отсчитываемой от температуры окр.среды. Запасы этой энергии значительно превышают запасы органического топлива, но в настоящее время использование этого теплового ресурса экономически не выгодно. Гидротермальным ресурсом является энтальпия горизонтов, в которых находятся термальные воды на допустимой для бурения глубине. В основном используется месторождения, которые расположены близко к поверхности или выходят на поверхность земли. Гидротермальные источники энергии можно разделить:

1. Источники сухого пара

2. Источники влажного пара

3. Источники горячей воды

По температуре геотермальные источники можно классифицировать на:

1. Теплые с температурой 20-37 градусов.

2. Горячие с темп-й 37-50 градусов. Эти источники можно использовать в медицине для обогрева теплиц, а также в качестве низкопотенциального источника тепла для тепловых насосов.

3. Очень горячие с темп-й 50-100 градусов. Их можно использовать для горячего водоснабжения и теплоснабжения.

4. Перегретые с темп-й выше 100 градусов.

Температура этих источников достигает 280 градусов. Для производства э/э в основном используют очень горячие и перегретые источники. Использование геотермальной энергии связано с разведкой этих источников и бурением скважин. Бурение скважин обходится очень дорого. Их стоимость резко возрастает с увеличением глубины. В тоже время температуры подземных источников тепла растет с увеличением глубины, что дает возможность извлечь больше тепловой энергии. Обычно оптимальная глубина скважин составляет около 5 км. Каждая скважина обеспечивает определенный расход теплоносителя, который ограничивается сопротивлением входа в скважину и давлением теплоносителя. Поэтому для получения необходимого количества теплоносителя требуется большое количество скважин. Количество тепла, извлеченного из скважин, если в них закачивать отработанную воду. Это также дает возможность избавиться от сточных вод. Эти воды сильно минерализированы и представляют опасность для окр.среды. Но закачивание отработанной воды в скважину увеличивает расход э/э на собственные нужды. В настоящее время ведутся работы по извлечению тепла из сухих горных пород. В США разработана технология дробления горных пород гидровзрывом с помощью холодной воды, которая подается под давлением в скважину. После предварительного дробления пород вода через нагнетательную скважину подается на глубину 5-7 км и фильтруется через скальные породы, температура которых приблизительно 250 градусов. Нагретая вода через водозаборную скважину возвращается на поверность. Превращение геотермальной энергии в электрическую осуществляется на ГеоТЭС. Лучшим местом для строительства ГеоТЭС является геотермальные месторождения с сухим паром. Но такие месторождения крайне редки. Более часто встречаются месторождения с пароводяной смесью, имеющие сухость от 0,2 до 0,5. В этом случае на выходе из скважины ставят сипаратор, в котором пар отделяется от воды. Для получения э/э на ГеоТЭС можно использовать горячую воду. В этом случае в качестве рабочего тела применяют жидкости с низкой температурой кипения (напр.фрион). Существуют различные схемы ГеоТЭС (РИСУНОК!!!).

Самой простой является ГеоТЭС с выхлопом в атмосферу (схема А). Из скважин пар подается в турбину, а отработанный пар выбрасывается в атмосферу или поступает в устройство, улавливающее ценные химические вещества, которые содержатся в этом паре. Можно также использовать турбины с противодавлением. Тогда отработанный пар можноприменять для нужд теплоснабжения. Но при этом КПД станции по выработке э/э будет ниже. Капитальные и эксплуатационные затраты на таких ГеоТЭС буду минимальные. Станции такого типа выгодно строить на месторождениях с большими запасами природного пара. Более совершенным является конденсационная ГеоТЭС (схема Б). После турбины отработанный пар поступает в конденсатор, а затем конденсат собирается в специальные емкости. Из них он специальными насосами направляется для охлаждения в градирню. Охлажденная вода снова подается в конд-р для охлаждения пара, но количество конденсаторов постоянно увеличивается , несмотря на то, что часть его за счет испарения теряется в градирни. Поэтому излишек конденстаора сбрасывается в водоем или закачивается в пласт Земли. Т.к. конденсат выводится из цикла, то можно использовать конденсатор смешивающего типа. Такой конденсатор более компактный и дешевый по сравнению с рекуперативным. Если природный пар имеет высокую температуру и содержит большое количество газов, тогда ГеоТЭС может работать с промежуточным теплоносителем (схема В). Из скважины пар поступает в теплообменник парогенератора, в котором отдает тепло вторичному теплоносителю. В результате получаем чистый вторичный пар, который поступает в конденсационную турбину. В парогенераторе, содержащиеся в природном газе газы отделяются и выбрасываются в атмосферу. При использовании промежуточных теплоносителей снижается температура пара перед турбиной. Для использования тепла термальных вод и отсипарированной воды можно использовать двухконтурные ГеоТЭС с низкокипящими рабочими телами, такими как изобутан, фреон и др.(схема аналогична схеме В). В первом контуре циркулирует горячая вода, а во втором рабочее тело с низкой температурой кипения.

На ГеоТЭС можно также использовать бинарные циклы (схема Г). Первая турбина работает на природном паре, а вторая на паре рабочего тела с низкой температурой кипения. Этот пар образуется в конденсаторе испарения за счет тепла отработанного водяного пара. В 2000 году суммарная установленная мощность ГеоТЭС в мире составляла 8000 МВт. Наибольшей суммарной мощностью ГеоТЭС обладают США более 2000МВт, Филиппины – около 2000МВт, Индонезия и Новая Зеландия. Самая мощная в мире турбина мощностью 110 МВт установлена в Индонезии Японской фирмой. Давление пара на входе в эту турбину 1,2 МПа, а на выходе 0,012 МПа. Геотермальная установка мощностью 1МВт дает годовую экономию топлива до 3000 т.у.т. Масштабы использования геотермальной энергии для нужд теплоснабжения значительно шире.

В зависимости от температуры и качества термальной воды используют разные схемы теплоснабжения. Если термальная вода сильно минерализирована и ее температура превышает 80 градусов, то в схеме применяют промежуточный теплообменник. Такой теплообменник необходим, чтобы избежать зарастания солями трубопроводов системы. В теплообменнике термальная вода нагревает чистую воду, которая циркулирует в системе. Соли, содеражищиеся в термальной воде осаждаются в теплообменнике. Недостатком такой схемы является то, что температура нагретой воды будет ниже по сравнению с термальной. Если термальная вода маломинерализирована и ее температура ниже 80 градусов, тогда необходимо повысить температуру этой воды. Для повышения температуры используют пиковые котлы и тепловые насосы. Использование геотермальных источников связано с рядом проблем. Чтобы обеспечить ГеоТЭС необходимым количеством пара или горячей воды требуется пробурить больше количество дорогостоящих скважин. В долине гейзеров США бурят скважины глубиной до 2,5 км. Из них выходит практически сухой пар. Производительность одной скважины в среднем обеспечивает 7МВт мощности. Для работ ГеоТЭС мощность 1000МВт требуется 150 скважин, которые занимают площадь более 19 км2. Пока в долине были только гейзеры расход пара был небольшим. После того, как построили мощную ГеоТЭС, которая забирает огромное количество пара, расход пара из скважин стал падать. С 1995 по 2000 год мощность ГеоТЭС на этом геотермальном источнике уменьшилась почти на 600МВт. Отбор из водоносных пластов большого количества воды приводит к проседанию грунта. Так при эксплуатации геотермального месторождения в Новой Зеландии за период с 1954 по 1970 годы грунт опустился на 4 м. Поверхность, на которой произошло оседание грунта составила порядка 70км2. Поэтому на новых ГеоТЭС отработанную воду закачивают обратно в пласт. На итальянской ГеоТЭС с общей мощностью турбин 122 МВт две турбины суммарной мощностью 18 МВт работают на покрытие собственных нужд станции и прежде всего на закачку конденсата обратно в водоносный пласт. В разных пластах Земли термальная вода содержит различные соли и растворенные газы. Общая минерализация воды может быть от ультрапресных категорий с содержанием солей менее 0,1 гр/л до категории сверхкрепких рассолов с содержанием солей более 600гр/л. Состав газа, который выходит с водой также различен. Самым опасным является сероводород H2S. Для человека смертельной является концентрация H2S в воздухе 0,06% по объему. ПДК H2S в воздухе равна 0,008 млгр/м3. Кроме того, из воды выделяется аммиак, углекислый газ, метан и др.газы. Сброс охлаждающей воды и коденсата в водоемы увеличивает температуру воды в них, что отрицательно влияет на жизнедеятельность биоценоза. Также повышается концентрация различных солей в водоеме и таких таксичных элементов как бор, мышьяк, ртуть и др.

Работа ГеоТЭС сопровождается шумовыми эффектами. Для снижения шума устанавливают шумоглушители и стараются автоматизировать ГеоТЭС, чтобы в зоне шума не было обслуживающего персонала. Т.к. термальная вода содержит растворенные агрессивные газы, то для труб и оборудования станции необходимо использовать материалы, которые не боятся коррозии. Часто приходится бороться с солеотложениями. Все эти факторы влияют на стоимость энергии и создают серьезные проблемы при эксплуатации станции. КПД ГеоТЭС меньше по сравнению с ТЭС.

Лекция 12

ГЕОТЕРМАЛЬНАЯ ЭНЕРГЕТИКА РОССИИ.

В России разведано 47 геотермальных месторождений. Они могут дать более 240 000 м3 в сутки термальных вод и 105 000 т в сутки пара. Для добычи геотермальной энергии пробурено более 3000 скважин. Запасы геотермальных вод, которые можно рентабельно использовать при современной технологии для выработки э/э расположены на Камчатке и Курильских островах. Общая мощность ГеоТЭС в этом районе может составить более 100МВт. Кроме того, отсипарированные на скважинах вода и конденсат могут быть использованы для теплоснабжения. Перспектинвыми месторождениями являются Паратунская (Камчатка), Казьминская (Ставропольский край), Черкесская (Карачаево-Черкесская), Кизлярская и Махачкалинская (Дагестан), Мостовская и Вознесенская в Краснодарском крае. Первой геотермальной станцией в нашей стране была Паужетская ГеоТЭС. Она построена на Камчатке. Первая очередь этой станции мощностью 5 МВт была сдана в эксплуатацию в 1967 году, а вторая мощностью 6МВт в 1980 году. На первой очереди станции пароводяная смесь выходит из скважины с температурой 144-200 градусов Цельсия при избыточном давлении 0,2 или 0,4 МПа. Затем она поступает в сепаратор, в котором поддерживается избыточное давление 0,15 МПа. Насыщенный пар, выходящий из сепаратора в количестве 600-800м3 в час поступает в 2 противодавленческие турбины Калужского турбомоторного завода. Мощность каждой турбины 2,5МВт. Теплота выхлопного пара используется для отопления жилого поселка. Обратная вода из систем отопления служит охлаждающей водой в конденсаторе смешивающего типа. Там она нагревается за счет теплоты конденсации пара до 100-110 градусов Цельсия и поступает в систему отопления. Таким образом, эта станция работает по схеме теплоэлектроцентрали. Себестоимость производства э/э на Паужетской ГеоТЭС в 3-4 раза меньше, чем на дизельной э/ст и в 2-3 раза меньше, чем на паротурбинной ТЭЦ, работающей на мазуте. В результате длительной эксплуатации в агрессивной средеоборудование Паужетской ГеоТЭС нуждается в замене. На станции будут установлены 3 модуля по 6 МВт- производства Калужского завода. В 1999 году на Камчатке, где находится Мутновское геотермальное поле было завершено строительство Верхне-Мутновской ГеоТЭС. Теплоносителем на станции является пар с температурой 240 градусов и достаточно высокой степенью сухости. Станция состоит из 3 модулей по 4МВт каждый с турбогенераторами типа «Туман-4К».

24.11.12

На этой ГеоТЭС используется таже схема, что и на Паужетской ГеоТЭС, но при этом учитываются современные экологические требования. Отработанная на станции вода закачивается обратно в пласт через специальную скважину. Предполагается расширение Верне-Мутновской ГеоТЭС четвертым блоком N=6,5 МВт.

В 2001 году недалеко от вулкана Мутновский была построена Мутновская ГеоТЭС , состоящая из двух блоков по 25 МВт каждый.

При строительстве станции использовали опыт эксплуатации верхнеМутновской ГЕоТЭС. Рабочим телом на станции явяется пар с давлением 0,8 МПа и температурой 170 оС. Этот пар добывают из скважин с глубины 150-200 метром. Пароводяная смесь поступает в два сепаратора с общей производительностью 44,4 кг/с.

Возврат сепаратора (воды) составляет 200 кг/с. Степень сухости пара на этой ГЕоТЭС должна составлять 99,9 %, но пока эта степень сухости не достигнута, проетуом предусматривается общая мощность этой станции 200 МВт.

В 1967 году была запущена в эксплуатацию Паратунская ГеоТЭС мощностью 600 кВт. Это перая в мире геотремальная ЭС, где греющей средоя является вода с температурой 80 оС, рабочее тело фрион 12, в теплообменнике за счет тепла этой воды превращается в перегретый пар с температурой 65-75 оС, при давлении 1,4 МПа.

Этот пар поступает во фрионовую турбину из-за большей плотности фриона эта турбина более компактна по сравнению с паровой. В турбине пар расширяется до давления выше атмосферного и равного 0,5 МПа.

Температура пара в конденсаторе составляет 15 оС, в центре станции ресивер (емкость), для сбора фриона в случае ремонта … Это дает возможность предотвратить утечку фриона в атмосферу.

Работа этой станции показала высокую плотность фрионового контура.

В 1974 году эта станция была закрыта, а утечку фрионов за время ее работы составила 2,5% от общей заправки, которая составляет 12 тонн и в основном утечки связаны с вскрытием турбины. При нормальной эксплуатации эти потери можно свести к 0.

В настоящее время в мире работает около 400 энергоблоков такого типа. Областью использования двухконтурных установоко на низкотемпературных рабочих телах является термальные воды с температурой 100-120 оС, а также отсепарированная вода на месторождениях марогидротерм.

Потенциальные запасы геотермальных источников с такой температурой воды сосредоточены на северном Кавказе в водоносных пластах на глубине 2,5 – 5 км. Эти источники могут обеспечить создание ГеоТЭС достаточной большой общей мощностью.

По экономическим показателям ГеоТЭС приближаются к станциям которые работают на органическом топливе.

В 1993 году на острове Кунашир была испытана Геотермальная установка её мощность 500 кВт, а в 1997 году введена система геотермального теплоснабжения.

Геотермальное теплоснабжение используется на Камчатке, в Дагестане и Красноярском крае. Оно дает экономию более 400 т. Усл. Топ. В год.

Научные исследования и опыт эксплуатации различных геотремальных установок приведет к повышению экономических показателей этих установок.