Главная | Обратная связь

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ УСТАНОВКИ МАЛОЙ МОЩНОСТИ.

Место малой энергетики в энергетике России.

К электростанциям малой мощности можно отнести малые гидроэлектростанции, малые газотурбинные и парогазовые э/ст, дизельные э/ст, газопоршневые э/ст и малые АЭС. Большая часть э/э в нашей стране вырабатывается на крупных ТЭС, ГЭС, АЭС, но при этом нельзя недооценивать роль малой энергетики. Малые э/ст в ряде случаев могут решать те же самые задачи, и причем с большой эффективностью и меньшими затратами. С помощью малой энергетики можно обеспечить снабжение энергией труднодоступных и необеспеченных централизованной энергией районов страны. Она также важна для автономного энергоснабжения. По разным оценкам централизованного электроснабжения не имеет 50-70% территорий России. Обеспечить эти территории энергией можно с помощью малой энергетики. Также в ряде случаев строительство крупных э/ст не целесообразно, а с другой стороны экономически не выгодно прокладывать ЛЭП большой протяженности. В 60-80 годы энергетика Советского Союза была ориентирована на строительство крупных ТЭС,ГЭС и АЭС. В результате развития малой энергетики замедлилось, а затем и приостановилось. У того и другого способа производства энергии есть свои преимущества и недостатки. В централизованных системах энергоснабжения значительная доля тепла теряется безвозвратно. Сначала тепло теряется на самих электростанциях, а затем в электросетях и теплоцентралях. На сегодняшний день КПД многих э/ст в России не превышает 32%, КПД самой современной в России северо-западной ТЭС Ленинградской области составляет 52%. Чтобы повысить КПД ТЭС от 40 до 60% США предполагает вложить в свою энергетику более 400 млрд $. Состояние энергетики России на начало 21 века хар-ся следующими данными: износ ЛЭП превышает 25%, а подстанций 45%, 40% тепловых сетей требует ремонта , а 15% находится в аварийном состоянии. Тепловые потери в сетях превышают 16% годового расхода топлива на теплоснабжение. Коэффициент полезного использования топлива на уровне конечного потребителя в системах централизованного теплоснабжения находится в пределах 30-50%. В ряде случаев снизить потери можно при использовании малых источников энергии. Малые ТЭС приближенны к потребителю и сводят потери на транспортировку энергии к минимуму. КПД лучших современных малых э/ст составляют порядка 80%. Эти станции являются более экологически чистыми по сравнению с крупными э/ст. Малые ТЭС являются более компактными и не требуют больших помещений. Они поставляются в блочно модульном исполнении и достаточно надежны в работе. Т.к. в настоящее время значительных капиталовложении в энергетику не предвидится, то строительство малых ТЭС является реальным способом увеличения производства э/э. Малые э/ст не требуют значительных начальных капиталовложений и они имеют небольшие сроки строительство и окупаемости. Но в настоящее время малая энергетика с точки зрения экономики не всегда выгодна. Инвестиции на 1 кВт установленной мощности на малых э/ст требуется значительно больше, чем на крупных, поэтому необходимо искать пути по снижению затрат на эксплуатацию таких э/ст. При расширении строительства малых э/ст необходимо решать ряд проблем: это адаптация малых э/ст к работе в энергетической системе и ряд других проблем. Пока малая энергетика развивается в основном в европейской части страны, но нужды населения и потребности развития экономики требуют продвижения малой энергетики в Сибирь, на Дальний Восток, в район крайнего Севера, где нельзя компенсировать нехватку энергии с помощью энергетической системы. Автономные э/ст необходимы в поселках топливной промышленности и в отдаленных поселках и деревнях. Анализ состояния действующих автономных систем энергоснабжения (АСЭС), которые находятся в отдаленных и труднодоступных районах России выявил, что наиболее важными проблемами малой энергетики являются следующие:

1) Ухудшение надежности работы АСЭС, из-за высокого износа энергооборудования

2) Неприспособленность многих АСЭС для использования местных топливно-энергетических ресурсов

3) Высокая с/с вырабатываемой э/э

4) Нехватка высококвалифицированного обслуживающего персонала

5) Недостаточная защита окружающей среду от вредных выбросов

6) Низкий уровень унификации парка ДВС электростанции силового оборудования комплектующих и ряд других проблем.

Для развития и совершенствования малой энергетики требуется:

1) Повышение эффективности и надежности АСЭС

2) Снижение энергетической зависимости регионов от завозимых топливных ресурсов и вовлечения в структуру топливного баланса местных топливно-энергетических ресурсов

3) Переход к созданию малых э/ст нового поколения с автоматизированным компьютерным управлением и использованием энергосберегающих экологически чистых технологий.

ГАЗОТУРБИННЫЕ И ПАРОГАЗОВЫЕ МАЛЫЕ Э/СТ.

ГТ малые э/ст представляют собой плоские конструкции. ГТЭС дает возможность не только вырабатывать энергию, но и утилизировать тепло уходящих газов.

Основным элементом ГТЭС является энергоблок. Он состоит из газотурбинной установки и генератора. Энергоблок оборудован системами контроля и автоматического регулирования, а также фильтрами системы маслоснабжения и рядом других устройств. В зависимости от модели ГТЭС может комплектоваться теплообменником для утилизации тепла уходящих газов, установкой подготовки топливного газа, а также в состав ГТЭС может входить дизельный двигатель, который используют при ее запуске. ГТЭС имеет следующие основные преимущества:

1) Высокая надежность. В среднем длительность работы основных узлов без капитального ремонта составляет 100-130 тыс.часов.

2) КПД самой ГТУ достигает 51%, а при утилизации тепла уходящих газов общий КПД составляет порядка 93%.

3) Сравнительно невысокая с/с э/э.

4) ГТЭС имеет небольшие размеры и поэтому сроки строительства также небольшие. Срок окупаемости от 1 до 3,5 лет.

5) Автоматическая система управления и диагностики технического состояния станции

6) Простота управления и минимальное количество обслуживающего персонала

7) Высокие экологические характеристики. Так выбросы окислов азота составляют от 50-150 м гр/ м3, оксиды углерода не более 300 мгр/м3, уровень шума не более 80 децебелл. В настоящее время на долю таких э/ст в мире приходится порядка 10% вырабатываемой э/э. Для России эта цифра =2%. По прогнозам в ближайшие 10 лет предполагается увеличить эту цифру в 10 раз.

В настоящее время ГТЭС довольно широко используют нефтяные компании. В качестве топлива на этих станциях используют попутный газ, который раньше сжигался. Одной из первых в нефтегазовых комплексах России была построена ГТЭС мощностью 24 МВт, в ОАО «Сургут Нефтегаз». В 90-е годы в России было построено около 200 таких э/ст. На базе малых ГТУ и ПГУ можно развивать электро- и теплоснабжение в малых городах, сельских районах и поселках. Главным преимуществом таких э/ст является то, что они максимально приближенны к потребителю. Это позволяет свести к минимуму потери э/э тепла по распределительным сетям. В настоящее время у нас выпускают ГТЭС мощностью от 1 до 25 МВт. Потребность в энергооборудовании для ГТЭС оценивается в сотни единиц. В настоящее время производство ГТЭС осваивает 13 авиамоторных заводов и более 200 машиностроительных предприятий. Лидером в производстве ГТЭС являются 2 крупнейших авиамоторных акционерных общества: Рыбинские моторы и Пермские моторы. В настоящее время действует или находится в стадии поставок и монтажа свыше 100 ГТЭС пермского производства. Ленинградский металлический завод также разработал и реализует программу создания ГТЭС и парогазовых установок малой мощности. Как показывают расчеты, использование ГТЭС мощностью до 2,5 МВт дают экономию около 2,5 -3 тыс.т.у.т. по сравнению с раздельной системой энергоснабжения на базе дизельная э/ст + угольная котельная. Высокая экономичность и низкая стоимость строительства ГТУ – ТЭЦ порядка 600-800$ за кВт установленной мощности обеспечивает окупаемость в течение 2,5-3 лет. Ориентирование на ГТУ и ПГУ малой мощности является главным стратегическим направлением развития малой энергетики.

 

Лекция 6

МИНИ-ТЭЦ.

В конце прошлого века повысился интерес к комбинированной выработке тепловой электрической энергии в небольших установках мощностью от нескольких МВт до нескольких десятков кВт. Эти установки располагают вблизи потребителей энергии. Существует несколько вариантов мини-ТЭЦ:

1) С поршневыми двигателями внутреннего сгорания. Двигатель, работающий на природном газе, треть энергии топлива превращает в механическую работу, а затем в электроэнергию. Треть выбрасывается с выхлопными газами, и треть передается жидкости, которая охлаждает цилиндры двигателя. Оба тепловых выброса можно использовать для нагрева воды систем теплоснабжения. У дизельного энергогенератора, работающего на жидком топливе, в э/э превращается до 45% теплоты топлива, следовательно, на теплоснабжение можно использовать примерно половину теплоты сгорания топлива.

2) Последнее время конкуренцию ДВС стали составлять небольшие газовые турбины мощностью от 30кВт и выше. Они более компактны по сравнению с ДВС и имеют КПД до 30%. Температура уходящих газов в ГТУ достаточно высокая и теплоту этих газов можно использовать для теплоснабжения.

3) В крупных котельных для нужд теплоснабжения используют паровые котлы. Пар подают в теплообменные аппараты, где они нагревают воду. Котлы обычно производят насыщенный пар с давлением от 1,5 до 3,5 МПа. В тоже время, для нагрева воды достаточно давлении пара порядка 0,2МПа, поэтому перед тем как подать пар в теплообменник его дросселируют, т.е. пропускают через вентиль, в котором давление уменьшается до нужной величины. В процессе дросселирования теряется энергия. Поэтому вместо дроссельного вентиля можно установить небольшую паровую турбину с электрогенератором мощность от 0,5 до 3 МВт в зависимости от производительности котла. С помощью электрогенератора можно обеспечить собственные нужды котельной, а в случае избытка э/э ее можно передать в энергетическую систему. В России существует большое количество муниципальных и ведомственных водогрейных котельных. В этих котельных можно устанавливать небольшие ГТУ для производства э/э. Таким образом, котельная превращается в мини-ТЭЦ.

 

Мини-ТЭЦ по сравнению с традиционной котельной имеет следующие преимущества:

1) Возможность надежного электроснабжения собственных нужд котельной

2) Экономия природного газа

Надежное теплоснабжение жилых районов и промышленных предприятий зависит от бесперебойного электроснабжения котельной. При установке ГТУ сохраняется связь котельной по электроэнергии с энергосистемой, т.е. собственные нужды котельной можно покрывать или от ГТУ или от энергосистемы. На практике установленная мощность ГТУ обычно превышает потребность в собственных нуждах котельной, поэтому потребителю можно отпускать не только тепло, но и э/э. Причем на электрическую часть котельной потребуются небольшие затраты. Если водогрейная котельная оснащена 4 котлами КВГМ-100 (котел водогрейный газомазутный теплопроизводиетльностью 100 Гкал/час), то такие котлы могут комплектоваться ГТУ мощность 16МВт. Даже если только 2 котла будут работать совместно с ГТУ, то и в этом случае появляется возможность передавать в энергосистему значительное количество электроэнергии. Обязательным условием при выборе типа и единичной мощности ГТУ является ее эксплуатация в течение всего года. При этом необходимо полная утилизация тепла уходящих газов. Такое условие может быть выполнено, если ГТУ будет работать по графику нагрузки горячего водоснабжения. То есть в отопительный период отпуск тепла потребителю осуществляется путем утилизации уходящих газов ГТУ в топке котла и дополнительного сжигания в нем топлива. В МОП водогрейный котел работает в режиме чистого утилизатора, т.е. топливо подается только в ГТУ. При таких условиях обеспечивается как высокоэкономичный отпуск э/э, так и экономия топлива в котельной. При установке ГТУ с котлом КВГМ-100 экономия топлива составит приблизительно 20%.

 

ДИЗЕЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

В труднодоступные и отдаленные районы страны невыгодно проводить ЛЭП, они стоят очень дорого. Поэтому для таких районов основным источником энергоснабжения является дизельные и бензиновые э/ст. В районах крайнего севера количество таких э/ст превышает 50 000. Примерно 47 000 из них являются дизельными. Если в районе нет своего топлива, то самым дешевым является вариант дизельной э/ст, работающей на привозном топливе. Ежегодный расход топлива для таких э/ст составляет 6 000 000 тонн. В поставках топлива занято около 60 тыс.человек. В двигателях внутреннего сгорания в качестве рабочего тела используются продукты сгорания топлива. КПД ДВС доходит до 45%. Но поршневые ДВС содержат детали, которые совершают взовратно-поступательное движение ( поршень, шатун). Мощность ДВС можно увеличить за счет увеличения диаметра цилиндра и хода поршня или частоты вращения вала. И то и другое приводит к увеличению инерционных сил, и по условиям прочности необходимо увеличивать массу двигателя. А это ускоряет износ цилиндра и поршня при трении. В тоже время дизельные э/ст имеют ряд преимуществ:

1) Высокий КПД и малый удельный расход топлива, который составляет 250-300 гр/кВт*ч

2) Быстрота запуска

3) Возможность работы без технического обслуживания в течение 250 часов и более

4) Компактность и минимальное количество обслуживающего персонала

5) Небольшой удельный расход воды или воздуха для охлаждения двигателя.

6) Быстрота строительства здания станции и монтажа оборудования.

В тоже время ДЭС имеет ряд недостатков:

1) Высокая стоимость топлива, которая в 6-7 раз превышает стоимость природного газа

2) Меньший срок службы по сравнению с другими типами э/ст.

 

Кроме того отечественные ДЭС уступают лучшим зарубежным образцам по экономичности и мощности. Наши установки имеют большие габариты и большую массу на единицу установленной мощности. Российская промышленность производит ДЭС в диапазоне мощности от 10 до 1000 кВт. Основными производителями ДЭС являются ОАО «Рыбинские моторы» и ОАО «Звезда» г.Санкт-Петербург. Последние годы широкое распространение начали получать дизельные электротепловые станции (ДЭТС). На этих станциях за счет утилизации тепла выхлопных газов дизеля и тепла охлаждения двигателя. Обеспечивается комбинированная выработка электрической и тепловой энергии.

Для получения тепловой энергии выхлопной тракт дизеля включая теплообменник, в котором нагревается вода для нужд теплоснабжения. Если температура воды окажется недостаточной, то в тепловую схему ДЭТС можно включить тепловой насос. В настоящее время сроки эксплуатации большинства дизельных э/ст превышают установленные в несколько раз. Поэтому предусматривается реконструкция дизельных э/ст с использованием оборудования нового поколения и автоматизированным компьютерным управлением.

 

ГАЗОДИЗЕЛЬНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ (ГДЭС)

Постоянное повышение цен на дизельное топливо приводит к тому, что эксплуатация ДЭС становится очень дорогой. Поэтому в настоящее время в мире большой интерес проявляют к ГДЭС. Топливная составляющая таких э/ст в 2-2,5 раза ниже по сравнению с обычными ДЭС. ГДЭС имеют не только высокую экономичность, но и хорошие экологические характеристики. Кроме того, использование газов увеличивает ресурс дизеля. ГДЭС желательно использовать в тех районах, где существует система газоснабжения. В этих условиях по стоимости э/э и срокам окупаемости ГДЭС могут конкурировать не только с обычными ДЭС, но и с централизованными системами электроснабжения на базе крупных э/ст. ГДЭС занимаются во многих странах. В США выпускают станции мощностью от 75- 600кВт. Такие станции можно использовать для выработки э/э в часы пик, т.к. запуск ДВС занимает немного времени. Широкой диапазон мощности ГДЭС от 300 кВт до 2,5 МВт и наличие системы утилизации тепла уходящих газов и охлаждающей воды дают возможность обеспечить потребителя э/э и теплом. В ряде районов России построены и успешно эксплуатируются ГДЭС мощностью от 1 до 5,7 МВт. Эти установки обеспечивают надежное и бесперебойное энергоснабжение по относительно невысокой стоимости. ГДЭС могут работать не только на природном газе, но и на попутном газе, биогазе и коксовом газе. В нашей стране ГДЭС выпускает завод Барнаул ТРАНСМАШ и ОАО «звезда» Санкт-Петербург.

 

МАЛЫЕ ГИБРИДНЫЕ ЭЛЕКТРОСТАНЦИИ.

Для повышения надежности и эф-ти систем электрообеспечения требуется создание и внедрение многофункциональных энерготехнологических комплексов (МЭК). Такие комплексы могут быть созданы на базе гибридных э/ст. Они включают в себя ветродизельные или солнечноветродизельные установки. Гибридные э/ст дают экономию топлива не менее 15%. Гибридные МЭК включают в себя:

1) Газогенераторные установки, которые используют местные виды твердого топлива, т.е. уголь, дрова, отходы деревообратботки, торф.

2) Многотопливный ДВЭС

3) Современную ветровую или солнечную э/ст, работающую совместно с дизель-генераторной установкой или объединенный комплекс всех трех установок.

4) Преобразователь частоты тока для стабилизации режима работы дизель-генератора в зависимости от нагрузки потребителя.

5) Система утилизации тепла в дизеле

6) Аккумулятор тепловой энергии для накопления и хранения избытка тепловой энергии.

7) Накопитель э/э для выравнивания колебаний нагрузки со стороны потребителя на дизель

8) Системы автоматизированного управления МЭК

Внедрение таких комплексов позволит повысить эффективность и надежность энергоснабжения за счет использования местных топливных ресурсов и возобновляемых источников энергии. В рамках федеральной программы «Энергообеспечение северных территорий разработана гибридная солнечно-ветробензиновая э/ст, предназначенная для электроснабжения жилищ северных народов». Она имеет следующие технические хар-ки:

1) Мощность 1,5 кВт

2) Напряжение 220 В

3) Частота 50 Гц

4) Емкость аккумуляторов 380 А*ч

5) Диапазон рабочих скоростей ветра от 3 до 25 м/с

6) Масса 382 кг

Такую э/ст можно использовать в фермерских и приусадебных хозяйствах и для других автономных потребителей энергии. Комбинированные э/ст являются сложными комплексами . Они требуют оптимизации параметров отдельных элементов, входящих в этот комплекс, режимов их работы и способов управления режимами. Для надежной работы таких э/ст требуется современная система автоматизированного управления, которое базируется на использовании информационных технологий. Проектирование строительства и эксплуатации МЭК требуют подготовки инженеров энергетиков широкого профиля.

 

МАЛЫЕ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИИ

Лидером в развитии малой гидроэлектроэнергетике является Китай. Мощность МГЭС превышает 20 000МВт. В ближайшее время в Китае предполагается построить 40 000 МГЭС, в Индии установленная мощность превышает 200 МВт. Намечено строительство еще 4000 станций. Широко используют в Финляндии, Норвегии, Австрии и Швейцарии. МГЭС строят на небольших реках. Гидроэнергетический потенциал России практически полностью реализуется за счет крупных ГЭС. Но в 40-50 годы 20 в. было построено в стране большое количество МГЭС. Ежегодно в стране вводилось до 1000 объектов. К 1955 году общее количество МГЭС СССР составляло 6500 единиц. Но уже в начале 50-х годов перешли к строительству крупных энергетических объектов и сельских потребителей стали подключать к централизованному энергоснабжению. Строительство малых ГЭС утратило государственную поддержку и в результате прекратилось их проектирование и строительство. В 1962 году в СССР насчитывалось 2665 МГЭС, в 1980 их осталось около 100. В настоящее время по различным данным в России действует от нескольких десятков до нескольких сотен МГЭС. Общая мощность составляет 1000МВт. В 1997 году была принята целевая программа «топливо и энергетика». В ней предусматривалось ускоренное строительство МГЭС, но слабое бюджетное финансирование не позволило выполнить эту программу. Несмотря на финансовые проблемы в настоящее время ведется строительство новых и восстановление раньше действующих МГЭС. В новом строительстве преобладают малые ГЭС единичной мощности от 10 до 50кВт, объединенные в системы по 2-5 единиц. Строятся также малые ГЭС мощностью от 200-550 кВт, объединенные в системы 2-7 единиц. Обычно МГЭС строят в тех районах, достаточно удаленных от централизованного энергоснабжения и где существует проблема с завозом топлива. В ближайшие годы за счет строительства МГЭС будет уменьшено количество завозимого топлива и прежде всего дизельного. Возрождение интереса к МГЭС потребовало разработки более современного оборудования. Использование старых заброшенных гидросооружений позволяет значительно снизить первоначальные затраты. Срок окупаемости МГЭС составляет порядка 5-6 лет.

Лекция 7

Развитие малой энергетики должно предусматривать комплексную поставку энергетического оборудования под конкретного потребителя. Оборудование должно отвечать следующим основным требованиям:

1) Управление оборудованием должно осуществляться в автоматическом режиме с возможностью перехода на ручное управление

2) Генератор и турбина должны иметь защиту от внештатных ситуаций, которые могут возникнуть в ходе работ

3) Площади и объемы строительства для размещения оборудования в здании ГЭС должны быть минимальны

4) Монтажные узлы должны быть максимально укрупнены для сокращения стоимости и сроков монтажа.

Для электроснабжения автономных потребителей используют также свободно поточные МГЭС. Они оснащены пропеллерной турбиной, которая устанавливается на понтоны и закрепляется на якоре в русле равнинной реки, где скорость течения небольшая. Такие МГЭС не требуют строительства плотин, хотя напор воды в них значительно ниже по сравнению с плотинами. Использование МГЭС имеет свои преимущества и недостатки. При строительстве МГЭС на малых реках образуются водохранилища, а это улучшает условия водоснабжения за счет повышения уровня воды, увеличивается акватория, создаются запасы пресной воды, повышается рыбопродуктивность водохранилища. В тоже время, если МГЭС является единственным источником энергоснабжения, то в случае выхода ее из строя потребители останутся без электроэнергии. Для решения этой проблемы требуется создание резервных генерирующих мощностей. Это может быть ветроустановка, дизельная э/ст, фотоэлектрическая установка и т.п. Малые и мини ГЭС являются надежными экологически чистыми и быстроокупаемыми источниками электроснабжения для небольших населенных пунктов и небольших производств.

 

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 периодо