Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии

Федеральное бюджетное образовательное учреждение высшего образования РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им. А.Н.КОСЫГИНА _________________________________________________________________________ Учебно-методический комплекс по специальности 140104.65 «Промышленная теплоэнергетика» для студентов дневной, вечерней и заочной форм обучения Жмакин Л.И., Костюков А.М. НЕТРАДИЦИОННЫЕ И ВОЗОБНОВЛЯЕМЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ (Конспект лекций) Допущено редакционно-издательским советом в качестве учебного пособия ______________________________________________________________ Москва 2017 г. Конспект лекций по дисциплине «Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии» предназначен для студентов специальности 140104.65 «Промышленная теплоэнергетика», обучающихся на дневном, вечернем и заочном отделениях. Подготовлено к печати на кафедре промышленной теплоэнергетики. Рецензент: профессор кафедры промышленной теплоэнергетики Соколовский Р.И. Автор: доц. Жмакин Л.И. Рассмотрены ресурсы и направления использования возобновляемых источников энергии, а также их возможный вклад в топливно-энергеческие балансы регионов России. Даны принципиальные схемы энергогенерирующих установок на возобновляемых ресурсах, приведены основные методы их расчета. Изложены методы прямого преобразования тепловой энергии в электрическую, описаны перспективы развития нетрадиционных энергетических технологий © Российский государственный университет им. А.Н. Косыгина, 2017 г. © Автор 2017 СОДЕРЖАНИЕ Стр. ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………5 ГЛАВА 1. Использование солнечной энергии…………………………………7 §1-1. Солнце как источник энергии……………………………………….. 7 §1-2. Системы низкопотенциального солнечного теплоснабжения……...9 §1-3. Теория плоского солнечного коллектора……………………………11 §1-4. Конструктивное исполнение установок солнечного теплоснабжения……………………………………………………….14 §1-5. Расчет активных систем солнечного теплоснабжения……………...15 §1-6. Пассивные системы солнечного теплоснабжения…………………..18 §1-7. Системы солнечного охлаждения…………………………………….21 §1-8. Концентрирующие солнечные коллекторы………………………….22 §1-9. Солнечные паросиловые установки………………………………….25 §1-10. Системы солнечного теплоснабжения технологических процессов в промышленности………………………………………26 Контрольные вопросы к главе 1 ……………………………………………29 ГЛАВА 2. Использование геотермальной энергии и энергии биомассы…..31 §2-1. Геотермальные энергоресурсы и их распределение…………………31 §2-2. Основные определения и терминология……………………………..33 §2-3. Виды геотермальных технологий………………………………….....34 §2-4. Принципиальные схемы систем геотермального теплоснабжения………………………………………………………..36 §2-5. Принципиальные схемы геотермальных электростанций………….40 §2-6. Источники биомассы………………………………………………….42 §2-7. Термохимические технологии использования биомассы…………...43 §2-8. Биохимические технологии использования биомассы……………...45 §2-9. Прочие технологии использования биомассы……………………….47 Контрольные вопросы к главе 2 ……………………………………………47 ГЛАВА 3. Использование гидравлической и ветровой энергии…………….49 §3-1. Ресурсы гидроэнергетики и перспективы ее развития………………49 §3-2. Физические принципы использования гидроэнергии……………….50 §3-3. Оборудование малых и микроГЭС……………………………………51 §3-4. Приливные и гидроаккумулирующие электростанции……………...53 §3-5. Основы волновой энергетики………………………………………….54 §3-6. Принципы отбора энергии волн……………………………………….57 §3-7. Физические основы использования энергии ветра…………………..59 §3-8. Промышленная ветроэнергетика………………………………………62 Контрольные вопросы к главе 3 …………………………………………….64 ГЛАВА 4. Методы прямого преобразования тепловой энергии……………65 §4-1. Термоэлектрические генераторы……………………………………..65 §4-2. Термоэмиссионные преобразователи………………………………...68 §4-3. Фотоэлектрические преобразователи………………………………...70 §4-4. Магнитогидродинамические преобразователи………………………74 Контрольные вопросы к главе 4 ……………………………………………77 ГЛАВА 5. Водородная энергетика и синтетические топлива………………79 §5-1. Основные положения водородной энергетики……………………...79 §5-2. Электрохимические генераторы и топливные элементы………….. 82 §5-3. Синтетические моторные топлива……………………………………85 Контрольные вопросы к главе 5 ……………………………………………87 ГЛАВА 6. Перспективные энергетические технологии……………………..88 §6-1. Освоение термоядерной энергии……………………………………..88 §6-2. Возможности энергоснабжения Земли из Космоса…………………90 Контрольные вопросы к главе 6 …………………………………………...93 ГЛАВА 7. Проблемы аккумулирования энергии и её транспорта…………94 §7-1. Аккумулирование энергии……………………………………………94 §7-2. Транспорт энергии…………………………………………………...100 Контрольные вопросы к главе 7 ………………………………………….102 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ………………………………………………………103 ВВЕДЕНИЕ Энергия и энергетика представляют собой основу современной цивилизации, т.к. практически все стороны жизни человека связаны с использованием того или иного количества энергии. Обеспечение пищей, одеждой, сооружение жилищ и поддержание в них комфортных условий, транспорт, связь, промышленное производство – все это требует затрат энергии. В доисторические времена человек мог рассчитывать только на свою мускульную энергию, располагая средней мощностью около 100 Вт. Сегодня средняя энерговооруженность человека в мире достигла 2,2 КВт. В пересчете на условное топливо эта величина составляет 2,35 т.у.т./(чел. год), достигая в наиболее богатых странах 10-14 т.у.т./(чел. год). Для России она оценивается в 5,97 т.у.т./(чел. год). Принято считать, что данный показатель характеризует уровень развития страны и уровень жизни её населения. Расчеты показывают, что за всю свою историю человечество израсходовало свыше 500 млрд. т.у.т. топливно-энергетических ресурсов, причем половину – только за последние 50 лет. На сегодняшний день их годовое потребление в мире достигло 13 млрд. т.у.т. и продолжает расти. Основой мировой энергетики являются первичные энергоресурсы, извлекаемые из окружающей среды. Их условно делят на невозобновляемые (ископаемые топлива, урановые руды) и возобновляемые. Особенность последних состоит в том, что их использование человеком не уменьшает ни запасов этих ресурсов, ни интенсивности поступления; как правило, они связаны с постоянно действующими или периодически возникающими в природе потоками энергии. Хорошо известно, что в современной энергетике доминируют невозобновляемые энергоресурсы, на долю которых приходится около 90% потребляемой энергии. Эта ситуация сохранится и в ближайшем будущем (по крайней мере еще для нескольких поколений). Однако уже сейчас приходится учитывать их исчерпаемость (в первую очередь на наиболее дешевых и доступных месторождениях) и удорожание первичной энергии. Во многих странах возникает необходимость в изменении параметров и структуры топливно-энергетического баланса как за счет использования труднодоступных и низкосортных видов топлива, так и за счет активного освоения возобновляемых энергоресурсов. Кроме ресурсных проблем, интерес к возобновляемым источникам энергии обусловлен обострившимися в последнее время вопросами экологии и безопасности энергетики. К возобновляемым энергетическим ресурсам обычно относят: - энергию солнечного излучения; - энергию глубинных слоев Земли (геотермальную); - энергию воздушных потоков (энергию ветра); - энергию океана (энергию приливов и отливов, волновую, тепловую); - энергию стока рек (гидравлическую); - энергию биомассы; - рассеянную тепловую энергию (тепло воздуха и водоемов). При оценке ресурсов возобновляемых источников энергии используют понятия их теоретического (валового), технического и экономического потенциала. Теоретический потенциал – это суммарная энергия, заключенная в данном виде энергоресурса, технический – лишь та её часть, которая может быть практически использована при существующем уровне развития науки и техники. Экономический потенциал представляет собой долю технического, освоение которого экономически оправдано в настоящее время при существующем уровне цен на оборудование, материалы, рабочую силу и конкурирующие энергоресурсы. Из вышеперечисленных ресурсов наибольшим энергетическим потенциалом обладает солнечное излучение. Следует отметить, что оно является первопричиной и других возобновляемых источников энергии (за исключением геотермальных и приливных ресурсов, имеющих иную физическую природу). Это же относится и к ископаемым топливам (уголь, нефть и др.), сформировавшимся в недрах земной коры из органических продуктов фотосинтеза. По существу, все эти топлива – аккумулированная солнечная энергия, дошедшая до нас через сотни миллионов лет. Конечно, эти процессы идут и сейчас, однако темпы образования органических топлив несопоставимы с темпами его расходования. Необходимо подчеркнуть, что, несмотря на свой огромный потенциал, во много раз превосходящий нынешние потребности людей, возобновляемые энергоресурсы в ближайшей перспективе не могут полностью заменить ископаемое органическое и ядерное топливо. Их первоочередное внедрение целесообразно для потребителей, расположенных в районах, не охваченных централизованным энергоснабжением. К категории нетрадиционных энергоресурсов относят те ископаемые топлива, которые залегают на очень больших глубинах на суше, морские нефтегазовые месторождения с толщей воды над ними 300 м и более или расположенные в районах с постоянным ледоставом. Т.е. на этих месторождениях при современной технике и технологии затруднена не только добыча топлива, но и разведка его запасов. Нетрадиционными считают также ресурсы, залегающие в недрах при малой концентрации, требующие для добычи сложные и дорогостоящие технологии. Основная причина, по которой нетрадиционным ресурсам уделяется мало внимания, связана с наличием значительных запасов традиционных топлив. Кроме поиска альтернативных источников энергии, в последнее время много внимания уделяется разработке новых способов преобразования первичной энергии в электрическую. Это направление называют нетрадиционной энергетикой. Совершенствование нетрадиционных энергетических технологий позволяет надеяться, что основные проблемы современной энергетики будут решены, и она продолжит свое развитие с максимальной пользой для человечества. ГЛАВА 1. Использование солнечной энергии. §1-1. Солнце как источник энергии. Солнце принадлежит к классу карликовых желтых звезд, и представляет собой сферическое тело диаметром 1,3 млн. км., находящееся от Земли на расстоянии 150 млн. км. Энергия солнечного излучения определяется термоядерными реакциями и, по расчетам, составляет 3,8.1026 Вт. Из этого количества Земли (её радиус 6378 км) достигает лишь 1,7.1017 Вт. Поверхность Солнца имеет эффективную (яркостную) температуру 5762К и для расчета процессов теплообмена может рассматриваться как абсолютно черное тело. На рис. 1 показана модель внутренней структуры Солнца, а на рис. 2 – спектр солнечного излучения. Масса Солнца составляет  2.1030 кг, превышая массу Земли в 330000 раз. В солнечном ядре 1 (см. рис. 1) сосредоточено около 50% массы (радиус и объем ядра, соответственно, 1/4 и 1/64 солнечного). Под действием гравитации газообразное вещество в ядре (его состав 73% по массе – водород и 27% - гелий) сильно сжато: - р=25.1010 бар, =160 г/см3. За счет термоядерных реакций синтеза в ядре генерируется более 99% энергии Солнца, а температура достигает 1,5 млн. град. Считается, что основным источником энергии Солнца является превращение водорода в гелий через последовательность реакций синтеза: (символ Н1 – водород, е+ - позитрон,  - нейтрино,  - гамма-квант). В итоге 4 атома водорода превращаются в один атом гелия с общим выделением энергии 28,5 Мэв (4,6.10-12 Дж). Из ядра энергия передается к поверхности, последовательно проходя зоны лучистого (2) и конвективного (3) переноса. В результате многократных поглощений и переизлучений фотонов их энергия падает, а длина волны растет:  лучи  рентгеновские лучи ультрафиолетвидимый свет. В фотосфере (4) поглощение фотонов минимально, далее они уходят в космическое пространство. Толщина фотосферы невелика (порядка 100 км); наблюдатель с Земли воспринимает ее как яркий диск. Фотосфера и следующие за ней хромосфера и корона формируют солнечную атмосферу; это область низкой плотности солнечного вещества, давление в ней около 0,01 бар, гравитация – 27 g. Солнце излучает как абсолютно черное тело (см. рис. 2) с яркостной температурой 5762К, причем 99% энергии испускается в диапазоне длин волн от 0,28 до 6 мкм. В солнечном спектре выделяют 3 области: ультрафиолетовую (<0,4 мкм), видимую (0,4 << 0,7 мкм) и инфракрасную (> 0,7 мкм), причем в этих областях излучается 9%, 45% и 46% энергии, соответственно. Максимум интенсивности соответствует длине волны 0,52 мкм (желтая линия видимого спектра). На внешней границе атмосферы Земли плотность потока лучистой энергии составляет в среднем 1350 Вт/м2 (солнечная постоянная). Однако не вся эта энергия может быть использована. Баланс солнечной радиации следующий: около 34% поступающей энергии атмосфера отражает, 19% поглощает и лишь 47% достигает земной поверхности. Впоследствии Земля отдает атмосфере поглощенную энергию (20% в форме собственного ИК излучения и 27% в виде водяных паров), что позволяет поддерживать на планете стабильную температуру. На фотосинтез уходит не более 0,2% поглощенной энергии. Солнечное излучение на поверхности Земли состоит из прямого пучка лучей и рассеянного (диффузного) излучения. Сумма прямого и диффузного излучения называется полным излучением, а поток солнечного излучения, падающий на горизонтальную поверхность, - инсоляцией. На средних широтах при ясном небе плотность лучистого потока на поверхности, перпендикулярной солнечным лучам в пределах 4 часов от полудня, составляет в среднем 70% от солнечной постоянной (т.е. около 1000 Вт/м2). Средняя плотность солнечного излучения на земной поверхности 160 Вт/м2. В реальных условиях эта величина зависит от широты местности, сезона, времени суток, запыленности атмосферы. Таким образом, солнечная энергия имеет свою специфику: - это довольно низкие плотности потока (ее придется собирать с больших площадей) и неравномерность поступления (необходимость аккумулирования энергии или дублирования другим источником). Ясно, что эти факторы ведут к существенному удорожанию солнечных установок. В то же время температурный потенциал солнечной энергии (а в пределе это 5762К) достаточен для практики. Основные направления использования солнечной энергии, которые будут рассмотрены далее, таковы: 1) солнечное теплоснабжение, в котором можно выделить получение: - низкопотенциальной теплоты (до 100оС) для систем отопления, ГВС, абсорбционных холодильных установок, сушки сельхозпродуктов и др. - тепла среднего потенциала (до 250-300оС и, главным образом, в виде водяного пара) для промышленных технологий и энергетики. - высокопотенциальной теплоты (до 2500оС) для плавления, обработки и синтеза ряда материалов. 2) выработка электроэнергии в автономных или стационарных установках, работающих либо на водяном паре, либо с использованием фотоэлектрических преобразователей. §1-2. Системы низкопотенциального солнечного теплоснабжения. Их можно классифицировать по ряду признаков: - по назначению они делятся на системы ГВС, системы отопления и комбинированные системы для теплохладоснабжения; - по принципу действия: - на активные и пассивные; - по виду теплоносителя: - на жидкостные, воздушные и гибридные; - по продолжительности работы: - на сезонные и круглогодичные; - по типу тепловых схем: - на одно и двухконтурные, а также на замкнутые и разомкнутые. Есть и другие классификационные признаки: - по наличию в системе дублирующего источника и схемам его подключения, по способу организации движения теплоносителя и др. Наибольшее распространение получили активные жидкостные системы солнечного теплоснабжения, т.е. системы со специально установленным оборудованием для сбора, хранения и распределения теплоты. Обычно в них реализуется естественная либо вынужденная циркуляция теплоносителя, который и воспринимает тепловую энергию, поступающую от Солнца. Основные элементы таких систем: - солнечный коллектор (радиационно-конвективный теплообменник для нагрева теплоносителя за счет солнечного излучения); - аккумулятор тепловой энергии; - промежуточный теплообменник (для двухконтурных либо гибридных систем); - циркуляционные насосы, трубопроводы, арматура, автоматика. Основные схемы низкотемпературных активных систем представлены на рис. 3. Схема на рис. 3а работает по принципу термосифона (с естественной циркуляцией теплоносителя), поэтому бак с водой расположен выше коллектора. Нагретая вода поступает в верхнюю часть бака, а не её место перемещается более холодная вода из нижней части. Благодаря своей простоте такие системы получили широкое распространение. В схеме рис. 3б циркуляция воды принудительная, причем насос включается автоматически, как только разность температур в верхней части коллектора и в нижней части бака достигнет заданной величины. Можно видеть, что обе этих схемы являются одноконтурными. Если система рассчитана на работу в условиях отрицательных температур, то ее выполняют по двухконтурной схеме с антифризом в первом контуре. Теплота может передаваться теплоносителю второго контура (воде) или в промежуточном теплообменнике (рис. 3г) или в баке-аккумуляторе (рис. 3в). Другим преимуществом таких схем является минимальная коррозия гелиоконтура. Как правило, в схемах гелиоустановок всегда предусматривают дублирующий источник теплоты (электрический либо топливный), который встраивается в бак-аккумулятор или устанавливается на магистрали, идущей к нагрузке. Аккумулирование теплоты в системах солнечного теплоснабжения обычно осуществляется в устройствах, использующих теплоемкость материалов - наполнителей. В жидкостных системах – это водяные баки-аккумуляторы, а в воздушных – бетонные емкости, заполненные фрагментами горных пород, галькой и пр. Они занимают большой объем, поэтому в последнее время интенсивно разрабатываются аккумуляторы фазовых переходов, в которых теплота накапливается при плавлении, а выделяется при затвердевании различных веществ (например, гидратов солей). В низкопотенциальных системах обычно используются солнечные коллекторы плоского типа, их схема приведена на рис. 4. Коллектор имеет корпус 1, на днище которого находится слой теплоизоляции 2. Сверху корпус закрыт слоем стекла 3. В корпусе размещена гелиопанель 4 с каналами для движения теплоносителя. Сторона панели, обращенная к Солнцу, в простейшем случае покрыта черной краской. Корпус защищает панель от атмосферных осадков и существенно снижает потери тепла. Плоские коллекторы воспринимают как прямую, так и рассеянную солнечную радиацию. Воздушные коллекторы обычно представляют собой протяженные каналы с поглощающими стенками, закрытые сверху прозрачным покрытием. Для повышения эффективности в них организуют двухходовое движение воздуха, иногда в каналах дополнительно размещают пористые поглощающие материалы. Существуют и рукавные конструкции воздушных коллекторов, изготовленные из полимерных пленок. §1-3. Теория плоского солнечного коллектора В стационарном состоянии тепловая мощность коллектора может быть найдена из балансового уравнения вида (1-1) где Fk – площадь гелиопанели, Es – поток суммарной солнечной энергии, поступающий на коллектор, - оптический КПД (произведение коэффициента пропускания стекла и степени черноты гелиопанели), US – полный коэффициент потерь коллектора, - средняя температура гелиопанели и температура наружного воздуха. Тогда КПД коллектора (1-2) где - приведенная температура. Значение, при котором КПД коллектора равен нулю, называется равновесным (см. рис. 5); ему соответствует равновесная температура гелиопанели (предельная температура её нагрева). Уравнение (1-1) в практических расчетах неудобно, поскольку содержит среднюю температуру гелиопанели. Гораздо проще использовать вместо нее температуру теплоносителя (на входе в панель или же ее среднее значение); тогда уравнения для теплопроизводительности коллектора примут вид (1-3) (1-4) Первое из них – уравнение Уиллера, а второе – уравнение Уиллера-Хоттеля-Блисса. В этих уравнениях FR –коэффициент отвода тепла, а F’ – эффективность гелиопанели. Рассмотрим теперь методы расчета величин, входящих в уравнения (1-3) и (1-4). Поток суммарной солнечной энергии ES учитывает как прямую, так и рассеянную (диффузную) солнечную радиацию, которая зависит от географической широты местности, времени года и времени суток, а также от погоды. В климатических справочниках для разных регионов приведены усредненные данные по полной, прямой и рассеянной солнечной радиации, поступающей на горизонтальную поверхность, которые основаны на многолетних наблюдениях. Однако в системах солнечного теплоснабжения коллекторы обычно не устанавливают горизонтально; поэтому необходимо знать потоки солнечной радиации, поступающей не на горизонтальную, а на наклонную поверхность. Соответствующие выражения для прямой и рассеянной солнечной радиации имеют вид где Rпр и Rрас – угловые коэффициенты (коэффициенты положения), а  - угол наклона коллектора к горизонту. Если поверхность расположена вблизи земли, то она может дополнительно получать прямое и диффузное солнечное излучение, отраженное от земной поверхности с угловым коэффициентом где  - отражательная способность грунта (ориентировочно её величина составляет 0,1 для воды и асфальта, 0,2 для бетона и 0,4 для песка). Комбинируя приведенные выше соотношения, получим следующее выражение для среднемесячной полной солнечной радиации, поступающей на наклонную поверхность коллектора Поскольку уравнение для расчета углового коэффициента прямой солнечной радиации (Rпр) сложно и неудобно в использовании, то его обычно находят из таблиц. Ниже приводятся соответствующие данные для средней полосы России. Таблица 1-1 Угол , град Месяцы года I II III IV V VI VII VIII IX X XI XII Широта местности 50о с.ш. 35 2,77 2,01 1,57 1,27 1,11 1.05 1,08 1,19 1,42 1,79 2,44 3.12 50 4,06 2,38 1,56 1,24 1,04 0,95 0,98 1,33 1,44 2 3.22 5,27 65 4,46 2,47 1,61 1,16 0,93 0,82 0.87 1,04 1,37 2,02 3,47 5.9 90 4,46 2,26 1,3 0,84 0,72 1,06 1,77 3,36 6,04 Широта местности 55о с.ш. 40 4 2.47 1,79 1,37 1,17 1,09 1,12 1,26 1,56 2,11 3,27 4,91 55 3,37 2,99 1,87 1,34 1,09 0,99 1,03 1,21 1,59 2,38 4,81 5,85 70 9,29 3,11 1,83 1,26 0,98 0.87 0,91 1,11 1,51 2,41 5,2 6.4 90 9,52 2,95 1,57 1 0,73 0,84 1,26 2,2 5,17 6,45 Оптический КПД коллектора был определен выше как произведение коэффициента пропускания прозрачного покрытия на коэффициент поглощения гелиопанели. Эти коэффициенты будут различными для прямого и рассеянного солнечного излучения; при отсутствии соответствующих данных рекомендуется принимать для одностекольных солнечных коллекторов и для двухстекольных. Коэффициент потерь коллектора обычно находят экспериментально, однако его можно определить и расчетным путем, анализируя приведенную на рис. 6 тепловую цепь. Полный коэффициент потерь включает потери через днище и через верх коллектора (потери через торцевые стенки в расчетах обычно не учитывают): (1-5) Потери через днище определяются термическими сопротивлениями теплопроводности изоляции (RT) и конвективной теплоотдачи от стенки корпуса к наружному воздуху (RК0). Потери через верх (прозрачное покрытие) обусловлены двумя независимыми механизмами: конвекцией и излучением в воздушном зазоре (RК1 и RИ1). В результате стекло коллектора нагревается и участвует в теплообмене с окружающей средой за счет конвективной и лучистой теплоотдачи. При этом термическое сопротивление самого стекла не учитывается. Выражения для термических сопротивлений теплоотдачи в (1-5) имеют следующий вид: где к и и – коэффициенты конвективной и лучистой теплоотдачи. К примеру, для воздушного зазора в коллекторе последний определяется так (1-6) где пр – приведенная степень черноты, а  - постоянная Стефана-Больцмана. Использование соотношений (1-5) и (1-6) требует предварительного расчета неизвестной температуры стекла (ТС) методом итераций. Эффективность гелиопанели ( F’ ) зависит от ее материала и толщины, расстояния между каналами и коэффициента теплоотдачи теплоносителя. По существу, она представляет собой отношение двух термических сопротивлений: «панель – наружный воздух» и «жидкость – наружный воздух»; для основных типов гелиопанелей эта величина находится в пределах 0,85-0,95. Методы расчета эффективности, а также номограммы для её определения приведены в литературе. Так, например, для металлических гелиопанелей эффективность можно рассчитать по следующему уравнению (1-7) где SK - шаг каналов для движения теплоносителя в панели, Dвн - их эквивалентный диаметр, 1 - коэффициент теплоотдачи к жидкости, который можно вычислить по известным критериальным уравнениям. Коэффициент отвода теплоты из коллектора (FR <1) определяется как отношение фактического теплового потока к теплоносителю к тепловому потоку при минимальной разности температур между гелиопанелью и жидкостью. Это достигается при очень высоких скоростях жидкости, когда ее температура при прохождении через коллектор практически остается равной температуре на входе. Расчетное уравнение имеет следующий вид (1-8) где g – расход жидкости в коллекторе, а СР – ее теплоемкость. Как видно на рис. 5, для увеличения равновесной температуры коллектора необходимо уменьшать его коэффициент потерь. Это можно сделать различными способами; к ним относятся: - установка на коллекторе двойного остекления (хотя при этом снижается коэффициент пропускания прозрачного покрытия), - использование вакуумных коллекторов (рис. 4), в которых поглощающий элемент отделен от окружающей среды вакуумированым пространством, - заполнение зазора между панелью и стеклом прозрачной сотовой изоляцией (это более дешевый, чем вакуумирование, метод подавления конвекции), - нанесение на гелиопанель селективных покрытий, хорошо поглощающих коротковолновое солнечное излучение и отражающих собственное длинноволновое излучение панели (из них наибольшее распространение получили двухслойные покрытия «металл-окисел»). §1-4. Конструктивное исполнение установок солнечного теплоснабжения. Системы солнечного горячего водоснабжения на основе плоских коллекторов рекомендуется применять в регионах, расположенных южнее 50° северной широты. При площади коллекторов до 10 м2 можно использовать установки с естественной циркуляцией, однако в них тепловой аккумулятор должен быть расположен выше коллектора. Для систем с принудительной циркуляцией теплоносителя это условие не обязательно. Режим работы солнечных установок может быть сезонным либо круглогодичным; они могут работать автономно или совместно с дублером (водогрейным топливным или электрическим котлом, тепловым насосом), который используется для догрева воды в системе. Пространственное размещение солнечных коллекторов следует выбирать с учетом типа застройки, ландшафтных и климатических условий, возможностей строительной площадки. Коллекторы, размещаемые на кровле зданий, должны располагаться на опорах, причем расстояние от кровли до низа солнечного коллектора должно обеспечивать возможность ремонта кровли. Расчет опорных конструкций коллекторов следует вести с учетом ветровой и снеговой нагрузок. Коллекторы солнечной установки ориентируют на юг с возможными отклонениями на восток до 20 и на запад—до 30, а их угол наклона к горизонту где  - географическая широта местности. В этом уравнении знак «минус» берется, если установка предназначена для работы в летний период, «плюс» - в зимний; при круглогодичном режиме эксплуатации . Конструктивно коллекторы объединяют в секции с общими подающим и отводящим трубопроводами (параллельно) и общей рамой. Удельный расход воды в секции (на 1 м2 площади коллекторов) обычно составляет 30-50 л/м2 час. Секции соединяют в группы по смешанной последовательно-параллельной схеме. Движение теплоносителя в солнечных коллекторах организуют снизу вверх, используя те же циркуляционные насосы, что и в системах горячего водоснабжения и отопления зданий. Коллекторная система должна иметь устройства для заполнения гелиоконтура, слива жидкости из него и удаления воздуха. Все элементы установки (баки-аккумуляторы, теплообменники и трубопроводы) должны быть тщательно теплоизолированы; в ней следует предусмотреть и автоматические регуляторы температуры. Удельную емкость аккумулятора рекомендуется принимать равной 50-80 л/м2. §1-5. Расчет активных систем солнечного теплоснабжения. 1. Расчет мгновенных характеристик системы. В основу методики такого расчета положено уравнение теплового баланса системы, записанное в дифференциальной форме. Для одноконтурной установки горячего водоснабжения (рис. 3б) при некоторых допущениях оно имеет вид (1-9) где М – масса воды в системе, СР – ее теплоемкость, t – температура, а  - время. В правой части уравнения (1-9) записаны тепловые потоки от коллекторов (Qk) и от дублера (W), тепловая нагрузка потребителя (L), а также тепловые потери с поверхности аккумулятора (QA) и соединительных трубопроводов (QT): Здесь FA - поверхность аккумулятора, lT - длина трубопроводов, КА, КТ – соответствующие коэффициенты теплопередачи, G – расход воды, отбираемой потребителем, tX – температура холодной водопроводной воды (по СНИП для летнего периода tX =15оС),  и  - толщина и теплопроводность слоя изоляции, 0 – коэффициент теплоотдачи к наружному воздуху с температурой t0. Величина Qk описывается уравнениями (1-3) или (1-4), в которых нужно учитывать зависимость от времени климатических данных. В простейших моделях наружную температуру можно считать постоянной и принять синусоидальный закон изменения солнечной радиации (1-10) где Н и К – время восхода и захода Солнца. Интегрирование дифференциального уравнения (1-9) можно выполнить различными методами, простейшим из которых является метод Эйлера. При этом можно рассчитать динамику изменения температуры воды в системе при разных режимах ее эксплуатации, часовую и суточную выработку тепла, а также КПД гелиоустановки. При использовании метода Эйлера задаются начальные условия задачи (t = tH при  = Н ) и шаг изменения времени h; уравнение (1-9) преобразуется к виду и после замены производной на конечно-разностное отношение производятся пошаговые вычисления температуры в течение заданного интервала времени В качестве примера, на рис. 7 показана динамика изменения температуры воды в гелиоустановке, работающей в режиме аккумулирования теплоты (L=0, W=0), при следующем наборе исходных данных: Е0 = 750 вт/м2; FK = 300 м2; FR = 0,85; UL = 8 Вт/м2гр; t0 =20оС; 0 =0,76; ёмкость бака-аккумулятора 10 м3, а общая длина трубопроводов установки 500 м. 2. Расчет долговременных характеристик системы. В принципе систему солнечного теплоснабжения можно спроектировать так, что она будет полностью удовлетворять потребности в тепловой энергии за счет Солнца. Однако экономически такой подход не оправдан, т.к. в летний период дорогостоящее оборудование будет сильно недогружено. Для расчета долговременных характеристик таких систем в литературе рекомендуется f – метод, который основан на корреляциях между среднемесячным коэффициентом замещения тепловой нагрузки потребителя (т.е. долей его тепловой нагрузки, которую обеспечивает гелиосистема) и двумя безразмерными комплексами. Соответствующие корреляционные уравнения были получены при обработке многочисленных результатов математического моделирования как жидкостных, так и воздушных гелиоустановок стандартной конфигурации. Безразмерные комплексы X и Y имеют вид (1-11) где FK – площадь коллекторной системы (м2); FR – коэффициент отвода тепла из коллектора; UL – полный коэффициент потерь коллектора (Вт/ м2гр); L – месячная тепловая нагрузка потребителя (Дж); t0 – среднемесячная температура наружного воздуха (оС); H – солнечная энергия, поступающая за день на единицу площади коллекторной системы (Дж/м2); N – число дней в месяце;  - число секунд в месяце; 0 =  - оптический КПД солнечного коллектора. Коэффициент учитывает уменьшение отвода теплоты из гелиоконтура, если в схеме присутствует промежуточный теплообменник. Корреляционные уравнения для коэффициента замещения зависят от типа систем солнечного теплоснабжения. Для систем с жидкостным теплоносителем а для воздушных систем Уравнения справедливы в следующих диапазонах изменения безразмерных параметров: . Отметим, что эти параметры представляют собой отношения к месячной нагрузке потребителя солнечной энергии, поглощенной за месяц (Y), и условных потерь энергии в коллекторной системе за тот же период (Х). При этом действуют следующие ограничения на характеристики гелиосистемы Стандартная удельная емкость аккумуляторов составляет 75 л (для жидкостных установок) и 0,25 м3 (для воздушных) в расчете на 1 м2 площади коллекторной системы. Если эти параметры не выдерживаются в уравнения (1-11) вводят поправки. Таким образом, количество теплоты, обеспечиваемое гелиосистемой за произвольный «j»-й месяц, равно , за год - ; годовой коэффициент замещения . Если построить зависимость коэффициента замещения от площади коллекторной системы , то с ее помощью можно оценить необходимую поверхность коллекторов гелиоустановки (если предварительно задаться коэффициентом замещения), а также определить какая их площадь будет экономически оптимальной. §1-6. Пассивные системы солнечного теплоснабжения. Любая система солнечного теплоснабжения выполняет три основные функции: - поглощение солнечной радиации с преобразованием её в теплоту, аккумулирование этой теплоты и последующее распределение её между потребителями. В активных системах для этих целей используется специальное гелиотехническое оборудование, причем указанные выше функции выполняют совершенно разные устройства, а теплота передается в аккумулятор или потребителю с помощью циркулирующего в гелиоконтуре теплоносителя. В пассивных системах поглощение и аккумулирование солнечной энергии осуществляется естественным путем. Как правило, для этого используются конструктивные элементы зданий и определенные архитектурные решения. Для регулирования таких систем применяются различные элементы (шторы, подвижные экраны, клапаны, увлажнители воздуха и пр.). Однако, если в них используются нагнетатели для дополнительной циркуляции теплоты, то такие системы уже относятся к смешанным. Рассмотрим некоторые типы пассивных систем солнечного отопления (рис. 8). 1) Системы с прямым солнечным обогревом в качестве приемника солнечного излучения используют окна, ориентированные в южном направлении (в северном полушарии). Оконное стекло, как известно, обеспечивает парниковый эффект, т.е. практически не пропускает длинноволновое инфракрасное излучение, испускаемое предметами при нормальной комнатной температуре. Внутри помещения необходимо иметь темные, хорошо поглощающие солнечный свет поверхности с высокой теплоемкостью (для аккумулирования теплоты). Довольно часто такой поверхностью является бетонный пол. Солнечная излучение нагревает поверхность пола, при этом часть энергии тут же поступает в комнату, а другая аккумулируется в бетонном перекрытии, обеспечивая теплопоступление в ночные часы. Иногда на некотором расстоянии от окна устанавливают низкую перегородку, которая частично выполняет функции гелиоприемника и аккумулятора теплоты. В других вариантах таких систем используется верхний ряд окон, причем теплота поглощается противоположной стеной. Это удобно, если нужно обеспечить нагрев второго ряда комнат здания. 2) Система «массивная стена». Её часто называют по имени авторов стеной Тромба-Мишеля. Обычно это толстая стена (бетонная, кирпичная и т.п.) с темной поглощающей поверхностью, защищенная снаружи одинарным или двойным остеклением. У пола и потолка в этой стене расположены каналы для прохода воздуха. Солнечная энергия поглощается поверхностью стены, при этом нагревается воздух в зазоре между стеной и стеклом и начинается его циркуляция (теплый воздух поступает в комнату, а холодный – в зазор). В ночные часы комната отапливается за счет аккумулированной теплоты; для уменьшения потерь тепла стена может закрываться опускающейся шторой (этот же прием позволяет избежать перегрева помещения в летний период). 3) Система «водонаполненная стена». Благодаря высокой теплоемкости вода является хорошим теплоаккумулирующим веществом (к примеру, для сохранения одинакового количества теплоты воды требуется в 4 раза меньше, чем бетона). Кроме того, при облучении твердых теплоаккумулирующих материалов в них возникает большой температурный градиент, который в воде отсутствует (из-за конвекции). Вода в контейнерах разной формы довольно часто используется в системах, аналогичных стене Тромба-Мишеля. 4) Система «водоналивная крыша». В одноэтажных домах (особенно расположенных в низинах) наибольшее количество солнечной энергии поступает на крышу. Поэтому ее логично использовать для аккумулирования теплоты. На крыше размещают пластиковые баллоны с водой, которые при необходимости закрывают сдвижными экранами. Зимой в дневное время экраны сдвигают к торцу здания, и солнце нагревает воду. Ночью емкости с водой закрывают, чтобы сохранить теплоту, которая будет обогревать помещение. Летом, наоборот экраны сдвинуты в ночные часы, чтобы добиться максимального охлаждения воды, а днем экраны закрыты (так обеспечивается защита от перегрева). 5) Система воздушного отопления. Схема такой системы (рис. 8) предусматривает естественную циркуляцию воздуха и галечный аккумулятор тепла. Ее преимущество в том, что используется довольно низкая температура теплоносителя (около 30оС), что повышает эффективность солнечных коллекторов. Важной особенностью пассивных систем является необходимость их постоянной регулировки самими потребителями. В определенное время нужно открыть или закрыть клапаны в системе «массивная стена», закрыть затеняющие устройства, включить вентиляторы и т.п. При неправильной регулировке пассивных систем они не будут нормально работать. Таким образом, потребитель должен не только хорошо разбираются в конструкциях пассивных систем, но и быть лично заинтересованным в их хорошей работе. 6) Солнечные пруды Представляют собой водоемы, которые одновременно являются и коллекторами, и аккумуляторами солнечной энергии. Часть солнечной радиации (около 5%) отражается поверхностью пруда, инфракрасное излучение поглощается водой у поверхности, а видимое – проходит на значительную глубину, прогревая придонные слои жидкости на 40-50оС (по отношению к наружной температуре). Для подавления конвекции в таких водоемах можно использовать горизонтальные мембраны, однако наибольшее распространение получили солевые градиентные пруды. В них искусственно создается градиент концентрации солевого раствора, для чего используют соли с сильной температурной зависимостью растворимости (обычно MgCl2 и CaCl2). Типичные распределения концентрации и температуры по глубине пруда показаны на рис. 9. На этом рисунке можно выделить верхний (1) и нижний (3) конвективные слои, а также градиентную область (2), в которой конвекция подавлена, т.к. с ростом концентрации раствора увеличивается его плотность, препятствуя подъему горячих придонных масс жидкости вверх (незначительный теплоперенос через градиентную область возможен лишь теплопроводностью). При эксплуатации солнечных прудов нужно учитывать диффузию соли через градиентную зону (по опытным данным перенос доходит до 3 кг соли на 1 м2 в месяц). Поэтому приходится периодически добавлять концентрированный раствор в придонную область пруда и пресную воду на его поверхность. Необходимо компенсировать и испарение воды с поверхности водоема. Другая проблема связана с образованием волн на поверхности, что ведёт к нежелательному перемешиванию жидкости. Для борьбы с этим явлением используют плавучие сети (в основном, на крупных прудах). Приходится постоянно следить и за чистотой жидкости, отфильтровывая различные загрязнения. Отвод теплоты из придонных слоев пруда возможен двумя методами: - с использованием погружного теплообменника из коррозионностойких материалов; - с помощью отбора нагретого раствора в одной зоне водоема, подачи его в теплообменник, расположенный на поверхности, и возврата охлажденной жидкости в другую зону пруда. Солевые градиентные пруды распространены на юге Европы, в государствах Ближнего и Среднего Востока (особенно в Израиле) и некоторых других странах, где используются в системах низкопотенциального теплоснабжения. Глубина этих прудов 1-3 м, площадь зеркала от 300 до 215000 м2. Их сооружают на поверхности земли, проводя незначительную выемку грунта и насыпая дамбы по периметру водоема. Для устранения утечек жидкости в грунт дно выстилают полимерной пленкой, поверх которой укладывают слой глины. Теория градиентных прудов опирается на уравнение, по существу аналогичное уравнению (1-1) для плоского солнечного коллектора (1-12) где Т3 и Т1 – температуры в нижней и верхней конвективных зонах пруда (см. рис. 9), коэффициент отвода тепла , а полный коэффициент потерь включает потери теплоты в грунт и через градиентную область жидкости. §1-7. Системы солнечного охлаждения. Очевидно, что эти системы имеют большие перспективы, т.к. пики поступления солнечной радиации и потребности в холоде почти всегда совпадают по времени. В настоящее время наибольшее распространение получили абсорбционные системы солнечного охлаждения в установках кондиционирования воздуха. В них используется явление абсорбции (объемного поглощения) пара рабочего тела жидким раствором; при этом роль солнечных коллекторов сводится к подогреву и регенерации раствора. Выбор раствора зависит от температурного уровня, обеспечиваемого гелиосистемой; так, при использовании плоских солнечных коллекторов применяются водные растворы бромистого лития (LiBr-H2O). На рис. 10 показана принципиальная схема абсорбционной системы охлаждения. Её основные элементы: - 1 – воздушный гелиоколлектор, 2 – регенератор раствора, 3 – теплообменник, 4 – абсорбер, 5 – испаритель, 6 – градирня, 7 – вакуумный насос, 8 – теплообменник СКВ. В абсорбере распыляется концентрированный раствор бромистого лития (60%), поглощая пары воды, распыляемой в испарителе. Теплота сорбции отводится в оросительном теплообменнике абсорбера и в градирне. За счет парообразования вода в испарителе охлаждается и обеспечивает охлаждение жидкости, поступающей в теплообменник СКВ. Из абсорбера разбавленный раствор абсорбента (55%) поступает в регенератор, где за счет контакта с нагретым в коллекторе воздухом из него выпаривается часть влаги. Существуют и другие схемы охлаждения воздуха. Так, для районов влажных субтропиков теплый влажный воздух вначале подсушивают за счет контакта с твердыми или жидкими абсорбентами (силикагель, растворы триэтиленгиколя и хлористого лития), а затем адиабатически увлажняют, распыляя в нем воду; при этом температура воздуха понижается. Для регенерации абсорбентов используют солнечную энергию. Известны и пассивные методы солнечного охлаждения, направленные на защиту зданий от перегрева. В них используются различные способы затенения зданий, специальные оконные стекла, интенсивная вентиляция помещений в ночные часы, перепады температур между наружным воздухом и грунтом, водоналивные крыши и др. §1-8. Концентрирующие солнечные коллекторы. Земля является малоэффективным приемником солнечного излучения. В каждый момент половина ее поверхности вообще не освещается Солнцем; освещаемая часть – выпуклая, причем её площадь вдвое превышает поверхность сечения земного шара, перпендикулярную лучистому потоку. Именно поэтому плоские теплоизолированные с тыльной стороны коллекторы могут нагреваться до температур, ненамного превышающих уровень окружающей среды. Для получения более высоких температур необходимо использовать фокусирующие коллекторы; они включают оптическую систему (зеркальную или линзовую) и собственно приемник излучения, который по площади во много раз меньше входного отверстия (апертуры) системы (у плоских они совпадают). Оптическая система заменяет реальное Солнце его изображением. Очевидно, что все фокусирующие коллекторы могут эффективно использовать лишь прямую солнечную радиацию. Рассмотрим основные конструкции концентрирующих коллекторов. Из них наиболее удобными в эксплуатации являются устройства, не требующие постоянного слежения за Солнцем. К ним относятся плоские линзы Френеля и фоклины. Линзы Френеля (рис. 11а) устанавливают в коллекторе над гелиопанелью вместо защитного стекла, они обеспечивают невысокие коэффициенты концентрации излучения. Простейший двугранный фоклин (фокусирующий клин) образован двумя плоскими зеркалами и имеет форму двугранного угла (Д-фоклин). В коллекторе фоклин размещают в зазоре между гелиопанелью и защитным стеклом (рис. 11б). Другой тип фоклина – параболоцилиндрический (ПЦ-фоклин), в нем плоские зеркала заменены фрагментами параболоцилиндра. На рис. 11в представлена геометрия фоклинов; для Д-фоклинов справедливы следующие соотношения (1-13) где l - ширина зеркальной полосы. Фоклины относятся к низкопотенциальным концентраторам солнечного излучения; они не требуют высокой точности изготовления зеркальной поверхности отражателя и постоянной ориентации его оси на Солнце. Д-фоклин, габариты которого удовлетворяют соотношениям (1-13) обладает следующим свойством: поток лучей, параллельных его плоскости симметрии, войдя в систему через входное отверстие, после ряда отражений выходит из фоклина через выходное отверстие. При этом средний коэффициент концентрации (1-14) однозначно определяется параметрическим углом фоклина. Из рис. 11б видно, что в коллекторах с фоклинами не следует использовать гелипанели типа «лист-труба», т.к. металлические ребра между каналами будут затенены зеркалами, и это увеличит потери тепла. Если же поток лучей, поступающих во входное отверстие фоклина, не параллелен его плоскости симметрии, то часть лучей не пройдет через систему и после многократных отражений выйдет обратно через входное отверстие. Этот эффект описывается коэффициентом пропускания фоклина , который зависит лишь от угла  (см. рис. 11в) При пропускательная способность фоклина обращается в нуль. Таким образом, несмотря на преимущество в простоте конструкции, Д-фоклин имеет и недостаток. Его работа при углах  сопровождается потерями первичного потока излучения тем большими, чем больше этот угол. Для устранения этого недостатка приходится применять более сложную конструкцию – ПЦ-фоклин. Его коэффициент концентрации также описывается уравнением (1-14), но коэффициент пропускания при изменении угла  выше (угловые характеристики фоклинов приведены на рис. 11в). Кроме того, для ПЦ-фоклина характерны однократные отражения лучей, поэтому потери энергии в нем заметно ниже. На рис. 11г представлена схема коллектора с параболоцилиндрическим концентратором. Зеркальная поверхность параболоцилиндра концентрирует солнечную энергию на теплоприемнике. Он выполнен в виде трубы с селективным покрытием, которая установлена в линейном фокусе параболоцилиндра и заключена в вакуумную стеклянную оболочку (на схеме эта оболочка не показана). Каждый параболоцилиндрический концентратор с теплоприемником образует модуль, который соединяется с другими модулями параллельно или последовательно. Теплоноситель, проходя через теплоприемники модулей, нагревается и поступает к потребителю. Существуют также концентраторы на основе параболических зеркал с точечным фокусом. Коэффициент концентрации параболоцилиндрического коллектора (рис. 11г) определяется отношением площади апертуры (входное отверстие зеркала за вычетом затеняющей площади поглощающего элемента) к поверхности теплоприемника . Предельное значение этого коэффициента где - половина углового размера солнечного диска. Для зеркал с точечным фокусом . Параболоцилиндрический коллектор эффективно работает, если Солнце постоянно находится в плоскости симметрии концентратора. Поэтому специальная электромеханическая система следит за перемещением Солнца по горизонту и непрерывно разворачивает зеркало (на 15о в час). Уравнение для расчета теплопроизводительности фокусирующих коллекторов по структуре аналогично выражению (1-3) и имеет вид (1-15) В (1-15) учитывается, что прямая солнечная радиация поступает на поверхность апертуры концентратора, а потери тепла пропорциональны поверхности теплоприемника. По другому вычисляется и оптический КПД коллектора Его определяет произведение коэффициентов отражения зеркала (), пропускания прозрачного покрытия (), поглощения теплоприемника (), и доли отраженного излучения, поступающей на теплоприемник (). Чтобы обеспечить высокие значения коэффициентов  и  , к оптической системе коллекторов предъявляются довольно жесткие требования. Параболоцилиндрические концентраторы обычно выполняют из полированного алюминиевого листа, поверхность которого защищена специальным покрытием. §1-9. Солнечные паросиловые установки. Для получения водяного пара с помощью солнечной энергии могут использоваться установки двух типов: - с параболоцилиндрическими концентраторами; - с центральным приемником излучения (парогенератором), расположенным на вершине башни, который облучается системой зеркал-гелиостатов. На рис. 12 показана принципиальная тепловая схема паросиловой установки с параболоцилиндрическими концентраторами. Эта схема двухконтурная; в коллекторном контуре (1) используется кремнийорганический высококипящий теплоноситель с повышенной термостойкостью, а во втором контуре рабочим телом является водяной пар. В схеме присутствует парогенератор (3), пароперегреватель (2), паровая турбина (4) и конденсатор (5). Предусмотрен дублирующий источник энергии – газовый котел (6), который позволил отказаться от дорогостоящей системы аккумулирования теплоты. Одна из установок такого типа, сооруженная в США (Калифорния) имеет следующие характеристики: число солнечных модулей 608 шт. (560 по 128 м2 и 48 по 235 м2), общая площадь апертуры концентраторов 82960 м2, температуры теплоносителя на входе и выходе из коллекторной системы (240/308 оС), пиковый оптический КПД – 71%, объем теплоносителя первого контура 3213 м3, давление пара на входе в турбину 35,3 бар, электрическая мощность 14,7 МВт, годовая выработка электроэнергии 30100 МВт.ч, КПД – 32,5%. Установки с центральным приемником излучения могут выполняться по одно- и двухконтурной схеме. Устройство, состоящее из системы зеркал на общей опоре и имеющее систему слежения за Солнцем, называют гелиостатом; он обеспечивает постоянное отражение солнечных лучей на центральный приемник. Совокупность гелиостатов, расположенных по концентрическим окружностям вокруг приемника, либо занимающих сектор к северу от него, образует гелиостатное поле. Центральные приемники солнечного излучения подразделяют на приемники внешнего излучения, у которых тепловоспринимающие панели расположены на наружной цилиндрической поверхности, и приемники полостного типа с более высоким КПД. Для обеспечения работы установки в периоды перерывов поступления солнечной энергии предусмотрена система аккумулирования теплоты. В конце ХХ века в мире было создано 6 солнечных паросиловых установок башенного типа с центральными приемниками излучения различных типов. Ниже приводятся основные характеристики отечественной установки СЭС-5, сооруженной в 1986 г. в Крыму (разработчик ЭНИН им. Г.М.Кржижановского). При расчетной плотности солнечной радиации 800 Вт/м2 установка имела номинальную электрическую мощность 5 МВт (тепловая мощность – 20 МВт). Парогенератор располагался на башне высотой 70 м и имел облучаемую поверхность 154 м2. Расход пара составлял 28 т/час, температура 250оС, давление 4 МПа. Установка имела 1600 шт плоских гелиостатов по 25 м2 каждый, которые располагались вокруг башни. Площадь гелиостатного поля 15 га. В качестве аккумуляторов теплоты использовались емкости с горячей водой. §1-10. Системы солнечного теплоснабжения технологических процессов в промышленности . Солнечные установки могут использоваться и для теплоснабжения технологических процессов в промышленности, протекающих при умеренных температурах (сушка, промывка, термообработка бетона и др.). Однако их внедрению на производстве должен предшествовать комплекс мер по энергосбережению и использованию вторичных энергоресурсов, которые могут дать существенный экономический эффект, превышающий выигрыш от использования гелиосистем. При выборе гелиосистемы нужно продумать особенности ее взаимодействия с традиционным энергоисточником предприятия. Гелиоустановки допускают как последовательную, так и параллельную схему подключения к дублирующему источнику. В первом варианте они используются в режиме предварительного подогрева теплоносителя. Солнечные коллекторы работают в низкотемпературной области с большой эффективностью, а установки сравнительно просты. Эти очевидные преимущества последовательной схемы способствуют ее широкому распространению. Второй вариант используется в тех случаях, когда тепловую нагрузку объекта предполагается покрывать, в основном, за счет солнечной энергии. Тепловая мощность и температурный уровень гелиосистемы определяются требованиями технологического процесса. Она, как правило, работает при более высоких температурах, сложнее и дороже. Кроме того, ее нормальное функционирование невозможно без аккумулятора теплоты, что дополнительно удорожает установку. Рассмотрим некоторые типы систем солнечного теплоснабжения, разработанные для использования в промышленности. Установки для нагрева воздуха. Они способны нагревать воздух до 60-80оС. Предпочтительнее гелиосистемы открытого цикла, в которых воздух нагревается непосредственно в плоских солнечных коллекторах, соединенных сетью воздухопроводов низкого давления. Поскольку влияние утечек воздуха на выработку теплоты незначительно, требования к конструкции таких гелиосистем снижаются; появляется возможность строить коллекторы непосредственно на местах их установки, что заметно сокращает капитальные затраты. Важным достоинством систем непосредственного нагрева воздуха является также их малая тепловая инерция. Недостатки воздушных гелиосистем: - намного большие габариты по сравнению с жидкостными гелиосистемами той же тепловой мощности, предопределяющие заметные утечки тепла с поверхности воздухопроводов, и высокие энергозатраты на прокачку теплоносителя. Поэтому при их сооружении коллекторы следует располагать как можно ближе к потребителю горячего воздуха, чтобы уменьшить длину воздушных сетей. На рис. 13 приведены схемы солнечного нагрева воздуха в промышленных сушильных установках. В установке, представленной на рис. 13а, коллекторная система площадью 820 м2 обеспечивает подогрев атмосферного воздуха (расход до 12,75 м3/с) до 55-60оС летом и до 20-22оС зимой, когда окружающая температура не превышает -1-2оС. Воздух проходит через фильтр 5 и вентилятором 4 подается в коллекторы 1 и по воздухопроводу сечением 1,2 х 1,2 м через распределительное устройство поступает в сушильные камеры 3. В случае необходимости он дополнительно подогревается газовыми горелками 2. Автоматика включает гелиоконтур, если температура воздуха на выходе из коллекторов на 8оС превышает температуру на входе, и отключает его, если эта разность температур падает до 4оС. Опыт эксплуатации данной гелиоустановки показал, что в течении года она вырабатывает до 8,7.108 кДж тепловой энергии при среднем КПД коллекторов 23-28%. На рис. 13б показана гелиоустановка, в которой реализована трехступенчатая схема подогрева воздуха: в теплообменнике-утилизаторе теплоты отработанного воздуха 6, в коллекторах гелиосистемы 1 и непосредственно в сушильной камере с помощью горелочного устройства 2 (если в этом есть необходимость). Установка имеет систему плоских солнечных коллекторов общей площадью 1951 м2 и аккумулятор теплоты галечного типа 7 объемом 396 м3 с железобетонным корпусом. Помимо рассмотренных, в промышленности применяются также гибридные жидкостно-воздушные гелиоустановки. В их первом контуре циркулирует жидкий теплоноситель, а во втором - воздух, который нагревается в калорифере. Они наиболее эффективны в тех случаях, когда воздушные коллекторы не обеспечивают нагрева воздуха до требуемых температур, либо при больших расстояниях между коллекторами и потребителями горячего воздуха. Установки для нагрева жидкостей. В жидкостных гелиосистемах нагрев теплоносителя осуществляется в плоских солнечных коллекторах либо в более совершенных коллекторах на основе вакуумированных стеклянных труб. Температура, достигаемая при этом, обычно не превышает 100оС. Существует множество конструкций жидкостных ССТ; предпочтительными являются одноконтурные установки, в которых технологический теплоноситель нагревается непосредственно в коллекторах. Если такое решение по каким-либо причинам неприемлемо, применяются двухконтурные схемы с промежуточным теплообменником. Теплоносителями гелиоконтура чаще всего служат растворы этиленгликоля, реже - масло и кремнийорганические жидкости. В качестве примера можно привести гелиоустановку текстильной фабрики (США), обеспечивающую теплоснабжение процесса крашения тканей. В ней применена довольно громоздкая трехконтурная схема отвода теплоты: - в гелиоконтуре циркулирует раствор этиленгликоля, во втором - вода, в третьем - красильный раствор. Система коллекторов на основе вакуумированных труб с отражателями имеет эффективную площадь 540 м2; объем водяного бака - аккумулятора 30,3 м3. Крашение производится в ванне атмосферного типа объемом 4,16 м3, температура красильного раствора 88оС. Ванна может дополнительно обогреваться водяным паром, поступающим из котельной. При эксплуатации данной установки проявились ее недостатки: - низкий КПД (11%), обусловленный многоконтурностью схемы, и медленный темп разогрева раствора гелиоконтуром. Представляет интерес и установка для горячего водоснабжения промышленного потребителя, обеспечивающая двухступенчатый подогрев воды: в плоских коллекторах площадью 414 м2 и в фокусирующих коллекторах с параболоцилиндрическими концентраторами площадью 268 м2. Вода проходит через систему коллекторов однократно, без рециркуляции; ее расход до 1,6 кг/с, температура на выходе 80оС. В установке предусмотрен бак-аккумулятор объемом 64,9 м3. Дублирующим источником энергии служит обычный пароводяной теплообменник. Промышленные парогенерирующие установки. В них наибольшее распространение получили коллекторы с параболоцилиндрическими концентраторами солнечной энергии. Парогенерирующая установка (рис. 14а) обеспечивает паром технологический процесс сушки тканей. Она имеет 24 параболоцилиндрических коллектора общей площадью 700 м2, по которым циркулирует вода под давлением 19 бар. Расход воды до 3 кг/с. Нагретая до 190оС вода поступает в трубный пучок парогенератора, в кожухе которого генерируется пар с давлением 5,2 бар и температурой 160оС. После сепарации влаги пар поступает в сушильные барабаны. Максимальная паропроизводительность установки составляет 0,13 кг/с, а в год она вырабатывает 1,1.109 КДж теплоты. В некоторых установках, действующих по той же схеме, вместо воды в гелиоконтуре циркулируют высококипящие органические теплоносители, что позволяет заметно снизить давление в нем. Альтернативный вариант парогенерирующей гелиоустановки (рис. 14б) используется для теплоснабжения процесса отбеливания тканей. Установка имеет систему параболоцилиндрических коллекторов площадью 1070 м2, в которых циркулирует вода под давлением. Там она нагревается до температуры 190оС, после чего сбрасывается в котел, где мгновенно вскипает, т.к. в котле поддерживается меньшее давление. Этот котел емкостью 18,9 м3 одновременно служит и аккумулятором теплоты. Основные характеристики гелиоустановки таковы: расходы воды 3,8 кг/с, пара - 0,15 кг/с, годовая теплопроизводительность 1,6.109 КДж. Кроме рассмотренных конструкций существуют проекты гелиоустановок, в которых генерация пара происходит непосредственно в трубках солнечных коллекторов, однако, на практике они пока не реализованы. Контрольные вопросы к главе 1 1. Каковы основные источники возобновляемых энергоресурсов? 2. Назовите важнейшие характеристики солнечного излучения и направления его использования 3. Дайте классификацию систем солнечного теплоснабжения, перечислите их элементы. 4. Нарисуйте схему плоского солнечного коллектора и его поглощающей панели. 5. Дайте определение оптическому КПД коллектора, коэффициенту отвода тепла из него, полному коэффициенту потерь и равновесной температуры. 6. Из каких составляющих складывается полный коэффициент потерь тепла в плоском солнечном коллекторе, как их можно рассчитать? 7. Назовите методы снижения потерь теплоты в плоском солнечном коллекторе, сравните их эффективность. 8. Нарисуйте температурную зависимость КПД плоского солнечного коллектора, в каких пределах он изменяется? 9. Какими методами рассчитывают активные системы солнечного теплоснабжения? 10. Запишите дифференциальное уравнение, описывающее динамику прогрева теплоносителя в коллекторе, дайте пояснение входящих в это уравнение величин. 11. Что такое коэффициент замещения тепловой нагрузки потребителя, от каких факторов он зависит? 12. Сопоставьте эффективность одно- и двухконтурных систем солнечного нагрева теплоносителей. В каких случаях они применяются? 13. Какие аккумуляторы теплоты применяются в системах солнечного теплоснабжения? Опишите их конструктивные особенности. 14. Что может служить дублирующим источником энергии в системах солнечного теплоснабжения? 15. Назовите принципы работы пассивных систем солнечного теплоснабжения, перечислите их основные типы. 16. Что представляет собой пассивная система «солнечный пруд»? 17. Каковы принципы работы систем солнечного охлаждения? Где они могут найти применение? 18. Назовите типы концентрирующих солнечных коллекторов, нарисуйте их схемы и приведите основные характеристики. 19. Какая составляющая полного солнечного излучения может быть использована в концентрирующих коллекторах? 20. Запишите уравнение для тепловой мощности концентрирующего солнечного коллектора. Чем оно будет отличаться от соответствующего уравнения для плоского коллектора? 21. Нарисуйте принципиальные схемы солнечных парогенерирующих установок для солнечных электростанций. 22. Приведите основные характеристики отечественной солнечной электростанции СЭС-5. 23. Какие промышленные технологии наиболее подготовлены для внедрения систем солнечного теплоснабжения? ГЛАВА 2. Использование геотермальной энергии и энергии биомассы §2-1. Геотермальные энергоресурсы и их распределение. Одним из наиболее доступных и подготовленных к освоению возобновляемых источников энергии в настоящее время является глубинное тепло Земли; его выделение в недрах нашей планеты связано с совокупностью следующих процессов: - радиоактивный распад химических элементов, формирующих планету; - гравитационная деформация материала Земли с образованием плотного ядра и менее плотной оболочки; - тектонические процессы, вызывающие вертикальные и горизонтальные смещения крупных блоков земной коры и ее упругие деформации; - химические превращения в недрах Земли. По некоторым оценкам температура в центре Земли составляет 4000-5000К, а в отдельных магматических очагах, сравнительно близких к поверхности, достигает 1200-1500К. Однако средняя плотность теплового потока из внутренних областей Земли к ее поверхности незначительна и составляет всего 0,06 Вт/м2. Этому соответствует температурный градиент около 30 град/км. И лишь в районах молодого вулканизма указанные величины могут доходить до 0,3 Вт/м2 и 200 град/км, соответственно. Ясно, что попытки улавливания столь рассеянного возобновляемого потока энергии не имеют никаких перспектив. Общий вынос тепла недр к земной поверхности оценивается в 30.1012 Вт, что втрое превышает современную мощность всех энергоустановок мира. Оценивая ресурсы геотермальной энергии, обычно рассматривают всю теплоту, запасенную земными породами вплоть до некоторой глубины. Так, например, ориентируясь на достижения в сверхглубоком бурении скважин, разумно ограничить доступные ресурсы геотермальной энергии величиной общего теплосодержания верхних слоев земной коры до глубины 10 км в пределах суши. Тогда доступные геотермальные ресурсы составят (в топливном эквиваленте) 13700 триллионов т.у.т. Из них пригодными для освоения эксперты считают ресурсы, эквивалентные 137 триллионам т.у.т. (т.е. 1% от доступных). Более обоснованные оценки реальных геотермальных ресурсов требуют детального технико-экономического анализа. Геотермальные ресурсы, т.е. та часть теплосодержания земной коры, которая может быть эффективно извлечена из недр и использована при современном уровне развития геотермальной технологии и энергетики, подразделяют на две группы: 1) гидротермальные (паротермальные) ресурсы, которые представляют собой подземные запасы горячей воды (пара) с температурой до 300оС. Практически все освоенные источники геотермальной энергии относятся к этому типу. Высокотемпературные гидротермальные источники характерны для гипер- и полутермических районов с активной тектонической деятельностью (зоны разлома литосферных плит). Основные мировые запасы гидротермальных ресурсов сосредоточены в пределах двух глобальных геологических структур: кольцевой, расположенной по периметру Тихого океана (Камчатка, Япония, Новая Зеландия, западное побережье США, Мексика и Центральная Америка), и линейной, которая пересекает Европу (Исландия, Италия, Греция, Турция) и достигает Австралии. По прогнозам на природный пар и горячую воду приходится лишь около 1% геотермальных ресурсов Земли. 2) петротермальные ресурсы, которые обусловлены теплосодержанием сухих горных пород и являются основной частью геотермального тепла нашей планеты. Вследствие геотермического градиента такие ресурсы есть везде, однако, их освоение связано со значительными техническими трудностями. Если говорить о России, то запасы геотермальных вод с температурой 40-200оС, минерализацией до 35 г/л и глубиной залегания до 3500 м, выявленные на ее территории, могут обеспечить получение примерно 14 млн. м3 горячей воды в сутки (см. табл. 1). По некоторым оценкам суммарный энергетический потенциал геотермальной энергии в России превышает ее углеводородный потенциал в 4-6 раз. Таблица 2-1 Район Температура 40-200оС Минерализация до 35 г/л Температура 40-200оС Минерализация до 10 г/л Дебит, млн. м3/сут Дебит, млн. м3/год Экономия топлива в год, млн. т.у.т. Дебит, млн. м3/сут Дебит, млн. м3/год Экономия топлива в год, млн. т.у.т. 1. Европейская часть России 2. Западная Сибирь 3. Восточная Сибирь и Дальний Восток 4. Камчатка и Курильские острова 1,20 10,75 3,35 1,70 440,92 3923,8 1222,8 620,5 3,12 27,2 8,50 4,30 0,48 4,30 1,36 0,70 177,2 1570 492 252 1,23 10,90 3,42 1,75 Использование геотермальной энергии в России ведется по двум направлениям: Первое связано с выработкой электроэнергии на геотермальных электростанциях (ГеоТЭС). Ресурсной базой таких электростанций являются месторождения парогидротерм, сосредоточенные, в основном, на Камчатке, Сахалине и островах Курильской гряды. Курильско-Камчатская зона отличается максимальной близостью горячих магматических очагов к земной поверхности; в результате по оценкам экспертов запасы парогидротерм в этой зоне могут обеспечить мощность ГеоЭС не менее 1000 МВт. Второе направление предполагает использование термальных вод с относительно низким температурным потенциалом (50-90оС) для теплоснабжения. Здесь существенна степень минерализации воды. Если она низкая (до 10 г/л), то воду можно использовать без предварительной подготовки. При большей минерализации требуется дополнительная очистка, либо такая вода может использоваться только в двухконтурных схемах. §2-2. Основные определения и терминология. Ниже будут использоваться следующие технические термины: 1) Месторождение геотермальных вод – часть подземной водоносной системы, в пределах которой имеются благоприятные условия для отбора геотермальных вод в количестве, достаточном для их теплоэнергетического использования. 2) Геотермальная система - совокупность инженерных сооружений и технических средств на данном месторождении, включающая в себя: - поверхностный технологический комплекс для подъема теплоносителя, его очистки и подготовки к использованию у потребителя с последующим экологически безопасным сбросом. Этот комплекс может быть весьма простым (обычное оборудование устья скважины и теплотрасса к потребителю) или довольно сложным (насосные агрегаты, промежуточные теплообменники, догревающие установки, очистные сооружения и т.п.); - геотермальную скважину (диаметром 100-400 мм), которая проходится с земной поверхности с помощью буровой установки; - зону теплоотбора - примыкающую к скважине область дренажа природных (или фильтрации нагнетаемых с поверхности для охлаждения сухих горных пород) теплоносителей; - геотермальный коллектор - совокупность естественных или искусственных фильтрационных каналов в зоне теплоотбора, в которых формируется и поступает к скважинам поток геотермального теплоносителя. 2) Термоводозабор - одна или несколько объединенных между собой трубопроводами скважин, пробуренных на месторождении геотермальных вод, специально обустроенных и предназначенных для подачи геотермального теплоносителя на нужды теплоснабжения различных потребителей. Скважины подразделяются на добычные (для самотечного или принудительного подъема теплоносителя на поверхность), нагнетательные (для закачки в геотермальный коллектор отработанного теплоносителя) и вспомогательные. В зависимости от условий эксплуатации месторождения добычные и нагнетательные скважины могут периодически изменять свои функции на противоположные. Освоение геотермального месторождения обычно предполагает одновременное функционирование нескольких геотермальных систем. Лишь в данном случае можно обеспечить требования крупных потребителей. При этом нужно правильно выбирать взаимное расположение и последовательность ввода скважин, чтобы увеличить общую продолжительность экономически целесообразной добычи тепловой энергии из недр. 3) Открытая система геотермального теплоснабжения - система, в которой геотермальная вода непосредственно подается потребителю на водоразбор. 4) Закрытая система геотермального теплоснабжения - система, в которой на водоразбор подается местная вода, нагретая в теплообменниках за счет геотермальной теплоты. 5) Геотермальная система теплоснабжения с зависимым присоединением приборов отопления - система, в которой геотермальная вода подается непосредственно в отопительные установки. 6) Геотермальная система теплоснабжения с независимым присоединением систем отопления - система, в которой в отопительные приборы подается местный теплоноситель, предварительно нагретый в теплообменнике за счет геотермальной теплоты. 7) Транзитные геотермальные тепловые сети - трубопроводы от термоводозаборов до устройств перехода на другой температурный график, а при едином температурном графике - до первого ответвления к потребителям. 8) Магистральные геотермальные тепловые сети - трубопроводы от границы транзитных сетей, а при их отсутствии или протяженности менее 1 км - от термоводозаборов до ответвлений к жилым микрорайонам, промышленным или сельскохозяйственным предприятиям. 9) Распределительные геотермальные тепловые сети - трубопроводы от границ магистральных сетей до узлов присоединения зданий. 10) Сборные сбросные трубопроводы (сети) - трубопроводы от узлов присоединения зданий до мест врезки в магистральные сбросные сети. 11) Магистральные сбросные сети - трубопроводы от узлов границы сбросных трубопроводов до места сброса или обратной закачки, а при расстоянии до этих мест более 1 км - до места врезки последнего сбросного трубопровода. 12) Транзитные сбросные сети - трубопроводы от границы магистральных сбросных трубопроводов (сетей) до мест сброса отработанных термальных вод или их обратной закачки в скважины. 13) Сбросный пункт (СП) - пункт водоподготовки сбросной геотермальной воды для обеспечения сброса без ущерба для окружающей среды с соответствующим набором оборудования. 14) Насосная станция обратной закачки (НСОЗ) - насосная станция для закачки отработанной геотермальной воды в водоносный пласт. §2-3. Виды геотермальных технологий Освоение геотермальной энергии возможно на основе различных принципов; в соответствии с ними все геотермальные системы (ГТС) делят на три группы: 1) ГТС, основанные на добыче из недр теплоносителей; 2) ГТС с преобразованием теплоты в другие виды энергии непосредственно в недрах. 3) ГТС, предполагающие комплексное освоение геотермальных и минеральных ресурсов. Реальных примеров технологий второго рода пока нет, хотя поиск в этом направлении ведется. Например, предлагается прямое преобразование геотермального тепла в электроэнергию с помощью полупроводниковых термоэлектрогенераторов или же ее превращение в химическую энергию в специальных реакторах погружного типа, в которых будут протекать эндотермические процессы химической технологии. В ГТС третьего рода процессы добычи геотермальной энергии и полезных ископаемых технически связаны. На сегодня это либо системы с одновременной добычей геотермальной теплоты и минерального сырья из отработанных термальных рассолов, либо системы с утилизацией теплоты добытой в горячем состоянии нефти. Все они встречаются довольно редко. Поэтому основная технология геотермальной энергетики базируется на добыче теплоносителей. ГТС первой группы классифицируют по типу геотермальных коллекторов, способам подъема теплоносителей на поверхность, методам доставки теплоты потребителю, способам утилизации или сброса теплоносителя. Существуют две группы геотермальных систем: - с естественными и искусственными коллекторами. Известны несколько типов естественных коллекторов: - геотермальные фонтанные системы (ГФС), в которых происходит самоизлив природного теплоносителя на поверхность за счет избыточного давления в пласте. Фонтанная технология возможна также при вскрытии скважинами глубоких артезианских бассейнов. Если у теплоносителя высокая минерализация или он содержит токсичные примеси, то целесообразен переход от простой фонтанной к двухконтурной технологии с передачей термальной теплоты чистому рабочему телу в погружных скважинных теплообменниках. При этом отработанный теплоноситель рекомендуется закачивать обратно в коллектор (технология с реинжекцией); - геотермальные насосные системы (ГНС) применяются, когда самоизлив теплоносителя невозможен или недостаточно эффективен. Поскольку ГФС и ГНС базируются на извлечении теплоты природных теплоносителей - флюидов, то к концу срока службы таких систем давление, дебит и температура теплоносителя в скважинах начинают заметно падать. В этом случае более рациональна циркуляционная технология, которая весьма эффективна и для освоения основной части геотермальных ресурсов - энергии сухих горных пород. В геотермальных циркуляционных системах (ГЦС) приходится использовать насосы для одновременного нагнетания и откачки нагретого горячими породами теплоносителя. В противном случае велики утечки теплоносителя за пределы зоны теплоотбора. Отметим, что использование ГЦС легко устраняет главное препятствие на пути геотермальной энергетики – географическое несовпадение месторождений и размещения потребителей теплоты. Искусственные коллекторы классифицируют по способам разрушения слабопроницаемых горных пород для образования фильтрационных каналов с необходимой теплообменной поверхностью. С этой целью обычно используют взрывы или гидроразрыв пласта. Последний метод, использующий быструю закачку в пласт воды под давлением 70-85 МПа с последующим образованием трещин, признан наиболее перспективным. Что касается технических решений по методам очистки и утилизации теплоносителя, способам доставки тепла потребителю, то они едины для всех типов коллекторов. К ним можно отнести: - промежуточные теплообменники для нагрева рабочего теплоносителя, - подземные теплоаккумуляторы для согласования суточных и сезонных графиков извлечения и использования геотермальной теплоты, - догревающие установки на базе водогрейных котлов, гелиоколлекторов или тепловых насосов для повышения температуры теплоносителя, - устройства для извлечения полезных минеральных веществ из теплоносителя после его энергетического использования, - различные виды очистки теплоносителя (для его последующего использования в бальнеологии, системах технического водоснабжения или же перед сбросом). §2-4. Принципиальные схемы систем геотермального теплоснабжения. На рис. 15 приведены схемы простейших открытых геотермальных систем, обеспечивающих только горячее водоснабжения. В схеме (рис. 15а) геотермальная вода по однотрубной тепловой сети подается непосредственно на водоразбор. Суточная неравномерность потребления горячей воды компенсируется с помощью бака-аккумулятора. Недостатком этой схемы является отсутствие циркуляции в распределительной сети ГВС, в результате чего неизбежно остывание теплоносителя, когда нет водоразбора (например, ночью). По этой причине её можно рекомендовать к использованию только при малых расстояниях между термоводозабором и потребителем геотермальной теплоты. Схема (рис. 15б) имеет двухтрубную распределительную сеть, в которой циркулирует геотермальная вода. Подпитка по мере водопотребления осуществляется из однотрубной транзитной тепловой сети, а суточная неравномерность водопотребления выравнивается баками-аккумуляторами. В распределительной сети установлены циркуляционный и подпиточный насосы. Такая схема целесообразна при сравнительно большом удалении термоводозабора от потребителя. Открытые геотермальные системы теплоснабжения с зависимым присоединением отопления имеют две модификации (в зависимости от расположения места сброса термальной воды). На рис. 15в приведена схема, в которой геотермальная вода параллельно подается на отопление и горячее водоснабжение. После отопительных систем вода сбрасывается вблизи термоводозабора. Транзитная тепловая сеть имеет двухтрубную прокладку. Если же сброс отработанного геотермального теплоносителя производится вблизи потребителя, то транзитная тепловая сеть выполняется однотрубной. Приведенные на рис. 15 схемы могут применяться, если солевой состав геотермальной воды соответствует нормативным требованиям на воду питьевую, а ее температура в устье скважины превышает норматив для систем ГВС (с учетом падения температуры при ее транспортировке потребителю). Рассмотрим теперь закрытые системы геотермального теплоснабжения. В зависимости от расположения места сброса и источника питьевой воды могут быть использованы различные схемные решения. На рис. 16а приведена однотрубная схема ГВС с источником питьевой воды, расположенным на термоводозаборе. Геотермальная вода подается на теплообменник ЦТП, после чего сбрасывается или закачивается в пласт через скважину обратной закачки. Вода из источника питьевой воды (например, холодной артезианской скважины) нагревается в теплообменнике, транспортируется до потребителя и там разбирается на горячее водоснабжение. Суточная неравномерность водопотребления выравнивается с помощью бака-аккумулятора. Распределительная сеть выполнена однотрубной. При сравнительно большом удалении термоводозабора от потребителя целесообразно ввести в эту схему двухтрубную распределительную сеть с баком-аккумулятором (так, как это сделано на схеме рис. 15б). На рис. 16б представлена закрытая система, обеспечивающая отопление и горячее водоснабжение. При расположении места сброса вблизи потребителя и отсутствии повышенной коррозионной активности и солеотложения в ней можно использовать однотрубную транзитную тепловую сеть для транспорта геотермальной воды до ЦТП потребителя. После ЦТП распределительная сеть (в зависимости от качества и температуры геотермального теплоносителя) может быть четырехтрубной с зависимым либо независимым присоединением отопления или двухтрубной с независимым присоединением отопления. При непитьевом качестве геотермального теплоносителя и отсутствии водопровода возможно применение систем, обеспечивающих только отопление зданий и сооружений (с зависимым присоединением). Однако такой подход применим при отсутствии угрозы интенсивной коррозии и солеотложения. Существуют и более сложные схемы геотермальных систем теплоснабжения с повышенной эффективностью использования геотермальной теплоты. К ним относятся: 1) Бессливная система геотермального теплоснабжения, обеспечивающая минимальный расход термальной воды на единицу расчетной отопительной нагрузки, равный среднечасовому расходу горячего водоснабжения. Регулирование отопительной нагрузки системы производится путем постепенного сокращения доли пикового догрева, работающего большую часть отопительного сезона с последующим переходом на пропуски. Эффективность такой системы тем выше, чем больше доля ГВС в суммарной тепловой нагрузке. 2) Геотермальная система теплоснабжения с тепловыми насосами, устанавливаемыми в обратной магистрали. В летний период она может работать в режиме хладоснабжения. 3) Открытая геотермальная система с комбинацией водяного и воздушного отопления. Вода, поступающая на отопление, проходит пиковый догрев и затем подается в системы водяного отопления и параллельно в калориферы второго подогрева системы воздушного отопления. Обратная вода после калориферов второго подогрева и систем водяного отопления поступает в калориферы первого подогрева и затем сбрасывается. Наличие пикового догрева в схеме не является обязательным и зависит от температуры термальной воды. Регулирование системы производится уменьшением доли пикового догрева с переходом на пропуски при его отключении. Если пиковая котельная отсутствует или нежелательно переходить на ранние пропуски, то может производиться качественное регулирование путем подмешивания обратной воды. 4) Комплексные геотермальные системы теплоснабжения, которые могут охватывать отопление гражданских зданий и, например, весенних теплиц, отопление гражданских, промышленных зданий и обеспечение технологических нужд производств (автомойки, прачечные и пр.), а также отопление теплиц и горячее водоснабжение гражданских и производственных зданий. В итоге удается существенно повысить технико-экономические показатели термоводозаборов с одновременным достижением дополнительного социального эффекта. В годовом цикле работы комплексных схем можно выделить три режима эксплуатации в зависимости от величины коэффициента отпуска теплоты на отопление : - в летний период ( = 0) термоводозабор имеет постоянный дебит геотермальной воды, обеспечивающий тепловую нагрузку ГВС; - с наступлением отопительного периода до включения пикового догрева (<п) дебит термоводозабора регулируется в зависимости от нагрузки отопления и полностью обеспечивает геотермальной теплотой потребности отопления и ГВС; - при низких температурах наружного воздуха (>п) дебит термоводозабора постоянен, равен максимальному, а нехватка геотермальной теплоты компенсируется пиковым догревом. Регулирование производится изменением тепловой мощности пикового источника теплоты. Суммарная мощность существующих российских систем геотермального теплоснабжения в 2005 г. составила 430 МВт, а перспективных – до 21000 МВт. В отдельных регионах они могут обеспечить до 10% суммарного теплопотребления. В настоящее время геотермальные ресурсы используются в основном в трёх регионах: в Дагестане, Краснодарском и Ставропольском краях и на Камчатке. Рассмотрим некоторые примеры. Так, в Дагестане действует ряд крупных водозаборов. На Кизлярском месторождении из 9 скважин ежегодно добывается 1,4 млн м3 геотермальной воды, что позволяет обеспечить теплом 70% жителей г. Кизляра. Есть водозаборы в г. Избербаш производительностью около 1 млн м3 в год и в г. Махачкала производительностью 2 млн м3 в год. Вода имеет температуру 60-65оС и незначительную минерализацию, она используется в открытых системах отопления и горячего водоснабжения. Водозаборы общей производительностью до 8 млн м3 в год имеются и в других Северо-Кавказских республиках, однако, ввиду высокой минерализации, они пригодны лишь для отопления. Основными потребителями геотермального тепла являются жилые здания, промышленные и сельскохозяйственные объекты. Среди последних следует выделить тепличные хозяйства, интерес к геотермальному теплоснабжению которых в последние годы существенно возрос. В частности, компания «Нефтегазгеотерм» разрабатывает перспективы комплексного освоения Казьминского месторождения термальных вод в Ставропольском крае. Другой крупный проект связан с геотермальным теплоснабжением жилого комплекса и предприятий г. Лабинска в Краснодарском крае, который разработала московская компания «Геотерм-М» совместно с АО «ЮРЭК». Освоение расположенного под городом месторождения термальных вод позволит покрыть 40-50% потребности города в тепле и экономить ежегодно около 90 тысяч тонн условного топлива. Есть термальные воды и на крайнем западе России - в Калининградской области. АО «Наука» подготовило проект геотермального теплоснабжения г. Светлый, расположенного в этой области, где на базе термальных источников предполагается дополнительно соорудить тепличный комплекс, аквапарк и бальнеологический центр. На Камчатке наиболее перспективна разработка Верхне - Паратунского месторождения с температурой воды 85оС и её запасами до 23 тысяч м3 в сутки. Принципиальные схемы геотермальных систем теплоснабжения выбирают с учетом температуры и химического состава термальных вод, графика тепловой нагрузки потребителя, взаимного расположения скважин, потребителя, мест сброса воды и расстояний между ними. При соответствии химического состава термальных вод действующим нормам на питьевую воду следует применять открытые системы теплоснабжения с зависимым присоединением объектов к тепловой сети, причем она в этом случае выполняется по однотрубной схеме. В геотермальных системах горячего водоснабжения допускается пониженная температура в точках водозабора (но не ниже 45оС). При использовании геотермальных вод непитьевого качества применяются закрытые системы теплоснабжения с зависимым или независимым присоединением систем отопления. В них допускается только количественное регулирование. Важным вопросом является возможность догрева геотермальных вод, т.к. в зависимости от их химического состава это может привести к сильному солеотложению. Догрев допускается в пиковых котлах, либо в специальных теплообменниках. Схемы с догревом обеспечивают максимальное использование потенциала геотермальных источников. Особенность геотермальных скважин заключается в том, что они характеризуются практически постоянной в течение года теплопроизводительностью, определяемой дебитом скважины и температурой термальной воды. В то же время тепловая нагрузка потребителей в течение года меняется, и соответствующий график имеет ярко выраженный пиковый характер. Поэтому геотермальный источник целесообразно использовать для покрытия базисной части графика нагрузки, пиковая же его часть покрывается либо котельной, либо тепловым насосом, работающим на сбросной термальной воде. §2-5. Принципиальные схемы геотермальных электростанций. Мощность геотермальных электростанций в мире растет быстрыми темпами. Так, в 1999 г. она составляла 8 ГВт против 6,5 ГВт в 1996 г. Наибольшие масштабы характерны для следующих стран: США – 2,2 ГВт, Филиппины – 1,9 ГВт, Мексика – 0,8 ГВт, Италия – 0,8 ГВт, Индонезия – 0,6 ГВт. Типичные тепловые схемы действующих ГеоТЭС приведены на рис. 17. Схема (рис. 17а) используется в тех случаях, когда в геотермальных средах, поступающих на поверхность, велика доля воды. Пароводяная смесь из скважины 1 поступает в сепаратор (С), в котором пар отделяется от жидкости и направляется в турбину 2, вращающую генератор 3. Отработавший пар поступает в конденсатор 4 смешивающего типа, а конденсат охлаждается в градирне 5. Жидкость из сепаратора, а также часть охлажденного конденсата из бассейна градирни закачивается обратно в пласт. Иногда в сепараторе поддерживается давление ниже, чем в устье скважины, что позволяет выделить в нем пар вторичного вскипания, а при необходимости после сепаратора может быть установлен сетевой подогреватель системы теплоснабжения, обеспечивающей собственные нужды ГеоТЭС и ближайших потребителей. Использование конденсатора поверхностного типа усложняет схему, т.к. в нее приходится включать пароструйный эжектор для удаления из конденсатора сопутствующих газов, а в ряде случаев – и систему их очистки от сероводорода. Схема усложняется и при включении в нее двух сепараторов, однако это позволяет на 15-20% увеличить выработку электроэнергии на единицу массы геотермальной среды, поднимаемой из скважины. В схеме, приведенной на рис. 17б, реализован двухконтурный цикл, в котором тепло термальной среды передается низкокипящему теплоносителю второго контура в теплообменнике-парогенераторе (ПГ). У такого цикла есть ряд очевидных преимуществ: - более полное использование геотермальной теплоты (отработавшие жидкости поступают в скважину обратной закачки 6 с меньшей температурой); - возможность использования термальных сред с пониженной температурой для выработки электроэнергии; - длительный срок службы турбины и конденсатора, т.к. в них не поступают агрессивные компоненты из скважины; - экологическая чистота, т.к. сопутствующие газы не попадают в окружающую среду. Однако в таких схемах приходится дополнительно устанавливать насосы для поддавливания геотермальной среды и обеспечения её однофазности в ПГ, причем из-за тяжелых условий эксплуатации время работы этих насосов невелико. Промышленная выработка электроэнергии на первой в России ГеоТЭС началась в 1967 г. на Паужетском месторождении (Камчатка); сейчас ее мощность составляет 11 МВт. Наиболее крупным (его запасы оценены в 245 МВт) и перспективным месторождением парогидротерм на Камчатке является Мутновское, расположенное в 130 км от г. Петропавловск-Камчатский. В 1999 г. построена Верхе-Мутновская ГеоТЭС мощностью 12 МВт. Это первая в мире экологически чистая станция с воздушными конденсаторами и обратной закачкой термальной воды в пласт. Уже введена первая очередь Мутновской ГеоТЭС мощностью 50 МВт (2 блока по 25 МВт) и спроектирована её вторая очередь мощностью 100 МВт, ввод которой возможен в 2009-2014 гг. Полностью обеспечить потребности в электричестве способны и некоторые из Курильских островов. Сейчас там действует только одна ГеоТЭС на о. Кунашире мощностью 2,6 МВт (запасы позволяют поднять ее мощность до 17 МВт). Начато строительство электростанции и на о. Итуруп на склоне вулкана Баранского мощностью 6 МВт (потенциал месторождения до 60 МВт). Поставщиком отечественного оборудования для геотермальных электростанций является ОАО «Калужский турбинный завод». Он выпускает блочные ГеоТЭС серий «Омега-500», «Туман-2», «Туман-4» в контейнерном исполнении, уникальные двухпоточные турбины мощностью 25 МВт, а также модульные блоки теплоснабжения. Основные технические характеристики некоторых установок приведены в таблицах 2-2 и 2-3. Таблица 2-2 Показатели Омега500 Туман2 ПТУ25 К17-5Гео Номинальная мощность, МВт 0,5 1,8 24,65 17,5 Параметры свежего пара - давление, Мпа - степень сухости - расход, т/час 0,7 - 10 0,5 - 38 0,62 0,999 159 0,56 0,995 140 Давление пара за турбиной, КПа 103 105 5 8,9 Тип конденсатора - - смесительный с водяным охлаждением Температура охлаждающей воды - - 15оС 33,5оС Таблица 2-3 Технические характеристики ГТС-700П ГТС-700В Тепловая мощность, МВт 20 20 Греющий теплоноситель пар термальная вода Параметры теплоносителя - давление, Мпа - температура, оС - расход, т/час 0,12 104 38 0,3 120 500 Параметры сетевой воды на выходе - давление, Мпа - температура, оС - расход, т/час 0,45 90 715 0,45 90 690 Масса оборудования, т 36 32 Блок теплоснабжения ГТС-700П предназначен для работы в комплекте с энергоблоком серии «Туман-2». §2-6. Источники биомассы. Биомасса – один из крупнейших природных аккумуляторов солнечной энергии. Это продукты растительного и животного происхождения, которые могут быть преобразованы как в теплоту, так и в другие виды энергии. При этом решаются не только топливно-энергетические, но и экологические проблемы регионов. Первичным источником биомассы является фотосинтез, который конвертирует 3.1024 Дж солнечной радиации, падающей на поверхность Земли в течение года, превращая ее в химическую энергию различных органических соединений и одновременно связывая атмосферную углекислоту. КПД фотосинтеза очень низок (0,2-0,5%), но, несмотря на это, только на территории России он продуцирует до 14-15 млрд. тонн биомассы, энергия которой эквивалентна 8 млрд т.у.т. Основным производителем биомассы на Земле являются континентальные леса (около 74 млрд. тонн в год, что по теплосодержанию в 3 раза превышает мировое потребление энергии). До 32% мирового производства первичной биомассы обеспечивает морской фотосинтез, и только 5,3% - фотосинтез на культивируемых территориях. Кроме первичной биомассы в энергетических целях возможно использование и вторичной биомассы. К ней относят жидкие отходы некоторых промышленных производств (пищевые, целлюлозно-бумажные и др. предприятия), отходы животноводческих ферм и птицефабрик (навоз, помет и т.п.), а также отходы муниципальных предприятий (канализация, очистные сооружения, городские свалки и др. объекты). Биомасса рассматривается в мире в качестве наиболее устойчивого возобновляемого энергоресурса и сырья для химической промышленности. Во многих развивающихся странах биомасса относится к категории важнейших источников энергии. Использование биомассы получает все большее развитие и в индустриальных странах; так, в государствах Европейского союза около 3% всех энергетических потребностей покрывается за счет биомассы, а в отдельных странах этот показатель достигает 23% (Финляндия), 18% (Швеция) и 12% (Австрия). В зависимости от свойств биомассы возможны различные технологии её энергетического использования. Простейшая классификация разделяет исходное сырье на «сухое» (например, древесные отходы) и «влажное» (например, стоки животноводческой фермы). Для сухой биомассы наиболее эффективны термохимические технологии использования, а для влажной – биохимические технологии переработки. §2-7. Термохимические технологии использования биомассы. Растительная биомасса как источник энергии обладает рядом очевидных преимуществ: - это практически повсеместная доступность, возможность длительного и безопасного хранения, достаточно высокая удельная энергоемкость. Ее недостатки - большое (по сравнению с ископаемыми топливами) содержание влаги и кислорода, что ведет к низкой теплотворной способности, а также различные энергетические характеристики разных видов растительного сырья. Рассмотрим подробнее основные термохимические технологии использования биомассы, к которым относятся её непосредственное сжигание, газификация и пиролиз. Сжигание биомассы. Основной материал биомассы – лигноцеллюлоза (древесина); для получения теплоты её можно сжигать в печах или в установках с кипящим слоем. Известно, что древесина является экологичным топливом: - по химическому составу она практически не содержит серы и азота, а в продуктах сгорания немного золы. Технологии сжигания непрерывно совершенствуются, в последнее время разработаны методы брикетирования древесных отходов, позволяющие механизировать и автоматизировать процессы их транспортировки и загрузки, обеспечить стабильность теплотехнических характеристик. Древесные брикеты имеют теплотворную способность 16-19 МДж/кг и могут использоваться как топливо в теплогенерирующих установках различной мощности. Производство топливных брикетов оправдано вблизи крупных деревообрабатывающих комбинатов с целью перевода котельных на местное экологически чистое топливо. Одновременно решается и задача утилизации этих отходов, которые во многих случаях ссыпаются в отвалы. В некоторых странах изучаются возможности создания специальных «энергетических плантаций» на основе быстро растущих в естественных условиях культур (ива, тополь, тростник и др.). Газификация биомассы. Эта технология предусматривает термическую деструкцию органических молекул биомассы и получение топливного газа, основу которого составляют окись углерода, водород и азот. В отличие от сжигания при газификации происходит ограниченный подвод кислорода. Полученный газ (газификация сухой целлюлозы) имеет следующий состав: 24% Н2, 18% СО, 7% СО2, 9% Н2О и 42% N2. Его можно использовать в качестве газообразного топлива в котельных и в двигателях внутреннего сгорания. Основные недостатки – дополнительные затраты на газогенерирующее оборудование, а также экономическая нецелесообразность аккумулирования топливного газа и его транспортировки. Таким образом, газогенераторы должны быть жестко привязаны к потребителям газа и регулироваться в соответствием с графиками их нагрузок. Тепловая мощность имеющихся в России газогенераторных установок от 100 КВт до 3 МВт; они производят от 70 до 2500 м3/час топливного газа, перерабатывая от 40 до 2200 кг/час древесных отходов. Рассмотрим некоторые характеристики газогенераторного оборудования, выпускаемого НТЦ «Энерготехнология» (г. Санкт-Петербург). Это газогенераторы слоевого типа для газификации щепы, лесосечных отходов, торфа, бурого угля и пр. в низкокалорийный топливный газ (Qp= 4-6 МДж/нм3). Их экономически выгодно использовать для перевода на местное топливо котлов и топок, работающих на привозном мазуте (нужно лишь заменить горелки). Например, газогенератор Г-200 имеет мощность 200 КВт, КПД 86%, расход топлива 48 кг/час, расход воздуха 75 нм3/час, энергозатраты на собственные нужды 2,1 КВтч, его масса 1360 кг. Конструктивно выполнен в виде цилиндрической шахты с верхней загрузкой топлива. Розжиг генератора осуществляется на дровах и длится в течение 2-3 часов, после чего он переводится на основное топливо. Пиролиз биомассы. В отличие от газификации, пиролиз представляет собой термическое расщепление биомассы в отсутствии атмосферного кислорода. Продуктами пиролиза являются природный газ, пиролизное масло и уголь. Из 1 м3 древесины в процессе пиролиза можно получить 140-180 кг высококачественного древесного угля, 280-400 кг жидких продуктов (метанол, уксусная кислота, ацетон, фенол и др.), 80 кг горючих газов (метан, окись углерода, водород). Пиролизу можно подвергать любые твердые органические вещества, а его продукты - использовать и как сырье для химической промышленности. В последние годы интенсивно развивается технология быстрого пиролиза биомассы. Этот процесс осуществляют при 450-550оС в кипящем слое, тщательно контролируя температурный режим и время проведения реакций. Получаемая в ходе пиролиза жидкая фракция или «био-нефть» является ценным химическим продуктом, который затем может использоваться и как топливо, и как химическое сырье. Выход «био-нефти» достигает 75% от массы высушенного сырья. Побочные продукты процесса – уголь и газ – частично используются в качестве топлива для самого производства; отходами являются лишь дымовые газы и зола. На рис. 18 приведена схема установки для получения жидкого и газообразного топлива пиролизом биомассы. Для получения жидких фракций газифицированные продукты пиролиза охлаждаются в конденсаторах. §2-8. Биохимические технологии использования биомассы. Среди биохимических технологий переработки жидких органических отходов наиболее распространенной является технология анаэробного (без атмосферного кислорода) разложения биомассы с получением биогаза, состоящего в основном из метана (55-70%) и углекислого газа (25-35%). Скорость этого процесса существенно зависит от температурных условий и влажности. Разложение органики происходит под воздействием различных групп бактерий, присутствующих и естественным образом размножающихся в перерабатываемых отходах. Как предполагают, эти метаногенные бактерии существуют 3-3,5 млрд. лет, возникли задолго до появления фотосинтеза и были одними из первых живых организмов на Земле. Недостатки биогазовой технологии: - избирательность бактерий к органическому сырью, довольно большая длительность процесса (низкая удельная производительность), чувствительность к температурному режиму. После завершения анаэробного разложения биомасса превращается в высококачественное экологически чистое органическое удобрение, в котором азот и фосфор находятся в минеральной форме. На практике обычно используются термофильные процессы, протекающие при температуре 53оС. Поскольку теплота при этом не выделяется и не поглощается, емкости, в которых происходит разложение органических отходов (метантенки), тщательно теплоизолируют и снабжают системой контролируемого подогрева для компенсации тепловых потерь в окружающую среду. Для этого используется часть получаемого на установке биогаза. Вырабатываемый биогаз отводят из установки и аккумулируют в газгольдере, откуда газ отбирают по мере необходимости (в основном на теплоснабжение близлежащих объектов). Теплота его сгорания в среднем составляет 25,2 МДж/кг. Биогаз можно использовать и как моторное топливо в двигателях внутреннего сгорания. Он имеет высокое октановое число (100-110), но обладает очень низкой способностью к самовоспламенению. Поэтому его применяют в двигателях, работающих по циклу Отто (с искровым зажиганием) либо по газодизельному циклу (с впрыском небольшой доли запального дизельного топлива). Однако, несмотря на всю привлекательность энергетической составляющей биогазовой технологии переработки отходов, ее широкому внедрению в мире способствует и возможность решения экологических проблем, связанных с санитарной очисткой и утилизацией стоков животноводческих ферм, птицефабрик, ряда пищевых производств. Оснащение этих предприятий биогазовыми установками позволяет отказаться от создания на их территориях отвалов и хранилищ органических отходов, оздоровить окружающую среду, избежать загрязнения водоемов и рек (особенно в период паводков). Перечисленные аспекты являются крайне важными, а зачастую и определяющими, когда принимается решение о строительстве биогазовой установки. Оценки показывают, что экономический эффект от производства удобрений и экологических мероприятий более весом, чем от использования биогаза. Ниже приводятся характеристики модульной биогазовой установки БИОЭН-1, выпускаемой ЗАО Центр «Экоросс» (г. Москва). Модуль включает 2 метантенка по 5 м3 и 2 газгольдера «мокрого» типа по 3 м3, комплектуется биогазовым теплогенератором мощностью 23 КВт и биогазоэлектрогенератором мощностью 2-4 КВт, бытовой плитой на биогазе мощностью 5 КВт. Он перабатывает до 1 тонны жидких отходов с получением до 40 м3 биогаза (в сутки). Одновременно производится до 1 тонны органических удобрений, которые имеют товарный знак «БИОУД-1», сертифицированы и разрешены к применению. Из таких модулей могут собираться батареи любой мощности. Кроме рассмотренной, существуют и другие биохимические технологии переработки биомассы. К ним относятся: - технология аэробного разложения органического сырья (компостирование); оно происходит на воздухе, выделяющееся при этом тепло можно использовать для обогрева теплиц либо в тепловых насосах; - технология алкогольного сбраживания, когда содержащая сахар или крахмал биомасса при брожении превращается в этанол (с последующим его использованием в качестве топлива). §2-9. Прочие технологии использования биомассы. Одним из методов использования биомассы является извлечение растительного масла из семян масличных культур (наибольшее распространение получило рапсовое масло) и его последующее использование в качестве топлива. Рапсовая технология успешно развивается в Германии и Чехии благодаря целому ряду преимуществ этой сельскохозяйственной культуры: - рапс улучшает структуру почвы, задерживает в ней питательные вещества; - стоимость рапсового масла ниже, чем у моторных топлив; оно смешивается с ними в любых пропорциях и сохраняет вязкость вплоть до –10оС; - масло можно применять в качестве горючего (в чистом виде или в качестве добавок) для дизельных и бензиновых двигателей без их существенных переделок; - рапсовое масло не токсично, не содержит серы, не загрязняет окружающую среду (при утечке разлагается в течение трех недель), безопасно (температура его воспламенения 325оС). В России пищевые культуры как потенциальное сырье для производства моторного топлива пока исключаются, поскольку они дефицитны и используются в качестве продуктов питания. В отличие от экваториальных стран отечественная сельхозпродукция – это сезонное сырье, и ее выращивание требует больших земельных площадей. Широкое распространение в Европейских странах получили электростанции, на которых сжигаются твердые бытовые отходы (ТБО) городов, а также электростанции, работающие на биогазе свалок ТБО. Эти технологии начинают применяться и в России. Примером является московский мусоросжигательный завод №2, который вырабатывает 35 МВт тепловой энергии, передаваемой в систему теплоснабжения города и 4,5 МВт электроэнергии, большая часть которой идет внешним потребителям. Строящийся МСЗ №4 будет отдавать в город до 70 МВт тепла и 9 МВт электроэнергии, а МСЗ №3 (после реконструкции), соответственно, 41 МВт и 5 МВт. Контрольные вопросы к главе 2 1. Чем обусловлено выделение геотермальной теплоты, как распределены её ресурсы в мире и в нашей стране? 2. Дайте классификацию геотермальных энергетических ресурсов, назовите главные направления их использования. 3. Перечислите основные типы геотермальных технологий, укажите их преимущества и недостатки. 4. Какие вещества могут содержаться в геотермальных теплоносителях? 5. Нарисуйте схемы открытой и закрытой системы геотермального теплоснабжения. В каких случаях используются эти системы? 6. Дайте классификацию геотермальных установок для выработки электроэнергии. Перечислите их основные элементы. 7. Объясните принцип действия сепараторов пароводяных смесей, поступающих из геотермальной скважины на поверхность. 8. Нарисуйте принципиальные схемы геотермальных электростанций. Приведите их характеристики, назовите состав оборудования. 9. В каких условиях работают паровые турбины геотермальных электростанций? 10. В чем заключаются преимущества двухконтурных схем ГеоЭС? Что является теплоносителем второго контура? 11. С какой целью производится обратная закачка отработавшего геотермального теплоносителя в пласт? 12. В чем состоит воздействие геотермальной энергетики на окружающую среду? Как решаются вопросы экологии? 13. Назовите основные источники биомассы, дайте их классификацию и краткую характеристику. 14. Перечислите технологии использования биомассы в энергетических целях, назовите их характерные особенности. 15. Назовите термохимические технологии использования биомассы. Что является конечным продуктом газификации и пиролиза? 16. В чем состоят отличия пиролиза биомассы от ее газификации? 17. Дайте описание биохимических методов переработки биомассы. Назовите их преимущества и недостатки. 18. Изложите основы биогазовых технологий. Какими экологическими преимуществами они обладают? ГЛАВА 3. Использование гидравлической и ветровой энергии §3-1. Ресурсы гидроэнергетики и перспективы ее развития. Гидроэнергия, под которой обычно понимается энергия стока рек, является возобновляемой и обязана своим происхождением Солнцу (достаточно вспомнить хорошо известный круговорот воды в природе). Расход воды в реке изменяется во времени, соответствующая зависимость называется гидрографом. Форма гидрографа зависит от типа питания реки (снеговое, дождевое, ледниковое и т.п.). Гидрограф характеризуется максимальным, минимальным и средним значениями расхода воды за рассматриваемый период (обычно год). Суммарный объем воды, прошедший через поперечное сечение водотока за некоторый интервал времени, называют стоком реки. Особенностью стока является его неравномерность как по годам (различают маловодные и многоводные годы), так и в течение года. Для большинства рек России маловодный период отмечается зимой, когда потребность в электроэнергии максимальна. Запасы гидроэнергии в мире достаточно велики и оцениваются в 33000 млрд. КВтч в год (или в 3800 ГВт). Это примерно половина от всей производимой в настоящее время энергии. Среднегодовой сток всех рек мира составляет 32000 км3. Экономически обоснованный потенциал гидроэнергетических ресурсов России составляет 850 млрд. КВтч в год. Однако, его распределение неравномерно, лишь 120 млрд. КВтч относится к Европейской части страны (с Уралом), а 730 млрд. КВтч сосредоточено в восточных регионах (430 млрд. КВтч в Сибири и 300 млрд. КВтч на Дальнем Востоке). Степень освоения гидроресурсов неравномерна и составляет 48,2% (Европейская часть), 24,8% (Сибирь) и 3,3% (Дальний Восток). В среднем по России она достигает 20,7%, что значительно ниже, чем в развитых странах. Гидростроительство, из-за его капиталоемкости и больших сроков окупаемости, требует благоприятного инвестиционного климата в стране. Поэтому многие стройки (даже с большими объемами выполненных работ) оказались замороженными, не говоря уже о новом строительстве. В настоящее время установленная мощность отечественных гидроэлектростанций (ГЭС) составляет 44,1 ГВт или 21% суммарной установленной мощности всех электростанций страны. В России 65 крупных ГЭС (мощностью более 30 МВт); их суммарная мощность 42,8 ГВт. Крупнейшие ГЭС России – Саяно-Шушенская (6,4 ГВт), Красноярская (6,0 ГВт) и Братская (4,5 ГВт); мощность всех ГЭС Волжско-Камского каскада 11,6 ГВт. Общая выработка электроэнергии на гидроэлектростанциях страны достигает 170-180 млрд. КВтч в год. По этому показателю Россия занимает 5-е место в мире (после Канады, США, Бразилии и Китая). Высокие маневренные качества гидроэнергетического оборудования позволяют использовать ГЭС для покрытия переменной части графиков электрической нагрузки, регулирования частоты и обменной мощности в электрических сетях. Изменение нагрузки на ГЭС достигается регулированием расхода воды через ее турбины. При этом неизрасходованная вода остается в верхнем водохранилище станции и позволяет получить дополнительную мощность, когда нагрузка вновь вырастет. В этом смысле ГЭС вместе с водохранилищем можно рассматривать как энергоаккумулирующую систему. Гидроэнергетика, использующая возобновляемые энергоресурсы, ежегодно сберегает народному хозяйству 60 млн. тонн условного топлива, способствует снижению загрязнения воздушного бассейна, предотвращению развития «парникового эффекта». Обычно ГЭС является составной частью целого комплекса, включающего устройства для регулирования речного стока, ирригационные сооружения, шлюзы, устройства для рыбоводства и т.п. Формирование больших водохранилищ существенно влияет на местный климат, состояние почв (береговая эрозия) и растительности. На ближайшую перспективу в гидроэнергетике России можно выделить три группы задач: - реконструкция и обеспечение устойчивого функционирования действующих ГЭС в новых экономических условиях; - завершение ранее начатого строительства ГЭС; - обоснование направлений дальнейшего развития гидростроительства. Они обусловлены моральным и физическим старением оборудования ГЭС и гидротехнических сооружений, необходимостью ввода новых генерирующих мощностей. Сейчас на территории России 13 незавершенных ГЭС, из них нужно выбрать первоочередные объекты и сконцентрировать на них имеющиеся материальные и финансовые ресурсы. В первую очередь речь идет о Бурейской ГЭС (Дальний Восток), Богучанской ГЭС (Сибирь), Зеленчукской ГЭС (Северный Кавказ) и Белопорожской ГЭС (Карелия). §3-2. Физические принципы использования гидроэнергии. Механическую энергию речного стока (иначе гидроэнергию) с помощью гидротурбин и генераторов можно преобразовать в электроэнергию. При этом используются 2 схемы преобразования: - плотинная и деривационная. Плотинная схема применяется на реках, имеющих большой расход воды и малый уклон её свободной поверхности. Вода под напором, создаваемым плотиной, направляется в водовод, который заканчивается гидротурбиной, вращающей ротор генератора. Мощность турбины зависит от ее КПД, расхода воды и перепада высот на плотине (иначе напора). Чем выше напор, тем меньше расход воды и габариты турбины (при одинаковой мощности). Перед плотиной образуется водохранилище, позволяющее регулировать речной сток. Деривационная схема обычно используется при малых расходах воды и больших уклонах её свободной поверхности. Плотина возводится невысокой, лишь для обеспечения забора воды в деривационный канал, туннель или трубопровод, а напор создается за счет разности уклонов воды в реке и в деривации. Гидротурбины разделяют на 2 класса: - активные и реактивные. В первых используется только кинетическая энергия водного потока. Наиболее распространенные активные турбины имеют рабочие колеса ковшового типа. Реактивные турбины используют как кинетическую, так и потенциальную энергию потока. Типы их рабочих колес различны: пропеллерные, поворотно - лопастные, диагональные, радиально-осевые (причем каждый тип оптимален для своего напора). Агрегаты гидроэлектростанций по техническим условиям могут быстро (в течение 1-2 мин) включаться, набирать нагрузку и останавливаться. Мощность на валу гидротурбины (NT, КВт) определяется как (3-1) где Т – КПД турбины (до 95% у современных крупных агрегатов), GT (м3/сек) – расход воды через неё, Н (м) – величина напора, g – ускорение силы тяжести. Электрическая мощность на выводах генератора где КПД генератора (Г) составляет 90-98%. Регулирование мощности осуществляется изменением расхода воды, проходящей через турбину. §3-3. Оборудование малых и микроГЭС. По современной классификации к категории нетрадиционных возобновляемых энергоресурсов относятся лишь те, которые используются на малых ГЭС (мощность от 0,1 до 10 МВт) и микроГЭС (мощность менее 0,1 МВт). В 1950-1960 годы в России эксплуатировалось несколько тысяч таких электростанций, затем их число резко снизилось. В последнее время происходит возрождение малой гидроэнергетики, разработан широкий спектр современных гидроагрегатов с повышенным КПД. Сейчас в России рассматриваются проекты строительства 42 малых ГЭС общей мощностью 490 МВт на небольших реках. Все они привлекают внимание инвесторов. Помимо использования стока малых рек, гидроагрегаты могут устанавливаться в питьевых водоводах, технологических водотоках предприятий, водосбросах ТЭЦ, т.е. везде, где требуется применение гасителей давления. Вместо последних целесообразна установка микроГЭС, вырабатывающих электроэнергию для собственных нужд предприятий за счет избытка давления в водотоке. На российском рынке предлагаются десятки типов различных гидроагрегатов. Так, например, унифицированные модули малых ГЭС, выпускаемые ЗАО «Гидроэнергопром» (г. Санкт-Петербург) предназначены как для электроснабжения изолированных потребителей, так и для работы на энергосистему. В состав модуля (см. рис. 19) входят осевая гидротурбина серии ПЛ-Г с направляющим аппаратом 1, мультипликатор 2, генератор переменного тока 3 и S – образная отсасывающая труба 4. Все это оборудование размещено на унифицированной платформе (раме), изготавливается в контейнерном исполнении и может перевозиться по автомобильным и железным дорогам. Гидроагрегаты горизонтальные поворотно-лопастные (или пропеллерные) ПЛ (Пр) – Г. Диаметр рабочего колеса турбины от 0,25 до 1,5 м. Используются водотоки с рабочими напорами от 2 до 20 м и расходами от 0,25 до 11,5 м3/сек. Мощность от 2,5 КВт до 1 МВт. Подвод воды – осевой. Параметры этих модулей приведены в таблице 3-1. Таблица 3-1 Турбина Генератор Стоимость 1 киловатта уст. мощн. Диаметр колеса, мм Рабочий напор, м Расход воды, м3/с Мощность, КВт Скорость, об/мин 250 2 4 10 0,23 0,28 0,27 2,5 7,0 19,0 1000 1500 1500 550-600$ 350 2 4 10 0,41 0,64 0,58 5,5 15,5 43,0 600 1000 1500 300-400$ 500 2 4 10 0,87 1,28 1,24 10,0 35,0 95,0 600 600 1000 250-300$ 1000 2 4 10 3,80 5,80 5,00 44,0 140,0 390,0 300 375 500 250-300$ Для малых и микроГЭС МНТО «Инсэт» (г. Санкт-Петербург) производит гидротурбины различных типов: - осевые, радиально-осевые, пропеллерные, диагональные и ковшовые. Другие фирмы выпускают также вертикальные пропеллерные и радиально-осевые турбины. В пропеллерных турбинах поток воды из водоприемника поступает на турбину через направляющие лопатки (они предназначены для регулирования расхода воды при изменении нагрузки на генератор и одновременно являются запорным органом турбины). У рабочего колеса 4 лопасти. Отвод воды осуществляется отсасывающей трубой (она служит для более полного использования энергии водяного потока). Поворот лопаток осуществляется автоматически сервомотором через плавающее регулирующее кольцо. Подшипник на водяной смазке воспринимает радиальные нагрузки. В радиально-осевых турбинах поток воды через спиральную камеру и направляющий аппарат подается на лопасти рабочего колеса и создает крутящий момент. Стабильность частоты вращения ротора обеспечивается изменением расхода воды (за счет поворота направляющих лопаток). Они поворачиваются гидромеханическим сервоприводом, включающим 2 сервомотора и регулирующее кольцо, связанное с рычагами поворота лопаток при помощи серег. Разработаны горизонтальные поперечно-струйные или двукратные турбины, которые могут использовать не только гидроэнергию высотных перепадов, но и скорости течения береговых водотоков, энергию морских волн в прибрежных акваториях, энергию прибоя. Здесь даже плотины в отдельных случаях не нужны. Это оборудование наиболее рационально при низких напорах. Существуют и погружные конструкции таких турбин для использования в береговых водотоках. §3-4. Приливные и гидроаккумулирующие электростанции. Возможности использования гидравлической энергии не ограничиваются лишь энергией стока рек. Так, в некоторых районах мирового океана наблюдается очень большая амплитуда приливной волны, достигающая 10-12 м и более. Если открыть шлюз в дамбе, когда прилив набирает высоту, заполнить водохранилище, а затем в высшей точке прилива шлюз закрыть, то накопленную воду можно во время отлива пропустить через турбины, обеспечив выработку электроэнергии. Еще лучше, если использовать реверсивные турбины, тогда они будут работать как при заполнении водохранилища, так и при его опорожнении. К сожалению, работа таких устройств возможна лишь в определенные часы суток, что затрудняет использование приливной энергии в крупных энергосистемах. Возникновение приливов связано с лунным и отчасти солнечным притяжением, т.е. они имеют гравитационную природу. Мировые ресурсы приливной энергии оцениваются в 3.1012 Вт, что ненамного меньше потенциала речного стока. Однако на большинстве побережий средняя высота приливов невелика и составляет в среднем 1 м. В мире насчитывается всего лишь 25 мест, где по географическим условиям сооружение приливных электростанций (ПЭС) признано целесообразным. За рубежом в настоящее время работают три ПЭС. Крупнейшая из них – ПЭС «Ранс» построена в 1967 г. в устье одноименной реки на северо-западе Франции; ее мощность 240 МВт, в дамбе установлены 24 турбоагрегата. Затем идут ПЭС «Аннаполис» в Канаде, имеющая 1 агрегат мощностью 19,6 МВт (построена в 1984 г.), и ПЭС «Цзянсян» в Китае мощностью 3,2 МВт (6 агрегатов, 1985 г.). Кроме того, в Китае построены десятки мини и микроПЭС, которые являются элементами гидротехнических комплексов по осуществлению проектов осушения, обводнения, судоходства и т.п. В России действует Кислогубская ПЭС, сооруженная в 1968 г. на побережье Баренцева моря. На этой станции установлены 2 турбины по 400 КВт каждая. Перспективно сооружение еще нескольких ПЭС – Мезенской на Белом море, Лумбовской на Баренцевом море, а также Тугурской и Пенжинской на Охотском море с единичной мощностью агрегатов 16-19 МВт. Основным препятствием является исключительно большой объем капитальных вложений в эти проекты. В последнее время крупные энергосистемы промышленных центров проявляют интерес к строительству так называемых гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Причина в том, что график потребления энергии в течение суток в этих регионах крайне неравномерен и характеризуется двумя максимумами (в утренние и вечерние часы) с глубокими ночными провалами. Провалы в энергопотреблении характерны и для субботних и воскресных дней. Для выравнивания графика провальную энергию можно аккумулировать с тем, чтобы отдать ее в часы пик. Тогда энергогенерирующее оборудование будет работать в базовом режиме с максимальным КПД. ГАЭС выполняют по двухбассейновой схеме, тогда во время провалов электроэнергия затрачивается на привод насосов, перекачивающих воду из нижнего резервуара в верхний. Во время пиков нагрузки вода перетекает обратно, приводит в действие гидротурбины, обеспечивая выработку дополнительной электроэнергии. Если Е1 – избыточная энергия, которую необходимо аккумулировать, а Е2 – энергия, возвращаемая в энергосистему, то (3-2) где Н, Т – КПД насосов и турбин. Для современных агрегатов они довольно высоки (более 90%), однако на ГАЭС обычно используют обратимые гидромашины, способные работать в режимах и насоса, и турбины (при этом КПД ухудшается). Для создания перепада высот между бассейнами желательно использовать рельеф местности, т.к. ГАЭС с подземными резервуарами обходятся значительно дороже. В настоящее время в России действует Загорская ГАЭС-1, которая используется в АО «Мосэнерго» для покрытия пиковых нагрузок и регулирования частоты тока. Ее мощность составляет 1000 МВт; на этой станции предстоит достройка верхнего бассейна и пуск шестого агрегата, что позволит перейти на проектный режим работы (мощность 1200 МВт, выработка в турбинном режиме 1,7 млрд. КВтч в год). В стадии проектирования находятся Загорская ГАЭС-2 и Ленинградская ГАЭС (их мощности 840 и 1560 МВт, соответственно). §3-5. Основы волновой энергетики. Известно, что энергия ветра частично расходуется на формирование волн в морях и океанах. В течение некоторого времени водная масса раскачивается, запасая ветровую энергию; затем, когда ветер стихает, эта энергия рассеивается за счет внутреннего трения в воде и выноса волн на берег. Средняя удельная мощность волнения Мирового океана невелика и составляет всего 2,7 Вт/м2, что в сотни раз меньше плотности потока солнечной энергии. Однако, в средних и высоких широтах энергия морских волн более существенна. Развиваясь на значительном расстоянии (сотни километров), волны накапливают энергию, в результате она оказывается в природно - концентрированном виде, что облегчает её использование. Так, в поверхностном слое воды глубиной 1 метр при высоте волны 3 метра и периоде 10 сек плотность потока волновой энергии в 3 раза превышает солнечную постоянную, а при пятиметровой волне с периодом 13 сек – в 7 раз. Из-за большой инерции волны являются более стабильным энергоисточником, чем ветер. Потенциально доступная волновая энергия океана оценивается величиной 6.1020 Дж/год, что примерно в 2 раза превышает мировое потребление энергии. Свойства и характеристики волнения удобно изучать на примере регулярных волн, описываемых гидродинамической теорией. Рассмотрим поток энергии регулярных волн малой амплитуды, которые представляют собой бесконечную косинусоиду (3-3) где h – высота волны, k – волновое число,  - круговая частота. В (3-3) длина волны  и ее фазовая скорость «с» определяются известными соотношениями ( - период волны) Дисперсионное уравнение для волн малой амплитуды имеет вид: . Поток энергии таких волн в рамках линейной теории (через полоску вертикальной плоскости, имеющей единичную ширину и бесконечную глубину) (3-4) При этом энергия волны складывается из кинетической энергии частиц, участвующих в волновом движении и потенциальной энергии, которая определяется как энергия положения массы жидкости, поднятой над уровнем спокойной поверхности. Для волн конечной амплитуды из-за нелинейных эффектов записанные выше уравнения (3-3, 3-4) имеют более сложный вид. В реальных условиях приходится учитывать ряд дополнительных факторов: сопротивление, оказываемое средой при распространении волн, искажение профиля волны при выходе на мелководье, отражение волн и т.д. Все это искажает энергетический спектр волн и требует для его описания статистического подхода, т.е. введения для волн функций плотности распределения их высот и периодов. При этом поток энергии предлагается определять по уравнению (3-5) т.е. через среднюю высоту и период волн. Значение коэффициента пропорциональности в этом уравнении (К) оказывается непостоянным и обычно приводится в справочной литературе. Для разных акваторий его величина изменяется в пределах 2,1 – 3,3 КВт/м2сек. В качестве примера в таблице 3-2 приведены некоторые данные по полному потоку энергии морских волн (в КВт/м) для ряда дальневосточных морей России. Таблица 3-2 Море Зима Весна Лето Осень Среднее Берингово 58 43 26 54 45 Охотское 34 31 18 32 29 Японское 49 40 17 37 36 В этой таблице приведены данные по полной энергии всех волн на заданной акватории. Другими словами, если бы от волнения удалось получить такую мощность, то она поддерживалась бы только в течение одного периода волны, после чего море оказалось бы спокойным. Для практики интерес представляет лишь часть этой полной энергии, которая постоянно передается волнению извне и поддерживает его на постоянном уровне. Это так называемая возобновляемая мощность волнения, отбор которой может происходить длительно и почти без изменения параметров волн. В литературе есть соотношения для расчета такой возобновляемой мощности (N) в зависимости от таких волнообразующих факторов как путь разгона волны X, время разгона T и скорость ветра W. В акватории с осредненной скоростью ветра на ширине полосы, равной разгону волны, генерируются волны со средними характеристиками (3-6) полный поток энергии которых в конце выделенной полосы Вт/м (3-7) В дальнейшем будем полагать, что путь разгона выбирается таким, чтобы в конце полосы разгона волнение было бы развитым, т.е. . Для этих условий возобновляемая мощность волнения (N, Вт) и годовая возобновляемая энергия (Э, Дж ) (3-8) В таблице 3-3 приведены данные по некоторым акваториям Тихоокеанского побережья России (S – их площадь), рассчитанные по этим уравнениям. Таблица 3-3 Море S, м2 E, КВт/м N, Вт Э, Дж Берингово 2,30.1012 45 1,90.1011 6,00.1018 Охотское 1,59.1012 29 1,01.1011 3,19.1018 Японское 0,98.1012 36 0,71.1012 2,24.1018 В реальных условиях возобновляемая мощность волнения составляет 0,02-0,04% от его полной мощности. Развитие волновой энергетики сопряжено со значительными трудностями, обусловленными следующими причинами: - медленное движение волн (частота порядка 0,1 Гц) трудно приспособить для генерирования электроэнергии промышленной частоты; - волны нерегулярны по амплитуде, фазе и направлению движения; - всегда есть вероятность экстремальных штормов и ураганов, поэтому для установок необходимо обеспечить соответствующий запас прочности. §3-6. Принципы отбора энергии волн. Для механического отбора энергии волны можно использовать изменения во времени скорости жидкости, возвышения ее свободной поверхности и изменения полного давления. В первом случае отбирается кинетическая энергия массы жидкости, а во втором – потенциальная. Реализуется отбор энергии с помощью перемещения рабочего органа установки относительно ее стабилизированной части. Такая стабилизация осуществляется якорной системой, жесткими донными опорами или береговыми сооружениями. Существуют различные конструкции технических устройств для использования волновой энергии. Принципиальные схемы некоторых из них представлены на рис. 20. 1) Конструкции, использующие изменение уровня воды. Колеблющийся буй (рис. 20а) представляет собой точечный преобразователь волновой энергии. Он имеет жесткую опору, шарнирно закрепленную на дне, вдоль которой совершает вертикальные колебания сферический поплавок. Отбор энергии осуществляется пневматическим нагрузочным устройством, которое через систему клапанов подает сжатый воздух на пневмотурбину. Условия работы преобразователя не зависят от направления падающих волн, однако он имеет малую мощность, поэтому для волновой электростанции необходимо множество таких буев. Конструкция, приведенная на рис. 20б, работает благодаря изменению уровня воды в разных точках луча распространяющейся волны. В качестве примера можно привести морскую волновую энергетическую установку «Каймэй», спроектированную в Японии. Ее корпус длиной 80 м и шириной 12 м имеет 22 открытых снизу камер. Между каждой парой камер установлена воздушная турбина. Когда в одной из камер происходит повышение уровня воды при прохождении гребня волны, в другой уровень воды понижается. Между воздушными объемами камер возникает поток воздуха, приводящий во вращение турбину. Чтобы при смене направления воздушного потока турбина вращалась в прежнем направлении, используется либо однонаправленный проход воздуха через турбину (с помощью клапанной системы), либо специальные турбины, направление вращения которых не зависит от направления движения воздуха. 2) Конструкции, использующие скорость воды. В них скоростной напор воздействует непосредственно на рабочий орган (например, пластину, водяное колесо и т.п.), либо используется для концентрации энергии (причем конструкции второго типа более универсальны). На рис. 20д представлено такое устройство, в котором кинетическая энергия волны концентрируется в сужающихся направляющих и преобразуется на наклонной повышающейся поверхности плотины в потенциальную энергию поднятой над уровнем моря массы воды. Вода переливается через верхний край плотины в бассейн, оборудованный с тыльной стороны. Эффективность преобразования волновой энергии во многом определяют гидротурбины, работающие на полученном перепаде высот между морем и накопительным бассейном. При большой высоте бассейна КПД растет, но снижается расход воды, при малой – ситуация обратная. Поэтому необходима оптимизация параметров волновых установок для конкретных условий их эксплуатации. Установки концентрирующего типа построены в Норвегии (близ г. Берген), в Алжире и Пуэрто-Рико. 3) Конструкции, использующие переменные углы наклона волн. Как правило, это контурные плоты различных типов (рис. 20е). Обычно задний плот жестко стабилизирован, а передний – соединен с ним шарнирно. Между этими плотами устанавливается нагрузочное устройство для отбора энергии относительных угловых перемещений (пневмоцилиндр). КПД преобразования волновой энергии в энергию сжатого воздуха для этих конструкций близок к единице. 4) Конструкции, использующие гидродинамическое давление воды. Наиболее известная из них – «утка» Солтера – имеет форму асимметричного цилиндрического кулачка, сидящего на горизонтальной оси, расположенной вдоль фронта волны (рис. 20ж). Под воздействием волн на выступ кулачка он совершает угловые колебания вокруг оси. Горизонтальную ось выполняют довольно длинной, размещают на ней несколько кулачков с тем, чтобы гребни волн, приходящие в разных фазах, взаимно компенсировали усилия на ось. Другое устройство работает по принципу осциллирующего воздушного столба. Это закрытая камера, имеющая входное отверстие со стороны набегающих волн, расположенное ниже их уровня. В воздушной части камеры имеется канал, соединяющийся с атмосферой; внутри него установлена пневмотурбина. Волны генерируют в камере стоячие колебания воды, вызывающие в ней поочередные сжатия и разрежения воздуха. На рис. 20в показано устройство, преобразующее гидродинамическое давление волн на шарнирно закрепленный щит в энергию сжатого воздуха. Тот же принцип используется и в конструкции, приведенной на рис. 20г, однако в ней для отбора энергии волн используются вертикальные колебания протяженного тела клинообразной формы. Во всех перечисленных выше конструкциях для выработки электроэнергии традиционно используются механические преобразователи энергии волн (пневмо и гидротурбины, вращающиеся валы). Но есть и другие методы преобразования, которые пока не могут конкурировать с традиционными. К ним относятся: - индуктивные преобразователи на основе колебательного движения редкоземельных магнитов (при этом в цепи катушек возникает ЭДС); - пьезоэлектрические преобразователи волнового движения в электричество. §3-7. Физические основы использования энергии ветра. Ветер, или перемещение воздушных масс относительно поверхности Земли, возникает вследствие неравномерного распределения атмосферного давления и обусловлен особенностями формирования температурного режима различных регионов. Он направлен в сторону понижения атмосферного давления и определяется той стороной горизонта, откуда перемещается воздушный поток. Ветер является носителем механической и тепловой энергии. Поскольку энергия ветра обусловлена неравномерным прогревом различных участков земной поверхности, её можно рассматривать как производную от поступающей на Землю солнечной энергии. Общий ветровой энергетический потенциал всех континентов, который гипотетически когда-либо можно реализовать, составляет 40.1012 Вт, что почти в 4 раза превышает мировое энергопотребление на данном этапе. На формирование ветра влияют глобальные и локальные факторы. К глобальным факторам относят неравномерный солнечный обогрев экваториальных и полярных областей, а также поверхностей материков и океанов. Это приводит к возникновению устойчивых (или сезонно меняющихся) воздушных течений. К региональным факторам, определяющим сильную изменчивость ветра, следует отнести рельеф местности, наличие в регионе водоемов или прибрежных зон. Принцип использования ветровой энергии известен и используется человеком очень давно. Ветровой поток оказывает силовое воздействие на подвижную часть двигателя (рабочее колесо), заставляя его вращаться и совершать полезную работу. Ветровой поток, проходящий через сечение площадью F со скоростью W, имеет мощность (3-9) Тогда его удельная мощность , где  – плотность воздуха. Рабочий диапазон скоростей ветра в ветроэнергетике не превышает 25 м/с, что соответствует 9 балльному ветру по 12 балльной шкале Бофорта. При этой скорости удельная мощность составляет 9578 Вт/м2. Если в ветровом потоке установлена воздушная турбина, то отношение мощности, развиваемой ее ротором (NP) к мощности ветрового потока называют коэффициентом мощности или коэффициентом использования энергии ветра (3-10) где D – диаметр ветроколеса. Теоретический максимум для этого коэффициента составляет, однако на практике он не превышает 0,45. С учетом механических и электрических потерь мощность ветроэнергетической установки (ВЭУ) (3-11) где мех (0,9) и эл (0,95) – механический и электрический КПД ВЭУ. По конструктивному исполнению различают ВЭУ с горизонтальной осью вращения ветроколеса (установки пропеллерного типа) и ВЭУ с вертикальной осью вращения (рис. 21). Наибольшее распространение в настоящее время получили установки пропеллерного типа (рис. 21а). Они состоят из ветроколеса 1, имеющего, как правило, 2-3 или более лопастей, редуктора-мультипликатора, генератора и системы ориентации на ветер, которые монтируются в гондоле 2. Гондола крепится на специальной поворотной головке к неподвижной мачте 3. Электроэнергия, вырабатываемая генератором, подается на кабель; а для того, чтобы исключить закручивание кабеля, устанавливают ограничитель числа оборотов поворотной головки. Для ВЭУ небольшой мощности мачта представляет собой сплошную трубу высотой от 4 до 25 м и диаметром 45-110 мм, иногда ее разбивают на отдельные секции длиной до 2 м (для удобства транспортировки). Крепят мачту с помощью 3-4 тросовых растяжек. Мачта может выполняться и в виде сварной фермы из уголкового профиля. Для крупных ВЭУ мачта устанавливается на фундаменте 4. Имеется несколько типов ветродвигателей с вертикальной осью вращения. На рис. 21б показана конструкция ротора Савониуса. Его, как правило, изготавливают из цилиндрической трубы, разрезанной вдоль, причем обе половины трубы раздвинуты, чтобы ликвидировать область разрежения за ротором, т.к. она тормозит вращение и снижает крутящий момент. Максимум мощности достигается при величине зазора, равной половине диаметра трубы. Однако, несмотря на простоту конструкции, такой ротор заметно уступает по мощности ветродвигателям пропеллерного типа. Другим типом ротора с вертикальной осью является ротор Дарье, однако, он самостоятельно не запускается. Для выхода на нормальный режим вращения его предварительно раскручивают до рабочих скоростей вспомогательным двигателем. В пропеллерных ВЭУ для преобразования кинетической энергии ветра в механическую энергию используется аэродинамический принцип подъемной силы крыла (см. рис. 22а). Когда лопасть ветроколеса обтекает воздушный поток, то за счет разных скоростей воздуха над верхней и нижней образующими возникает разность давлений и на лопасть действует подъемная сила F и сила лобового сопротивления . Сила F1 обеспечивает перемещение лопасти в плоскости её вращения, а сила F2 воспринимается опорой. Угол  между хордой профиля и направлением движения лопасти называют углом установки, в угол  между хордой и направлением относительной скорости - углом атаки. Скорость движения элемента лопасти u зависит от его расстояния r от оси вращения и частоты вращения  колеса: . Поэтому при фиксированном угле установки угол атаки на разных участках прямой лопасти будет различным. Чтобы выдержать его в оптимальных пределах, приходится закручивать лопасть по длине. В современных пропеллерных ветроколесах есть возможность поворота всей лопасти, изменения за счет этого угла атаки и регулирования мощности на валу по заданному закону. При скорости ветра меньшей номинального значения лопасть разворачивается так, чтобы угол атаки был оптимальным, а коэффициент использования энергии ветра максимальным. Если же она превысит номинальную величину, то разворотом лопасти добиваются снижения коэффициента использования энергии ветра, так чтобы мощность на валу не превышала номинальную (см. рис. 22б). На этом графике выделены 3 характерных скорости ветра: - минимальная, номинальная (расчетная) и максимальная. При мощность ВЭУ равна нулю, а при она меняется по закону (11). Затем мощность ВЭУ поддерживается постоянной, но при она снова равна нулю за счет принудительного торможения ротора или разворота его лопастей параллельно вектору скорости ветра (по соображениям прочности конструкции установки. Для малых ВЭУ Wmin составляет 2,5-4 м/с, а Wном – 8-10 м/с; у крупных ветроустановок эти скорости 4-5 м/с и 12-15 м/с, соответственно. В справочной литературе коэффициент использования энергии ветра обычно выражают через параметр быстроходности ветроколеса где R – радиус окружности, ометаемой ротором. У быстроходных колес z = 57, а у тихоходных – не более 2. §3-8. Промышленная ветроэнергетика. Общая мощность электрогенерирующих ВЭУ в мире превышает 39 ГВт, причем, начиная с 2001 г. ежегодно вводится около 7 ГВт новых мощностей. Большие перспективы имеют установленные вблизи от потребителя комбинированные ветро-газовые и ветро-гидроаккумулирующие системы, способные обеспечить надежное энергоснабжение. Мировыми лидерами по использованию ВЭУ являются Германия (14,6 ГВт), Испания (4,8 ГВт), США (4,7 ГВт), Дания (2,9 ГВт) и Индия (1,7 ГВт). Сейчас в Германии ветроустановки покрывают 4% общего электропотребления, в Дании – 18%, а к 2025 г. эти цифры планируется увеличить до 25% за счет строительства оффшорных ветроэлектростанций мощностью 20-25 ГВт на побережье Северного и Балтийского морей. Ветровая энергия – наиболее дешевая из возобновляемых источников энергии. В местах с хорошими ветровыми условиями она успешно конкурирует с традиционными тепловыми и атомными электростанциями. Признанные экологические преимущества ветроэнергетики являются основанием для стимулирования её развития со стороны правительств многих стран. Однако, при строительстве ВЭУ следует учитывать их влияние на местную естественную среду, флору и фауну. В первую очередь речь идет о воздействии на птиц, если ВЭУ расположены на путях их миграции или в местах плотных популяций. Однако, современные исследования показывают, что смертность птиц от столкновения с объектами ВЭУ не является биологически значимой, тем более, что уже найдены решения этой проблемы. ВЭУ представляют собой высокие конструкции, часто они расположены на холмах и видны с больших расстояний. Они оказывают визуальные и эстетические воздействия на людей, что является важным для общественности. Наконец, приходится учитывать и аэродинамический шум ветроколес, принимая меры для его снижения. У современных ВЭУ уровень шума у основания башни обычно не превышает 95-100 Дб. Чем выше расчетная скорость ветра, тем выше эффективность ВЭУ. Обычно в качестве неё используют среднегодовую скорость ветра в регионе, которая относительно слабо меняется по годам. В то же время скорость ветра заметно меняется в течение года, как в суточном, так и в сезонном разрезах, имея существенную случайную составляющую. В расчетах приходится учитывать и «розу ветров», т.е. характерные направления скоростей ветра в данной точке в течение года. Использование ветра считается экономически обоснованным, если его среднегодовая скорость не менее 5 м/с. Масштабы использования энергии ветра в России весьма незначительны. Причина в том, что из-за постоянно низких цен на газ энергия ВЭУ оказывается неконкурентоспособной при прямом сопоставлении цен. Рассмотрим технико - экономические показатели некоторых отечественных сетевых ветроэлектростанций по результатам их работы в 2002 г. (таблица 3-4). Таблица 3-4 ВЭС России Зелено- градская Камчат-ская Калмыц- кая Ростовская Ворку-тинская Башкир- ская Мощность, Мвт 1,5 0,5 1,0 0,3 1,5 2,2 Число и производи- тель ВЭУ 4х225 Квт, 1х600 Квт Дания 2х250 Квт, Дания 1х1 Мвт, Россия 10х30 Квт, Германия 6х250 Квт, Россия 4х550 Квт, Германия Выработка энергии, млн. Квтч 4,186 0,525 0,185 0,037 0,445 1,224 Число час. использов. уст. мощн. 2791 (31,8%) 1050 (12%) 257 (2,9%) 1233 (14%) 371 (4,2%) 556 (6,3%) Приведенные данные свидетельствуют, что показатели работы Зеленоградской ВЭС (ОАО «Янтарьэнерго») находятся на уровне лучших зарубежных ВЭС (КИУМ равен 32%). Несколько ниже эффективность Камчатской и Ростовской ВЭС, а работу остальных ветроэлектростанций следует признать неудовлетворительной. Особенно это относится к Калмыцкой ВЭС, на которой установлен отечественный ветроагрегат МКБ «Радуга». Тем не менее, развитие ветроэнергетики в России продолжается, в последние годы мощность Калининградской ВЭС доведена до 5,1 МВт (20х250 КВт +1х600 КВт), введена Анадырская ВЭС на Чукотке мощностью 2,5 МВт (10х250 КВт), проектируется Ленинградская ВЭС. По прогнозам к 2020 г. планируется довести мощность ВЭС России до 480 МВт. Кроме крупных ВЭС, предназначенных для работы в составе районных энергосистем, в России развивается строительство малых (до 10 КВт) и средних (10-100 КВт) ветроустановок для электроснабжения автономных потребителей. Именно в автономной ветроэнергетике Россия сейчас нуждается больше всего, т.к. около 70% территории нашей страны с населением около 10 млн. человек не имеет централизованного электроснабжения. Большие перспективы в этой связи имеет совместное использование ВЭУ и дизель-генераторных энергоустановок, которые в настоящее время доминируют в автономных энергосистемах. Производят ВЭУ малой и средней мощности целый ряд организаций: - НИЦ «Виндэк», Рыбинский завод приборостроения, МКБ «Радуга», Лианозовский электромеханический завод, НПП «Ветроэн» и др. Их мощность от 0,15 КВт до 30 КВт, диаметр рабочего колеса от 1,2 м до 15 м, диапазон рабочих скоростей ветра 4-25 м/с, удельная масса 100-240 кг/КВт, удельная стоимость 1200-3300 долл/КВт. В заключение отметим, что с помощью ветроколес пропеллерного типа возможно получение электроэнергии в гибридной аэросолнечной установке. Из принципиальной схемы, показанной на рис. 23, видно, что воздушный поток в этой установке формируется за счет тяги, создаваемой в вертикальном канале за счет солнечного подогрева. Однако пока такие установки находятся в стадии лабораторных исследований. Контрольные вопросы к главе 3 1. Как распределены гидроэнергетические ресурсы в России и какова степень их освоения? 2. Назовите физические принципы и основные схемы использования гидроэнергии. 3. От каких факторов зависит мощность гидроэлектростанции? Назовите мощности крупнейших отечественных ГЭС. 4. Дайте описание особенностей и режимов работы приливных и гидроаккумулирующих электростанций. Когда возникает необходимость строительства ГАЭС? 5. Назовите особенности морских волн как источника энергии и принципы отбора этой энергии. Последнее поясните на схемах. 6. Дайте классификацию волновых энергетических установок. 7. Как зависит удельная мощность ветрового потока от его скорости? 8. По каким признакам классифицируют ветроэнергетические установки? Из каких элементов они состоят? 9. Какие силы действуют на лопасть ветроколеса при его обтекании воздушным потоком? 10. Что такое коэффициент использования энергии ветра? Каково его предельное значение? 11. Дайте краткую характеристику отечественных ветроэлектростанций. 12. Какие воздействия оказывают ветроустановки на окружающую среду? ГЛАВА 4. Методы прямого преобразования тепловой энергии. Развитие современной энергетики предполагает не только поиск альтернативных источников первичной энергии, но и разработку новых методов преобразования этой энергии в электрическую. В последнее время проявляется большой интерес к прямым (безмашинным) методам преобразования тепловой энергии, в которых стадия получения механической энергии исключена. Главным преимуществом этих методов является статичность, т.е. отсутствие в генерирующем оборудовании движущихся частей. Что же касается их тепловой экономичности, то в подавляющем большинстве случаев она ниже, чем у традиционных теплосиловых установок. Поэтому системы прямого преобразования тепловой энергии в электрическую целесообразно применять там, где от установки требуется простота, надёжность, возможность работы в автономном режиме без какого-либо обслуживания. Они могут использоваться в качестве источников питания для автоматических радиорелейных линий, удаленных метеостанций, морских буев, а также экспедиций, зимовок, военных и космических объектов и др. §4-1. Термоэлектрические генераторы. Работа термоэлектрических генераторов (ТЭГ) основана на термоэлектрических эффектах: эффекте Пельтье и эффекте Зеебека, заключающегося в том, что в цепи из двух разнородных проводников, спаи которых находятся при различных температурах Т1 и Т2 , возникает электродвижущая сила Е, пропорциональная разности температур (4-1) где  - коэффициент термоЭДС. Если цепь из этих двух термоэлектродов замкнуть на внешнюю нагрузку, то под действием термоЭДС в ней будет проходить ток. При этом в результате эффекта Пельтье в одном из спаев будет поглощаться теплота, а в другом – выделяться. Количество поглощаемой (или выделяемой) теплоты пропорционально силе тока в цепи, т.е. (4-2) где П – коэффициент Пельтье, связанный с коэффициентом термоЭДС  простым соотношением . Как и всякая тепловая машина, ТЭГ может превращать теплоту в работу только в тех случаях, когда имеются источники тепла с разными температурами. Очевидно, что работа, совершаемая электрическим током (4-3) и термический КПД ТЭГ (в идеальном случае) совпадает с КПД цикла Карно (4-4) Эффективность реальных ТЭГ заметно ниже, т.к. приходится учитывать необратимые процессы. Прежде всего, за счет теплопроводности самих термоэлектродов от горячего спая к холодному протекает кондуктивный тепловой поток QT , снижающий КПД преобразования. Для уменьшения QT приходится выбирать материалы с низкой теплопроводностью. Второй фактор, понижающий КПД, обусловлен внутренним сопротивлением ТЭГ; в результате часть выработанной электроэнергии бесполезно теряется за счет джоулевых потерь. Ясно, что эти потери тем ниже, чем ниже удельное электросопротивление термоэлектродов. Для того, чтобы уменьшить относительное влияние потерь энергии на КПД ТЭГ, следует выбирать материалы с высокими значениями коэффициента термоЭДС  . Анализ показывает, что эффективность преобразования тепловой энергии в электрическую определяется комплексом теплофизических свойств материалов термоэлектродов, который называют коэффициентом добротности. При оптимизированной геометрии термоэлектродов, когда отношение площадей их поперечных сечений коэффициент добротности равен (4-5) Если коэффициенты теплопроводности и удельные электросопротивления материалов, формирующих термоэлемент, близки, т.е. , то (4-6) Можно показать, что максимальное значение термического КПД ТЭГ определяется выражением (4-7) в котором параметр рассчитывается так . Перспективы создания эффективных ТЭГ определяются возможностью получения материалов термоэлектродных пар с высоким значением добротности. При этом важно, чтобы эти материалы были устойчивы при высоких температурах. У металлов и сплавов добротность низкая (z  10-5  10-4 K-1), поэтому КПД не превышает долей процента. Значительно более высокие значения добротности имеют полупроводники. Применяемые в настоящее время термоэлектрические полупроводниковые материалы условно делят на три группы (низко-, средне- и высокотемпературные) согласно наиболее эффективному для каждой из них рабочему интервалу температур. К низкотемпературным материалам (300 < T <600 К) относятся соединения висмута и сурьмы - Bi2 (Te, Se)3 (n – тип проводимости) и (Sb, Bi)2 Te3 (р – тип проводимости) со средними значениями коэффициентов добротности 1,2.10-3 К-1. Среднетемпературные материалы (600 < T <900 К) представлены теллуридами свинца, германия и олова – PbTe (n и p - типа), GeTe (p - тип) и SnTe (p - тип). К высокотемпературным материалам (T >900 К) относятся сплавы германия и кремния GeSi (с проводимостью n и p типа). Принципиальная схема ТЭГ показана на рис. 24а. Генератор представляет собой серию термоэлектродов 1, последовательно соединенных между собой с помощью коммутационных пластин 2. Пластины формируют группы горячих и холодных спаев, работающих при температурах Т1 и Т2. На рисунке показаны устройства подвода и отвода тепла 4, выполненные в виде пластин, и слои электрической изоляции 3. Основными режимными параметрами ТЭГ являются ЭДС Е, ток J, напряжение U, внутреннее сопротивление r и сопротивление нагрузки RН. На рис. 24б приведена типичная вольтамперная характеристика ТЭГ, на которой отмечены три режима его работы: - холостой ход, короткое замыкание и режим максимальной мощности. Напряжение, развиваемое на нагрузке а полезная мощность при . Этому значению тока соответствуют и . Легко показать, что в режиме максимальной мощности . Мощность современных ТЭГ колеблется от нескольких микроватт до десятков киловатт, КПД составляет 2-10%, срок службы – до 25 лет, стоимость установленной мощности 12-90 долл/Вт. Основными производителями отечественных ТЭГ является Правдинский опытный завод источников тока (ОАО «Позит»), НПО «Квант» и его филиалы. Рассмотрим кратко основные типы современных ТЭГ. ТЭГ на органическом топливе. Это наиболее распространенные генераторы; в качестве источника теплоты используют продукты сгорания твердого, жидкого и газообразного топлива. Например, около 12 тысяч генераторов ГТГ-150 эксплуатируются на газовых магистралях России (катодная защита). Они снабжены инфракрасными каталитическими горелками и развивают мощность до 150 Вт при напряжении 27 в. Выпускаются низкотемпературные бытовые ТЭГ мощностью 4,5-30 Вт и напряжением 6-12 в (ГТГ-4,5-12, ГТГ-30-12 и ряд других). Удельная масса этих ТЭГ составляет 0,5-1,4 кг/Вт. Радиоизотопные ТЭГ в качестве теплового источника используют энергию распада ядер изотопов , которая не зависит от внешних условий и происходит по экспоненциальному закону. Они отличаются простотой конструкции и эксплуатации, высокой надежностью, длительным сроком службы. Их мощность от 0,005 до 100 Вт, температура горячих спаев 160-270оС. Реакторные ТЭГ работают с ядерными реакторами в качестве тепловых источников. При этом ТЭГ может быть либо встроен в реактор, либо вынесен за пределы его активной зоны (теплота подводится теплоносителем). Отвод теплоты с поверхности холодных спаев ТЭГ всех типов осуществляется хладоагентом (чаще всего, проточной водой) или излучением. В заключение следует отметить, что термоэлектрические устройства можно использовать и в качестве холодильников (метод охлаждения основан на уже упоминавшемся эффекте Пельтье). Цикл такого холодильника представляет собой обратный цикл ТЭГ. Термодинамически он весьма несовершенен, тем не менее, благодаря простоте конструкции и надежности в работе термоэлектрические холодильники получают все большее распространение в быту, на транспорте, в небольших системах кондиционирования воздуха и пр. §4-2. Термоэмиссионные преобразователи. Термоэмиссионный преобразователь (ТЭП) представляет собой диод, имеющий горячий катод (эмиттер электронов) и холодный анод (коллектор электронов), которые разделены межэлектродным зазором и соединены через внешнюю электрическую цепь, содержащую нагрузку. Эмиттер нагревается источником теплоты, коллектор присоединяется к охлаждающему устройству, что создает разность температур электродов ТЭП. Как и в термоэлектрогенераторах, термодинамическим рабочим телом ТЭП является поток электронов (электронный газ). Оптимальное выходное напряжение ТЭП около 1 в, следовательно, чтобы получить достаточную мощность, приходится обеспечивать высокие плотности тока (порядка 10 а/см2), а это достигается лишь при высоких температурах катода (1800-2200 К). Таким образом, ТЭП является высокотемпературным низковольтным источником электроэнергии с большой плотностью тока. В ТЭП протекают следующие процессы: термоэлектронная эмиссия с катода, перенос электронов через зазор, конденсация электронов на аноде с выделением теплоты, перенос электронов через внешнюю цепь с нагрузкой. Существуют 2 типа ТЭП – вакуумные и плазменные. В вакуумных ТЭП в межэлектродном зазоре поддерживается высокий вакуум; в результате отсутствуют потери тепла теплопроводностью. Необратимые потери тепла в зазоре в этом случае обусловлены излучением. Основной недостаток вакуумных ТЭП связан с возникновением пространственного заряда, ограничивающего плотность тока в термоэмиссионном преобразователе. Вакуумные ТЭП эффективны только при очень малых расстояниях между электродами, не превышающих нескольких микрометров. Создание устройств с такими малыми зазорами затруднительно, поэтому на практике обычно применяют плазменные ТЭП, в которых для компенсации объемного заряда в вакуумный промежуток вводят положительные ионы (обычно ионы цезия, имеющие низкий потенциал ионизации). Кроме того, адсорбция цезия на поверхности электродов приводит к снижению работы выхода электронов до оптимальных значений. Принципиальная схема цезиевого ТЭП приведена на рис. 25а. В герметичном корпусе 3 расположены эмиттер 1 и коллектор 2; корпус соединен с цезиевым термостатом 4. Стрелками отмечены потоки энергии: 5 – поток от теплового источника, 6 – поток электронов в зазоре, 7 – лучистый поток, 8 – поток тепла, отводимый холодильником, 9 – полезная работа во внешнюю цепь, 10 – утечки тепла с поверхности корпуса. Электроды ТЭП изготавливают из тугоплавких металлов (вольфрам, молибден, рений, ниобий). Удельная мощность термоэмиссионных преобразователей составляет 2-5 Вт/см2, а КПД 5-12%. Максимальный КПД идеального термоэмиссионного преобразователя определяется выражением (4-8) где ТК , ТЭ – температуры коллектора и эмиттера, k – постоянная Больцмана, е – заряд электрона, Э – работа выхода для эмиттера. Если бы не второе слагаемое в знаменателе, то формула (4-8) совпала бы с КПД цикла Карно. Отличие связано с тем, что помимо работы выхода электроны, уходящие из эмиттера, должны приобрести энергию, соответствующую температуре данного электрода, а эта энергия не преобразуется в электрическую работу. Обычно значения выражения в формуле (4-8) составляют 0,1 - 0,2; тогда максимальный КПД ТЭП max= (0,8 - 0,9) К. Действительный КПД ТЭП гораздо ниже из-за лучистого переноса энергии с эмиттера на коллектор. Вследствие высокой температуры эмиттера перенос энергии излучением оказывается значительным, причем эффективных методов борьбы с ним не существует. Поэтому для компенсации потерь излучением к эмиттеру приходится подводить дополнительную теплоту, в результате КПД ТЭП уменьшается. Можно показать, что (4-9) где JЭ – ток эмиттера, К – работа выхода для коллектора, qЛ – тепловой поток излучением. Поскольку невозможно уменьшить qЛ, то для повышения КПД нужно увеличивать JЭ и разность работ выхода. Обычно в действующих ТЭП Э составляет 2,6 - 2,8 эв, а К – 1,4 - 1,7 эв (1 эв = 1,602.10-19 Дж). Основное направление использования ТЭП на современном этапе – источники энергии для космической техники, где они могут работать в сочетании с ядерными реакторами либо высокоточными концентраторами солнечной энергии. Наиболее подходящими источниками тепла для термоэмиссионных преобразователей являются тепловыделяющие элементы высокотемпературных ядерных реакторов. Схема ТЭП, собранного на таком элементе реактора, приведена на рис. 25б. На тепловыделяющем элементе 1, содержащем делящееся вещество, размещен эмиттер 2. Он окружен коллектором 3, а промежуток между ними заполнен парами цезия. Коллектор охлаждается снаружи теплоносителем, протекающем в кольцевом зазоре 4. Обычно температура коллектора на 200 – 300 градусов ниже, чем у эмиттера, поэтому теплоноситель отводит тепло достаточно высокого потенциала, которое затем, в свою очередь, может быть преобразовано в работу (например, в теплосиловом цикле). Разработка термоэмиссионных преобразователей сопряжена с большими техническими трудностями. К ним относятся создание электродов с определенной работой выхода, поддержание необходимого вакуума в корпусе и давления паров цезия, разработка коррозионно-стойкой оболочки корпуса, подвод к эмиттеру тепловых потоков 10 - 40 Вт/см2 и отвод их с коллектора. В ядерном реакторе материал эмиттера должен быть совместим с ядерным топливом. §4-3. Фотоэлектрические преобразователи. Рассмотренные в предыдущих параграфах ТЭГ и ТЭП служили для преобразования теплоты в электроэнергию, поэтому их предельные КПД не могли превосходить КПД цикла Карно. Фотоэлектрические преобразователи (ФЭП) преобразуют в электроэнергию энергию электромагнитного излучения, имеющего как тепловую, так и нетепловую природу. В большинстве случаев ФЭП использует солнечное излучение, природа которого может считаться тепловой. Тогда его КПД не может превосходить КПД цикла Карно с верхней температурой 5762К (яркостная температура Солнца). Первые попытки создания ФЭП базировались на использовании внешнего фотоэффекта, который состоит в том, что под действием светового потока электроны вырываются с поверхности металлического электрода в окружающий вакуум. Однако КПД таких устройств оказался очень малым, поэтому их стали применять не как преобразователи, а только как детекторы излучения. Основные же успехи в развитии ФЭП были достигнуты при использовании внутреннего или вентильного фотоэффекта, который возникает в неоднородных полупроводниковых структурах при воздействии на них солнечного излучения. Неоднородность структуры может быть получена разными методами: - легированием полупроводника различными примесями с образованием «p-n» переходов; - соединением различных полупроводников с неодинаковой шириной запрещенной зоны (создание гетеропереходов); - изменением химического состава полупроводника, приводящего к появлению градиента ширины запрещенной зоны (создание варизонных структур). Принцип работы ФЭП можно пояснить на примере преобразователей с «p-n» переходом, которые наиболее широко используются в настоящее время. Схема этого преобразователя приведена на рис. 26а. Электронно-дырочный переход создается путем легирования пластинки монокристаллического полупроводника с определенным типом проводимости (р- или n- типа) примесью, которая обеспечивает создание тонкого поверхностного слоя с проводимостью противоположного типа. У границы р- или n- слоев в результате перетекания зарядов образуются зоны с некомпенсированным объемным положительным зарядом (в n- слое) и объемным отрицательным зарядом (в р- слое). Эти зоны и образуют «p-n» переход (рис. 26б). Возникший на переходе потенциальный барьер (обычно контактная разность потенциалов ЕК составляет несколько десятых вольта при толщине запирающего слоя d = 10-410-5 см) препятствует прохождению основных носителей заряда, т.е. электронов со стороны n- слоя и дырок со стороны р- слоя, но беспрепятственно пропускает неосновные носители в противоположных направлениях. Это свойство «p-n» перехода и определяет возможность получения фотоЭДС при его облучении солнечным светом. Когда монохроматическое излучение с энергией фотонов, превышающей ширину запрещенной зоны, падает на полупроводник вблизи «p-n» перехода, в нем образуются новые неравновесные носители заряда (электронно-дырочные пары). Они разделяются на «p-n» переходе: неосновные носители свободно проходят через переход, а основные задерживаются, т.е. электроны переходят из р- слоя в n- слой, а дырки – в противоположном направлении. Следовательно, под воздействием солнечного излучения через «p-n» переход в обоих направлениях будет протекать ток неравновесных неосновных носителей заряда – фотоэлектронов и фотодырок. Если теперь замкнуть внешнюю цепь, то электроны из n- слоя, совершив работу на нагрузке, будут возвращаться в р- слой и рекомбинировать там с дырками, движущимися внутри ФЭП в противоположном направлении. Для сбора и отвода электронов во внешнюю цепь на поверхности полупроводниковой структуры ФЭП имеется система контактов (см. рис. 26а). На передней, освещенной поверхности преобразователя контакты выполняют в виде сетки или гребенки 1, а на тыльной они могут быть сплошными 2. Необратимые потери энергии в ФЭП связаны с отражением солнечного излучения от поверхности преобразователя, прохождением части излучения через ФЭП без поглощения в нем, рассеянием избыточной энергии фотонов на тепловых колебаниях решетки, рекомбинацией образовавшихся фотопар в объеме ФЭП, а также с внутренним электросопротивлением преобразователя. Уменьшить эти потери можно различными способами; к ним относятся: - использование полупроводников с оптимальной для солнечного излучения шириной запрещенной зоны; - оптимизация конструктивных параметров ФЭП, толщины базового слоя, частоты контактной сетки и др.; - применение специальных просветляющих покрытий. В настоящее наиболее освоенным материалом для изготовления ФЭП является монокристаллический кремний высокой чистоты, легированный соответствующими примесями, обеспечивающими проводимость р- или n- типа. На рис. 26в показаны типичные вольтамперные характеристики кремниевого ФЭП; видно, что эти характеристики резко ухудшаются с ростом температуры фотоэлемента, а также с падением его освещенности. Максимальный КПД ФЭП определяется выражением (4-10) где – КПД цикла Карно, - КПД, учитывающий джоулевы потери в фотоэлементе, а С – КПД преобразования солнечного света – отношение мощности использованного излучения эквивалентного черного тела к мощности солнечной радиации (обычно определяется по графическим зависимостям, представленным в справочной литературе). В уравнении (4-10) Т2 – температура фотоэлемента, Т1 – эквивалентная температура абсолютно черного тела,  - ширина запрещенной зоны полупроводника, k – постоянная Больцмана. Расчеты показывают, что для кремниевого солнечного ФЭП  = 1,1 эВ; Т1 = 1000К; С = 0,42; Э = 0,85 и К = 0,7. Тогда теоретически максимальный КПД этого преобразователя составляет 25%. В реальных условиях его значение не превышает 13-15%. Кремниевые фотоэлементы, закрепленные на общем основании, имеющие защитное покрытие и соединенные по последовательно-параллельной схеме, образуют солнечную батарею. Солнечные батареи доказали свою незаменимость, высокую надежность и долговечность при работе на космических аппаратах; они успешно работают и на Земле. На начало 2000 г. установленная мощность ФЭП в мире превысила 400 МВт; лидирующие позиции занимают такие страны, как Япония (133 МВт), США (101 МВт), Германия (54 МВт) и Австралия (23 МВт). Мощности серийно выпускаемых батарей изменяются в широких пределах от нескольких ватт до нескольких киловатт. Среди отечественной продукции можно отметить ФЭП, выпускаемые ЗАО «Телеком-СТБ», с пиковой мощностью от 0,75 до 45 Вт, (напряжение 9 – 16 в, ток 0,11 – 2,7 а). Производятся и солнечные автономные системы электропитания мощностью от 50 до 2000 Вт (завод «Красное Знамя»), которые дополнительно включают аккумуляторные батареи, соединительные кабели, регуляторы заряда, а установки мощностью более 250 Вт – ещё и инверторы 24/220 в, 50 Гц. Стоимость установленной мощности в таких системах не превышает 5 - 6 долл/Вт. В качестве перспективного материала для ФЭП в последнее время рассматривается арсенид галлия (GaAS), на основе которого созданы гетерофотопреобразователи со структурой AlGaAs-GaAs. По сравнению с кремниевыми, они имеют более высокий КПД и меньшую толщину (а, следовательно, и массу). В лабораторных условиях для этих преобразователей достигнут КПД 26 – 32%, однако, галлий (в отличие от кремния) весьма дефицитен и дорог. Существенное улучшение характеристик ФЭП может быть достигнуто за счет использования концентраторов солнечного излучения. КПД ФЭП логарифмически растет с увеличением интенсивности освещения благодаря росту фотоЭДС. Однако, при этом растут токи в ФЭП, потери мощности на внутренних сопротивлениях и температура фотоэлементов; в результате положительный эффект от концентрации снижается. Эта проблема решена в комбинированных фототермодинамических установках, в которых сочетаются фотоэлектрический и термодинамический методы преобразования солнечной энергии. ФЭП, установленные в фокусе параболоцилиндрических концентраторов, охлаждаются потоком циркулирующего теплоносителя, а его тепловая энергия используется в системе теплоснабжения либо для выработки электроэнергии по паросиловому циклу. §4-4. Магнитогидродинамические преобразователи. В магнитогидродинамических (МГД) преобразователях тепловая энергия частично превращается в кинетическую энергию потока электропроводящего газа (низкотемпературной плазмы), в котором под действием магнитного поля возникает ЭДС. Различают МГД преобразователи открытого цикла, где рабочим телом являются продукты сгорания топлива, к которым для увеличения электропроводности добавляют легко ионизирующиеся присадки и замкнутого цикла с ядерным реактором в качестве источника теплоты. В установках замкнутого цикла рабочим телом может быть не только плазма инертного газа (как правило, аргона или гелия) с присадкой щелочных металлов (цезий, калий), но и жидкий металл. Таким образом, эти устройства сочетают в себе тепловой двигатель, преобразующий тепловую энергию в кинетическую энергию потока рабочего тела, и электродинамическую машину, преобразующую эту энергию непосредственно в электрическую. Главным элементом МГД преобразователя является МГД генератор, работа которого основана на взаимодействии электропроводящего потока плазмы с поперечным магнитным полем. Для того чтобы газ стал электропроводным, его нужно нагреть до высоких температур, когда происходит термическая ионизация молекул. При сгорании природных топлив удается получить в лучшем случае температуры около 3000К, при которых ионизация недостаточно интенсивна. Для её повышения в продукты сгорания топлива добавляют соединения щелочных металлов. Образующиеся при их ионизации свободные электроны и обеспечивают необходимую электропроводность плазмы. На рис. 27а показана принципиальная схема первой отечественной опытно-промышленной МГД электростанции открытого цикла с мощностью МГД генератора 20 МВт (установка У-25, 1971 г.). В камеру сгорания 3 подаются топливо (природный газ), окислитель (воздух, обогащенный кислородом до 40%) и ионизирующаяся присадка (50% водный раствор поташа К2СО3). Окислитель предварительно сжат в компрессоре 1 и подогрет в регенеративном теплообменнике 2 (типа каупера доменной печи) до температуры 1500К. Давление природного газа и окислителя, поступающих в камеру сгорания, составляет около 0,3 МПа. В камере сгорания достигается температура  3000К. За счет введения присадки продукты сгорания приобретают при этой температуре достаточно высокую электропроводность. Полученная плазма направляется в сопло 4, где она разгоняется до скорости  1000 м/с и поступает в канал МГД генератора 5, который находится в поле электромагнита с индукцией 2 тл. После канала скорость и температура плазмы довольно велики, поэтому поток вначале тормозится в диффузоре 6 (при этом растет его давление), а затем направляется в парогенератор 7, где обеспечивает выработку водяного пара, который затем используется для производства электроэнергии в паросиловом цикле. После прохождения устройства для удаления присадки 8, обеспечивающее извлечение до 99,5% поташа, очищенные газы поступают в дымовую трубу 9. Цикл МГД преобразователя, работающего по открытой схеме, приведен в T-S координатах на рис. 27в. Видно, что это бинарный цикл, причем в его верхней ступени (1-2-3-4-5-6-7) работает МГД генератор, а в нижней (I-II-III-IV-V) – паротурбинная установка. На T-S диаграмме 1-2 – процесс адиабатного сжатия воздуха в компрессоре, 2-3-4 – изобара подвода тепла при p=const (2-3 – подвод тепла в теплообменнике, а 3-4 – в камере сгорания), 4-5 – адиабатное совершение работы в МГД канале, 5-6-7-1 – изобарный процесс отвода тепла в цикле, включающий несколько стадий: 5-6 – это передача тепла к воздуху в регенеративном теплообменнике, 6-7 – отвод тепла к воде в парогенераторе, 7-1 – теплоотвод к холодному источнику (сброс продуктов сгорания в трубу). В данном случае теплообменник обогревается отработавшими в канале газами, хотя для этих целей можно использовать и специальную камеру сгорания. В нижней ступени цикла протекают следующие процессы: I-II – адиабатное расширение пара в турбине с получением работы, II-III – изобарный отвод тепла в конденсаторе, III-IV-V-I – изобарный процесс подвода тепла в парогенераторе. Циклы на рис. 27в построены для различных количеств рабочего тела, пароводяной цикл – для 1 кг воды, а МГД цикл – для m кг рабочего тела. Кратность расхода газов в МГД контуре по отношению к расходу воды можно найти из балансового уравнения откуда с учетом КПД парогенератора ПГ (4-11) Термический КПД рассмотренного цикла рассчитывается так (4-12) где LМГД и LT – работы, производимые 1 кг рабочего тела в МГД генераторе (за вычетом работы компрессора) и в паровой турбине, q1 – тепло, подводимое к рабочему телу в камере сгорания. Поскольку продукты сгорания топлива нельзя рассматривать как идеальный газ с постоянной теплоемкостью (из-за их интенсивной диссоциации в МГД канале), то в уравнениях (4-11) и (4-12) используются значения их энтальпий. Как уже отмечалось, основным элементом МГД установки является МГД генератор. В его канал (обычно прямоугольного сечения) со скоростью w поступает поток плазмы (см. рис. 27б). При движении этого потока в магнитном поле с индукцией B в нем в соответствии с законами электродинамики индуцируется электрическое поле напряженностью а на электродных стенках канала 1 возникает ЭДС. Если теперь электродные стенки 1, разделенные изоляционными стенками 2, соединить через внешнюю нагрузку RН, то в ней (и в потоке плазмы тоже) возникнет ток J. Этот ток, протекая в канале, взаимодействует с магнитным полем, в результате на рабочее тело будут действовать тормозящие силы. За счет этого и происходит превращение кинетической энергии плазменного потока в электроэнергию. Условия работы МГД канала очень тяжелые: - материалы его стенок постоянно находятся в контакте с горячей плазмой, содержащей агрессивные соединения щелочных металлов, одновременно между электродами существуют высокие электрические напряжения. Кроме того, в потоке плазмы в результате совместного действия скрещенных электрического и магнитного полей появляется дрейф электронов в направлении оси канала (эффект Холла). Возникает электрическое поле Холла ЕХ, и, если электродная стенка канала сплошная (как показано на рис. 27б), то по ней потечет ток Холла. При этом ток, поступающий в нагрузку, падает. Чтобы устранить это явление, электродную стенку канала приходится секционировать; размер секций должен быть малым, исключающим возможность дугового пробоя между ними. Все это существенно усложняет конструкцию канала. Диффузор 6 МГД канала обычно заземляют, поэтому из-за ЭДС Холла камера сгорания 3 оказывается под высоким напряжением. Это требует применения электроизоляционных вставок на всех трубопроводах, подходящих к камере сгорания и на всех элементах ее крепления к фундаменту. Для МГД канала важен выбор температуры его стенок. Например, электродные стенки могут быть металлическими с интенсивным водяным охлаждением. Недостатки такого решения очевидны: - возрастают потери тепла через стенки, в результате КПД МГД генератора заметно снижается; - на холодных стенках канала будет конденсироваться щелочная присадка; - плазменный пограничный слой у холодной стенки также будет иметь низкую температуру (а, следовательно, и низкую электропроводность), что уменьшит эффективность генератора; - ток из плазмы на холодный электрод поступает в виде дуги, такие дуги горят в отдельных точках электрода и ведут к его эрозии. Поэтому температуру стенок МГД канала приходится поддерживать на уровне 1500оС и выше. Это исключает возможность использования металлических электродов; их изготавливают из керамических материалов (ZrO2 с добавками CaO и Y2 O3), имеющих при высоких температурах достаточную проводимость. Изоляционные стенки канала изготавливаются из материалов на основе окиси магния. Можно показать, что электрическая мощность МГД канала пропорциональна квадрату индукции магнитного поля, которое в установке создается с помощью электромагнита. В этой связи большие перспективы для МГД генераторов имеют электромагниты со сверхпроводящими обмотками. Поскольку МГД генератор представляет собой источник постоянного тока, то для подключения его к сети и трансформирования напряжения постоянный ток приходится преобразовывать в переменный. С этой целью используются специальные инверторные устройства. Ситуация усложняется тем, что к каждой секции электродной стенки должна быть подключена своя нагрузка, не связанная омически с другими. МГД преобразователи открытого цикла в 1970-1980 гг. рассматривались как перспективные надстройки к циклам обычных паросиловых установок, работающим на природном топливе (бинарный теплосиловой цикл). Расчеты показывали, что с их помощью можно было бы увеличить КПД тепловых электростанций до 50-55%. Однако, из-за проблем с материалами пока не удалось добиться приемлемого для энергетики срока службы МГД генераторов (для У-25 периоды непрерывной работы не превышали нескольких десятков часов, после чего канал требовал ремонта). Кроме стационарных, существуют и импульсные МГД генераторы на специальных пороховых топливах с добавками солей щелочных металлов. Пороховой заряд обеспечивает высокую электропроводность плазмы и давление в камере сгорания 5-8 МПа. Импульсные генераторы имеют высокую удельную мощность на единицу расхода рабочего тела: - 1,5 КВт/кг. Время работы такого генератора в единичном запуске от 1,5 до 10 секунд достаточно для питания потребителей с форсированным кратковременным режимом работы (военные и космические объекты). Представляет интерес и создание технологических МГД установок для обеспечения бесконтактного силового воздействия на различные электропроводящие среды (жидкие металлы, электролиты и пр.). К ним относятся МГД насосы, МГД сепараторы и другое оборудование. Контрольные вопросы к главе 4 1. Какие физические явления лежат в основе работы термоэлектрических и термоэмиссионных преобразователей тепловой энергии в электрическую? 2. Что является термодинамическим рабочим телом в ТЭГ и ТЭП? 3. Что такое коэффициент термоэлектрической добротности? От каких факторов он зависит? 4. Нарисуйте и объясните принципиальные схемы ТЭГ и ТЭП. 5. Назовите области применения термоэлектрических и термоэмиссионных преобразователей. Дайте численные оценки их весогабаритных и мощностных параметров. 6. Чему равны максимальные значения КПД ТЭГ и ТЭП? Как влияют на КПД необратимые процессы в этих преобразователях? 7. При каких условиях в ТЭГ реализуется режим максимальной мощности? 8. Объясните механизм внутреннего фотоэффекта в полупроводниковых фотопреобразователях. 9. Нарисуйте схему ФЭП и его вольтамперную характеристику. 10. Что является источниками необратимых потерь энергии в фотоэлектрических преобразователях? 11. Какие материалы используются в фотопреобразователях? 12. Укажите области применения ФЭП, назовите значения КПД достигнутые в этих преобразователях. 13. Нарисуйте и опишите схему МГД преобразователя энергии открытого цикла и её основные элементы. 14. Изобразите цикл МГД преобразователя в T-S координатах. 15. Что представляет собой рабочее тело МГД генератора? Как обеспечивается его необходимая электропроводность? 16. Какие процессы протекают в МГД канале? 17. Какие технические проблемы сдерживают внедрение МГД преобразователей в энергетику? 18. Назовите области применения импульсных МГД генераторов. ГЛАВА 5. Водородная энергетика и синтетические топлива. Термин «водородная энергетика» предполагает широкое использование водорода в энергетических системах, а также и в других секторах экономики. Сейчас водород в энергетике практически не применяется. Товарный водород, мировое производство которого превышает 40 млн. тонн/год, используется в разных отраслях промышленности: более 70% - в химической промышленности (получение аммиака, метанола и др.), около 25% - в нефтепереработке (гидроочистка, гидрокрекинг, гидрооблагораживание моторных топлив), 5-6% - в металлургии для различных процессов восстановления металлов. В то же время следует иметь в виду, что по мере исчерпания и удорожания природных жидких и газообразных топлив их роль в энергобалансе будут занимать уголь и ядерная энергия. Их непосредственное использование в ряде случаев может быть затруднительным (например, на транспорте), поэтому возникает вопрос о некотором универсальном энергоносителе, способном заменить нефть и газ. Эту функцию может выполнить водород. Привлекательность водорода объясняется рядом причин: - сырьём для его получения может быть вода, запасы которой огромны (нужно лишь затрачивать энергию); - экологическая чистота сжигания этого газа – в атмосферу сбрасывается только водяной пар; - водород сравнительно легко транспортировать по трубам, хранить в газообразном или жидком виде, аккумулировать (например, в гидридах). Особенно активно водород рекламируется в последнее время как перспективное топливо для автомобилей. Конечно, водород имеет и недостатки – низкую плотность и объемную теплотворную способность, он более взрывоопасен, чем природный газ, а его температура сжижения при атмосферном давлении (-253оС) гораздо ниже, чем у метана (-165оС). §5-1. Основные положения водородной энергетики. Методы получения водорода. В принципе водород для энергетического использования можно получать из природного газа (технологии его паровой и парокислородной конверсии хорошо отработаны). Но это вряд ли целесообразно, т.к. метан сам по себе является первичным источником энергии и широко используется в энергоустановках. Водород можно получать из воды в соответствии с реакцией (5-1) В таблице 5-1 приведены энергетические характеристики этой реакции (приращения энергии Гиббса G, энтальпии H и энтропии S) при стандартных условиях (Т=298К, р=1,013 бар) в зависимости от того, в какой фазе находится вода. Таблица 5-1 G, КДж/моль H, КДж/моль S, КДж/моль К Н2О (жидкость) 237,36 285,97 0,163 Н2О (пар) 228,99 241,93 0,434 Из неё видно, что если реакцию разложения воды (например, в жидкой фазе) при стандартных условиях проводить обратимо, то для этого необходимо затратить G=237,36 КДж/моль в виде работы (электроэнергии) и Q = ТS = 48,6 КДж/моль в виде тепла. По мере роста температуры разложение воды будет требовать все меньшего количества электроэнергии, но большего количества тепла. При Т>3000К G = 0 и для разложения Н2О необходим только подвод теплоты, однако эта температура слишком высока для практического использования. Возможны 2 способа проведения реакции (5-1): - либо электролиз воды, либо её термохимическое разложение. В соответствии с законами электрохимии при электролизе к гальванической ячейке необходимо подводить напряжение постоянного тока (5-2) где G – изменение энергии Гиббса для реакции, n - число электронов, участвующих в ней, F – число Фарадея (96540 кул.). Используя данные таблицы 5-1, получим для стандартных условий U=1,23 в. При протекании через гальваническую ячейку количества электричества n.F на катоде выделяется 1 г-экв (2,016 г) водорода. Поскольку 1 нм3 водорода имеет массу 90 г, то количество электричества теоретически необходимое для получения одного нормального кубометра Н2 равно 2394 а .час. Соответственно, теоретический расход электроэнергии (при нормальных условиях) составит 2,94 КВтч/нм3. В действительности напряжение на электродах должно быть больше теоретического (U=1,8-2,2 в), чтобы компенсировать потери на падение напряжения в электролите и поляризацию электродов, причем эти потери растут с увеличением плотности тока в ячейке. Расход электроэнергии обычно составляет 4-5 КВтч/нм3. Отечественные электролизеры имеют КПД 51-68% (в зависимости от производительности), а у лучших зарубежных образцов с твердо-полимерными мембранами он достигает 80%. Как правило, используются водно-щелочные электролиты (25% раствор КОН). Возможность электролиза морской воды для получения водорода пока проблематична, т.к. при U >1,8 в на аноде электролитической ячейки вместе с кислородом выделяется и хлор. Производство водорода путем электролиза воды является также привлекательным способом аккумулирования энергии в сочетании с такими непостоянными источниками, как солнечная и ветровая энергия. Интересной возможностью является и использование для этих целей «провальной» энергии в энергосистемах с последующим аккумулированием водорода. При пиковых нагрузках его можно использовать, например, для перегрева пара на АЭС, подмешивая к нему продукты сгорания водорода. Разложение воды без подвода электроэнергии, а лишь с затратами тепла, можно осуществить с помощью различных термохимических циклов. В них кроме воды участвуют и промежуточные реагенты; они вступают в реакции, в итоге которых вода разлагается на водород и кислород, а прочие реагенты возвращаются в исходное состояние. Количество подводимого тепла ( в перспективе от высокотемпературных ядерных реакторов) должно быть таким, чтобы его эксергия была не меньше теоретической работы реакции разложения G. Пока такие циклы не получили практического применения. Водород можно также получать, используя воду как окислитель в какой либо реакции, в результате которой из исходного продукта получается более окисленное состояние, например К этим же процессам относится и получение водорода из угля, протекающее в две стадии. Вначале уголь частично окисляется (газифицируется), а затем окись углерода окисляется водой до СО2 с образованием водорода (5-3) Реакции (5-3) лежат в основе известных процессов Винклера, Лурги и Копперс-Тотцека, разработанных в 1920-1940 гг. Транспорт и хранение водорода. Для хранения и перевозки небольших количеств водорода обычно используют стальные баллоны с давлением до 200 бар. Этот метод мало пригоден для транспортных энергоустановок, для которых важную роль играют массогабаритные показатели. Разрабатываются методы хранения газообразного водорода в микрокапсулах, однако пока они не вышли из лабораторной стадии. Газообразный Н2 можно хранить в адсорбированном состоянии на специальных криоадсорбентах при температурах 70-100К. Однако гораздо больший интерес представляют системы хранения водорода в связанном состоянии в виде гидридов, обратимо поглощающих и выделяющих водород при температурах близких к комнатным. Наиболее перспективны гидриды некоторых интерметаллических соединений, которые нашли применение для хранения водорода на борту опытных автомобилей. Это соединения LaNi5 и TiFe, гидриды которых LaNi5НХ (х=1  6) и TiFeНХ (х=0,1  1,8) могут поглощать и отдавать водород в интервале температур 20-100оС. Плотность этих гидридов составляет 5,5-8,2 г/см3, а массовое содержание водорода в них – 1,4-1,7%. Избирательное поглощение водорода гидридами дает возможность осуществлять его глубокую очистку от газовых примесей, что необходимо в некоторых технологиях использования Н2. При больших масштабах производства водорода целесообразен его транспорт по трубопроводам, хотя в этом случае нужно учитывать большую вероятность и опасность течей этого газа. Для хранения и перевозки жидкого водорода используются криогенные емкости с вакуумной изоляцией; потери на испарение в них доходят до 0,3% массы Н2 в сутки. §5-2. Электрохимические генераторы и топливные элементы. Концепция водородной энергетики предполагает использование водорода как универсального экологически чистого энергоносителя в том числе и для производства электрической энергии в автономных установках различного назначения. Для этого служит топливный элемент (ТЭ) – устройство, в котором происходит прямое преобразование химической энергии окислителя и топлива (восстановителя), непрерывно поступающих извне к электродам, в электрическую энергию. В ТЭ реализуется разомкнутый процесс (близкий к изотермическому), а не цикл, поэтому известные ограничения, связанные с КПД цикла, здесь не применимы. Теоретически вся химическая энергия топлива (-G : – убыль энергии Гиббса в реакции окисления топлива) может быть преобразована в ТЭ в электроэнергию. Из термодинамики известно, что где -Н – убыль энтальпии в результате реакции (равная теплотворной способности топлива), а S – приращение энтропии. По определению КПД топливного элемента равен отношению произведенной электроэнергии к теплотворной способности топлива (5-4) Рассчитанные по уравнению (5-4) теоретические значения КПД близки к единице, поэтому использование ТЭ в энергетике выглядит заманчивым. Однако, несмотря на то, что принцип работы ТЭ известен уже более 150 лет, их практическое применение до сих пор крайне ограничено. Сейчас известно несколько типов топливных элементов, различающихся видом электролита (переносчика ионов) и наличием промежуточных реакций: - ТЭ с щелочным электролитом; - ТЭ с кислым электролитом (фосфорной кислотой); - ТЭ с твердо-полимерными мембранами; - ТЭ с расплавом карбонатов; - ТЭ с твердоокисным электролитом. Топливом в них служит водород, а окислителем кислород или воздух. ТЭ включает водородный (анод) и кислородный электроды и электролит, проводящий те или иные ионы. В водород-кислородном ТЭ результирующей (иначе токообразующей) реакцией является (5-5) которая обратна реакции разложения воды (5-1). Поэтому её энергетические характеристики совпадают с данными таблицы 5-1 (с точностью до знака). Следовательно, из 1 моля водорода можно теоретически получить 237,36 КДж (0,066 КВтч) электроэнергии, а 48,6 КДж (11,6 Ккал) будет отдано в виде тепла. Теоретическое значение ЭДС топливного элемента при стандартных условиях составляет 1,23 в (т.к. для рассматриваемой реакции n=2). Необходимо подчеркнуть, что в топливном элементе не происходит прямого взаимодействия между молекулами окислителя и восстановителя (как при горении), и реакция (5-5) осуществляется в виде двух сопряженных процессов: - электрохимического окисления топлива (с отдачей электронов) и электрохимического восстановления окислителя. Принцип действия топливного элемента проще всего пояснить на примере ТЭ с щелочным электролитом, который исторически был первым источником питания этого типа для энергоснабжения космических аппаратов. Его принципиальная схема представлена на рис. 28. На аноде этого ТЭ, к которому подводится газообразный водород, происходит его диссоциация и адсорбция атомов электродной поверхностью; на аноде протекают следующие реакции Образовавшиеся на аноде электроны при замыкании внешней цепи перетекают к катоду, совершая полезную работу на нагрузке. На катоде происходят реакции после чего гидроксильные ионы переносятся в слое электролита к аноду. Электролитом в щелочных ТЭ обычно служит водный раствор КОН с концентрацией 30-50%. Таким образом, единственным продуктом, образующимся при работе данного ТЭ, является вода (водяной пар). Эффективность работы реальных щелочных ТЭ во многом зависит от каталитических свойств электродов, обеспечивающих ионизацию реагентов. В качестве катализаторов используются никель, серебро, металлы платиновой группы. Раствор электролита в ТЭ обычно содержится в матрице из асбеста, которая плотно прилегает к электродам и обеспечивает их смачивание. Водород для питания ТЭ должен быть очень чистым, т.к. примеси отравляют катализаторы. Рабочий диапазон температур ТЭ этого типа составляет 100 - 250оС. На рис. 28 приведена типичная вольтамперная характеристика щелочного ТЭ. Из-за необратимых потерь в топливном элементе (омических и поляризационных) фактические значения ЭДС всегда меньше теоретической величины и, как правило, составляют 0,9-1,1 в, уменьшаясь с ростом плотности тока. Электроды топливного элемента должны обеспечивать трехфазную зону контакта (электрод - газовый реагент – ионный проводник), в которой и происходят все электрохимические реакции. Обычно используются пористые никелевые или графитовые электроды. Капиллярное равновесие в трехфазной зоне можно регулировать, изменяя размеры пор. В фосфорнокислых и твердополимерных ТЭ перенос заряда в электролите осуществляется ионами водорода (протонами). Фосфорнокислый ТЭ сейчас является наиболее разработанной конструкцией, его электролит – 100% фосфорная кислота H3PO4, заполняющая матрицу из карбида кремния; рабочие температуры лежат в пределах 150 - 220оС. Электроды изготовлены из тефлона с нанесенной платиной и углеродом. Работая при 200оС, фосфорнокислый ТЭ способен также производить теплоту для теплоснабжения. В твердополимерных ТЭ проводником ионов водорода служит тонкая полимерная мембрана, а водород и кислород, поступающие в ячейку ТЭ, должны быть увлажнены. Рабочая температура у таких ТЭ заметно ниже и составляет около 90оС. Одной из проблем для твердополимерных ТЭ является организация отвода воды, образующейся при реакции водорода и кислорода. Сегодня эти ТЭ рассматриваются как основные кандидаты для использования в водородных автомобилях. Как уже отмечалось, в идеальном ТЭ вырабатываемая электроэнергия равна убыли энергии Гиббса (G) в реакции окисления топлива, а величина ТS равна количеству теплоты, отводимой в окружающую среду. В реальном топливном элементе из-за потерь часть произведенной электроэнергии также превращается в тепло, в результате его КПД не превышает 70-75%. Кроме водород-кислородных ТЭ, в последнее время удалось создать топливный элемент, работающий на метаноле (СН3ОН). В нем на аноде применяется катализатор, который извлекает водород непосредственно из жидкого метанола, образующийся при этом СО2 удаляется в атмосферу. Метанольные ТЭ представляют большой интерес для транспортных установок, т.к. не требуют хранения газообразного водорода на борту. Однако, их внедрение сдерживается низкими энергетическими характеристиками (по сравнению с водородными ТЭ), а также токсичностью метанола. Если соединить рассмотренные выше топливные элементы в батареи (модульный принцип), то можно создать электрохимические генераторы (ЭХГ) требуемой мощности. Кроме батареи топливных элементов, ЭХГ включает системы подвода реагентов и отвода продуктов реакции, а также системы отвода теплоты и автоматики. В водород-кислородных ЭХГ с щелочным электролитом достигнуты плотности тока 2000-2500 а/м2 при мощности 7-25 КВт и рабочих температурах 95-100оС. Напряжения составляют 27-32 в, ресурс 3000-5000 час, КПД 55-70%. Для автомобильной техники в последнее время разработаны образцы водород-воздушных ТЭ мощностью до 250 КВт с ресурсом 15000 час, однако их КПД заметно ниже (30-37%). В настоящее время топливные элементы и электрохимические генераторы применяются в качестве бортовых источников электроэнергии для космических аппаратов и в других установках, для которых экономика не является решающей. Активно ведутся работы по внедрению ЭХГ в автономную энергетику и в автомобильный транспорт, однако, для этого необходимо существенно повысить их ресурс и, как минимум на порядок, снизить сегодняшнюю стоимость. §5-3. Синтетические моторные топлива. По некоторым оценкам месторождения нефти (основного источника жидких топлив для транспорта) будут исчерпаны уже в середине или в конце XXI века. Замена нефти природным газом может быть только временной мерой, кроме того, газ имеет существенный недостаток – низкую плотность, вследствие чего трудно создать достаточный запас топлива на транспортном средстве. Запасов же угля должно хватить на несколько столетий, т.е. именно уголь будет обеспечивать плавный переход от ископаемых топлив к новым источникам энергии. Этим объясняется, почему проблема получения синтетических моторных топлив путем переработки угля привлекает к себе большое внимание во всех технически развитых странах. Для получения синтетических топлив из органической массы угля существуют различные методы, которые можно условно разделить на три основные группы: - гидрогенизация, газификация и пиролиз. Гидрогенизация предполагает прямой гидрокрекинг угля. При высоком давлении водорода и в присутствии катализаторов происходит расщепление органического вещества угля и насыщение его водородом. В результате образуются жидкие бензиновые фракции, масла и побочные газообразные продукты. Теоретически это очень привлекательный путь, но пока он зашёл в тупик из-за серьёзных технико-экономических проблем (высокая стоимость переработки, превышающая величину образующейся добавленной стоимости, делает эту технологию нерентабельной). Газификация угля гораздо проще в аппаратурном оформлении. В её основе лежит взаимодействие с кислородом, воздухом, водяным паром или смесью этих веществ, приводящее к неполному окислению угля. Наиболее распространенным методом является парокислородная газификация с получением синтез-газа (смесь СО и Н2 с соотношением между этими компонентами  1 : 2), который находит широкое применение для производства метанола, спиртов, эфиров и других веществ. К настоящему времени освоены различные модификации промышленных процессов газификации углей не только в стационарном слое кускового угля, но и в кипящем слое угольных частиц и в водно-угольных суспензиях. При газификации парокислородным дутьем идут следующие основные реакции (для простоты уголь принят за углерод): (5-6) причем экзотермические реакции компенсируют расход тепла на проведение эндотермических реакций, а также обеспечивают разогрев реакционной смеси до температур 700-1500оС. В дальнейшем полученный синтез-газ можно переработать над катализаторами в жидкие углеводороды или непосредственно или через стадию получения метанола Пиролиз каменного угля предусматривает термическую деструкцию угля без доступа воздуха, при этом получаются жидкие, газообразные и твердые продукты. Низкотемпературный пиролиз (или полукоксование) проводят при 500-600оС, а высокотемпературный (коксование) – при 900-1100оС. Последующая гидрогенизация смол пиролиза позволяет получить моторные топлива, однако их стоимость пока значительно выше, чем у топлива нефтяного происхождения. Твердые продукты пиролиза применяют в качестве облагороженного энергетического топлива и восстановителей в металлургии. Таким образом, в настоящее время есть технологические процессы переработки углей в синтетические моторные топлива, однако они пока не могут дать продукцию, конкурентоспособную даже с сильно подорожавшей нефтью. По видимому, наилучшие перспективы имеет газификация углей с получением синтез-газа и его последующей переработкой в метанол. Метанол (метиловый спирт) относится к экологически чистым жидким топливам; он удобен для транспортирования и хранения. Сейчас в мире проявляется повышенный интерес к новому синтетическому энергоносителю – диметиловому эфиру (ДМЭ), который не токсичен и имеет более высокую теплоту сгорания (около 29000 КДж/кг), чем метанол. Несомненным достоинством ДМЭ является то, что его можно использовать в дизельных двигателях без реконструкции последних. При комнатной температуре ДМЭ газ, но уже при давлении 5-8 бар легко сжижается и без труда помещается в топливные баки. В отличие от нефтепродуктов ДМЭ не содержит ароматических углеводородов и серы, характеризуется высокой полнотой сгорания, имеет более высокое цетановое число (55-60). Эти качества особенно важны для крупных городов, поэтому правительством Москвы принята целевая программа использования ДМЭ в качестве дизельного топлива. Контрольные вопросы к главе 5 1. Изложите основные положения водородной энергетики. Какие перспективы она имеет? 2. В чем состоят преимущества и недостатки водорода как энергоносителя? 3. Какие существуют методы получения водорода? Назовите их преимущества и недостатки. 4. Как осуществляется хранение и транспорт водорода? 5. Перечислите основных потребителей водорода в энергетике и промышленности. 6. Нарисуйте схему топливного элемента, объясните принцип его работы. 7. Назовите основные типы ТЭ, укажите области их применения. 8. Каковы значения рабочих температур, плотности тока и КПД в современных топливных элементах и электрохимических генераторах? 9. Какие вещества могут рассматриваться в качестве синтетических моторных топлив? Что является сырьем для их получения? 10. Опишите технологии получения синтетических топлив из угля. ГЛАВА 6. Перспективные энергетические технологии. §6-1. Освоение термоядерной энергии. В современной ядерной энергетике используется реакция деления ядер тяжелых атомов. При этом суммарная масса осколков деления оказывается меньше массы исходного ядра, а дефицит массы m в соответствии с уравнением Эйнштейна превращается в энергию (с = 3.108 м/с – скорость света в вакууме). Деление ядер с меньшими, чем у урана, атомными номерами характеризуется меньшим дефицитом массы и, следовательно, меньшим энерговыделением. Наконец, деление легких ядер требует уже затрат энергии на этот процесс. Это значит, что при объединении (синтезе) легких ядер в более тяжелое ядро элемента, расположенного в начале периодической системы, будет освобождаться энергия, которую можно полезно использовать. В этом и заключается идея термоядерного синтеза. Как отмечалось в главе 1, термоядерная энергия синтеза водородных ядер является источником энергии Солнца. Эта реакция дает наибольшую энергию в расчете на единицу массы участвующих в ней ядер, но в земных условиях её реализовать невозможно. Первая термоядерная реакция, осуществленная людьми в водородной бомбе, представляла собой взаимодействие тяжелых изотопов водорода – дейтерия и трития (их атомные массы равны 2 и 3, соответственно) (6-1) При этом образуется ядро гелия (атомная масса 4), один нейтрон и выделяется энергия 17,6 миллионов электрон-вольт (2,82.10-12 Дж), которая распределена между кинетическими энергиями нейтрона (80%) и ядра гелия (20%). Рассматриваются и другие типы термоядерных реакций, например «чистая» (безнейтронная) с легким изотопом гелия (6-2) Основная проблема реализации реакции (6-2) заключается в получении изотопа гелия , т.к. в атмосфере Земли сейчас его накоплено не боле 600 кг. В отдаленной перспективе производство этого изотопа может быть налажено, например, на Луне, путем извлечения лунного грунта ибо в нем адсорбирован в достаточных количествах. Главная задача термоядерного синтеза состоит в том, чтобы осуществить реакции (6-1, 6-2) не в бомбе, а в специальном термоядерном реакторе, где они будут управляемыми. Принципиальная трудность здесь связана с тем, что ядерные силы, способные объединить два ядра в одно, действуют на очень малых расстояниях. Но между положительно заряженными ядрами всегда действуют кулоновские силы отталкивания, которые при сближении резко нарастают. Чтобы их преодолеть, ядра должны двигаться навстречу друг другу с очень большой скоростью, что можно обеспечить лишь нагревом реагирующей смеси до температур порядка 100 миллионов градусов. Это сложнейшая инженерная задача, причем сложности связаны не только с нагревом газов (точнее плазмы) до этих температур, но и с удержанием плазмы в замкнутом объеме в течение некоторого минимального времени. Большие перспективы для осуществления управляемого термоядерного синтеза имеют отечественные системы типа токамак. В них смесь дейтерия с тритием находится в тороидальной камере при невысоком давлении, а ее нагрев до высоких температур проводится индукционным способом. Плазма в камере представляет собой короткозамкнутый виток, в котором индуктор возбуждает большой ток (несколько сотен килоампер), в результате она разогревается за счет джоулевых потерь. Поскольку стенки камеры не могут выдерживать сверхвысокие температуры, в токамаках используют магнитную изоляцию плазмы. Магнитное поле, создаваемое сверхпроводящей магнитной системой, расположенной снаружи камеры, отжимает плазменный шнур к оси и не допускает его контакта со стенками. Расчеты показывают, что для осуществления термоядерной реакции должен выполняться критерий Лоусона где n – число атомов в 1 см3, а  – время удержания плазмы в секундах. В условиях токамаков 1/ см3, поэтому  должно быть более 1 сек. Кроме магнитного удержания плазмы разрабатываются и системы с инерционным удержанием, в которых термоядерная реакция осуществляется как последовательность микровзрывов, протекающих с заданной частотой. В установку подаются твердые частицы из смеси дейтерия и трития (мишени), а подвод энергии к ним обеспечивается либо мощным потоком лазерного излучения, либо пучком высокоскоростных электронов. При этом критерий Лоусона выполняется при концентрациях 1/ см3 (т.к. мишень твердая) и значительно меньших временах удержания плазмы (около 10-8 сек). Как уже отмечалось, в настоящее время наиболее изучены реакторы-токамаки. Созданы демонстрационные реакторы управляемого термоядерного синтеза ИТЭР и ДЕМО. Их сравнительные характеристики приведены в таблице 6-1. Теплоносителями, предназначенными для отвода и преобразования энергии в реакторе ДЕМО, могут быть либо жидкий литий (с температурой на выходе 590-600оС), либо гелий (температура на выходе 620-650оС). В паротурбинном цикле при таких параметрах теплоносителей можно получить КПД не ниже 40%. Во всех разрабатываемых сегодня схемах термоядерных реакторов рабочая камера окружена слоем (он называется бланкетом), который предназначен для использования энергии нейтронного потока. Если поместить в него природный уран, то быстрые нейтроны будут превращать ядра в ядра . Это значит, что бланкет такого реактора (его называют гибридным) будет служить реактором - размножителем и поставлять изотоп для реакторов деления атомных электростанций. Таблица 6-1 Параметры Реактор ИТЭР ДЕМО Большой радиус плазменного шнура, м Малый радиус плазменного шнура, м Магнитное поле на оси плазмы, Тл Ток плазмы, тыс. килоампер Средняя плотность плазмы, см-3 Продолжительность рабочего импульса, с Плотность нейтронного потока на стенку, МВт/м2 Число тороидальных обмоток Материал сверхпроводника Полная тепловая мощность, МВт 8,14 2,8 5,68 21,0 2.1014 1160 - - - 100 6,95 2,1 6,86 1,8 1,35.1014 3400 2,91 16 Nb3Sn 4550 Пока на пути создания термоядерных электростанций есть много технических проблем. Это и сооружение мощных сверхпроводящих магнитных систем, и создание стенок реакторов, испытывающих большие механические и тепловые воздействия, а также действие нейтронных потоков. Есть проблемы и с тритием, который неустойчив (период полураспада 12 лет) и поэтому в природе не встречается. Его приходится получать в результате ядерных реакций при захвате изотопом лития нейтрона, которые целесообразно проводить в самом термоядерном реакторе. Если же удастся осуществить термоядерную реакцию вида D – D, то это откроет перед человечеством неисчерпаемый источник энергии. Дейтерий можно извлекать из обычной воды, где его содержание составляет 1/6500 по отношению к водороду. Таким образом, освоение управляемой термоядерной реакции радикально изменит положение в энергетике, ибо проблема источника энергии на все обозримое будущее перестанет существовать. §6-2. Возможности энергоснабжения Земли из Космоса. В главе 1 рассмотрены системы солнечного энергоснабжения и отмечены их недостатки, связанные с низкой среднегодовой плотностью солнечного излучения у поверхности Земли и непостоянством его поступления. Все это требует очень больших площадей коллекторных систем для улавливания солнечной радиации, которые должны постоянно отслеживать движение Солнца, а также громоздких систем аккумулирования энергии. Большинство этих недостатков можно избежать, если разместить соответствующее оборудование в Космосе. Сейчас известны два крупных концептуальных проекта по созданию космических энергосистем, утилизирующих солнечную энергию и передающих ее на Землю с использованием сверхвысокочастотного (СВЧ) или микроволнового излучения. Это солнечные энергетические спутники (СЭСП) не геостационарной орбите, вращающиеся со скоростью вращения Земли и «висящие» над приемной антенной (она называется ректенной) мощностью порядка 5 МВт и лунные энергетические системы (ЛЭС). Есть и еще один крупномасштабный проект, предполагающий добычу на Луне гелия-3, доставку его на Землю и использование на термоядерных электростанциях. Экзотичность этих проектов пока не позволяет достоверно оценить их экономические характеристики, можно лишь надеяться, что человечество будет непременно осваивать Космос, поэтому анализ возможностей космического энергоснабжения Земли представляется вполне правомерным. Солнечные энергетические спутники. Предполагается их размещение на геостационарной орбите, высота которой составляет 35800 км, а угол наклона к эклиптике - 23,5о (рис. 29а). При этом обеспечивается «зависание» спутника над одной точкой экватора, а энергия со спутника может передаваться в любой район между 60о с.ш. и 60о ю.ш. (в полярных зонах Земли спутник просто не будет виден). Этот широтный пояс включает в себя большую часть населенных областей земного шара. СЭСП, находящийся на геостационарной орбите, будет почти круглый год непрерывно освещаться Солнцем (время затенения не превышает 1%). Лишь дважды в году в периоды равноденствия (когда Солнце движется по экватору) спутник будет в течение нескольких недель примерно по одному часу в середине ночи находиться в тени Земли. Это приведет к перебоям в энергоснабжении, однако они не очень опасны. Мощность спутника принимается равной 5 ГВт, этой величине соответствует площадь солнечного коллектора около 10 км2. В процессе вращения спутника его коллектор должен быть постоянно ориентирован на Солнце, а микроволновая антенна (диаметром примерно 1 км2), прикрепленная к одному из концов коллектора, - на одну и ту же точку (ректенну) на Земле. Возможность сооружения такого спутника будет установлена в процессе испытаний опытных образцов СЭСП меньшего размера. Т.к. существует только одна геостационарная (или геосинхронная) орбита, то на ней возможно одновременное функционирование не более 100 таких спутников (общей мощностью 500 ГВт). Кроме технических проблем, связанных с сооружением СЭСП, могут возникнуть сложности с загрязнением околоземного пространства фрагментами спутников, отработавшими свой срок. Учитывая размеры и возможный срок службы этих объектов (20-40 лет), можно представить себе трудности удаления их с орбиты. Лунные энергетические системы. Существует несколько разновидностей таких систем, одна из которых представлена на рис. 29б. В ней предусмотрены светоотражающие зеркала на лунных орбитах и спутники-ретрансляторы СВЧ - лучей на орбитах вокруг Земли. Эта ЛЭС обеспечивает непрерывное энергоснабжение Земли (за исключением периодов полных лунных затмений). На Луне создается несколько базовых станций с солнечными коллекторами и СВЧ - антеннами. По возможности их следует располагать так, чтобы они освещались Солнцем наибольшее время. Вокруг Луны запускается серия спутников с отражателями солнечного света, которые освещают коллекторы в периоды их затенения. На Земле сооружаются приемные ректенны и запускаются спутники – ретрансляторы СВЧ – излучения. Ректенны могут получать энергию непосредственно с Луны либо через спутники – ретрансляторы. Авторы этого проекта утверждают, что для его реализации необходим персонал около 5 тысяч человек, постоянно находящийся на Луне и орбитах. Главный недостаток этой схемы ЛЭС – сложность обеспечения постоянного освещения лунных баз коллекторов с помощью зеркал на лунных орбитах. Эти зеркала должны постоянно вращаться, напрвляя солнечные лучи на коллектор. Поскольку размеры зеркала около 1 км в диаметре, а площади коллекторов ( в мощных системах) – тысячи км2, то количество зеркал, необходимое для работы ЛЭС, будет нереально большим. В качестве коллекторов солнечной энергии в проекте ЛЭС выступают фотобатареи. Вырабатываемая ими электроэнергия с помощью СВЧ - генераторов преобразуется в электромагнитное излучение с длиной волны 12,24 см и частотой 2,45 ГГц, прохождение которого практически не зависит от погодных условий на Земле. Плотность СВЧ – излучения должна быть достаточно низкой, для обеспечения безопасности людей и природы, а также для сохранения ионосферы Земли. По этому вопросу есть разные мнения: - указываются цифры от 10 до 500 Вт/м2 (для сравнения – плотность солнечной радиации на Земле достигает 800-1000 Вт/м2). В любом случае площадь ректенн на Земле получается очень большой. Так, для получения электрической мощности по постоянному току 1 ГВт ректенна должна иметь диаметр 10,5 км и площадь 87 км2. При этом средняя мощность СВЧ – излучения, поступающего на ректенну, равна 12,8 Вт/м2, а пиковая (в центре ректенны) – 60 Вт/м2. По нормам некоторых стран допустимая мощность СВЧ – излучения при длительном воздействии не превышает 1- 10 Вт/м2, поэтому ректенны должны размещаться вдали от густонаселенных мест. Вместо СВЧ – излучения для передачи энергии можно использовать и мощные лазерные установки на молекулярных газах, генерация излучения в которых связана с переходами между колебательно-вращательными уровнями молекул. Этим переходам соответствует длина волны от 1 до 10 мкм, что позволяет создать направленный пучок с минимальной расходимостью. Основной недостаток такого решения связан с довольно высоким уровнем поглощения лазерного излучения атмосферой и облаками. Анализ показывает, что космические системы энергоснабжения Земли (СЭСП и ЛЭС) по экономичности будут уступать наземным солнечным электростанциям. Этот же вывод относится и к идее беспроводной передачи энергии на очень большие расстояния с использованием СВЧ – излучения и СВЧ – отражателей на геостационарной орбите. Такая передача (мощностью от 5 до 20 ГВт) может быть использована и для межконтинентальных связей электроэнергетических систем; к сожалению, её КПД оценивается примерно в 50%, что, конечно же, слишком мало. Контрольные вопросы к главе 6 1. В чем особенность термоядерных реакций синтеза? Каковы условия их проведения? 2. Назовите технические характеристики демонстрационных термоядерных реакторов. 3. Изложите концепцию энергоснабжения Земли из Космоса (солнечные энергетические спутники и лунные энергосистемы). ГЛАВА 7. Проблемы аккумулирования энергии и её транспорта. §7-1. Аккумулирование энергии. В современных условиях аккумулирование энергии необходимо - в связи с неравномерностью графиков потребления энергии (для обеспечения стабильных условий работы генерирующего оборудования); - в сочетании с непостоянными во времени природными источниками энергии (солнечной, ветровой и т.п.); - в транспортных энергоустановках (например, любое топливо это природный аккумулятор энергии). Важное значение имеют следующие характеристики аккумуляторов: 1) удельная энергия, запасаемая в расчете на 1 кг массы (или на 1 м3 объёма); 2) потери энергии и возможная длительность её хранения; 3) суммарный КПД процесса аккумулирования (заряд – хранение – разряд); 4) удельная стоимость аккумулятора; 5) эксплуатационные показатели (температура, давление, безопсность, простота обслуживания и др.). Все эти вопросы будут кратко рассмотрены в данном параграфе. Механические системы аккумулирования энергии. Известно, что механическая энергия подразделяется на потенциальную и кинетическую. Потенциальная энергия может быть связана с перемещением тела в силовом поле (поле силы тяжести), с упругой деформацией твердого тела или газа. Кинетическая энергия обычно рассматривается в виде энергии вращения маховиков. Подъём груза как средство аккумулирования энергии использовался людьми очень давно. И сейчас всевозможные копры применяют для забивания свай, дробления горных пород. Удельная энергия, запасенная 1 кг груза, определяется высотой его подъёма h (в метрах) где g = 9,81 м/с2 – ускорение силы тяжести. В энергетике такой способ применяют при сооружении гидроаккумулирующих электростанций (см. § 3-2). Аккумулирование энергии в сжатых газах встречается редко. Так, одна из опытных воздухоаккумулирующих систем, построенная в Германии, использует внепиковую электроэнергию для привода компрессора, нагнетающего сжатый воздух в подземную выработку в соляном пласте. Отбираемая при сжатии теплота утилизируется в рекуператорах. Когда необходимо извлечь запасенную энергию, воздух под давлением направляют в газотурбинную установку, вырабатывающую электроэнергию. Эффективность такой системы оказалась невысокой (реальный КПД не более 42%), поэтому о её внедрении в промышленных масштабах пока говорить преждевременно. В настоящее время аккумулирование энергии сжатыми газами применяется, главным образом, на транспорте. Из курса термодинамики известно, что максимальная работа, которую можно получить от 1 кг сжатого газа, равна его эксергии (7-1) где Т0 и Р0 – параметры окружающей среды, а - среднелогарифмическая температура газа. Как видно из (7-1) удельная эксергия газа складывается из термической и механической составляющих. На рис. 30 приведены зависимости удельной эксергии для двух идеальных газов (воздуха и гелия) при Т0=293К. Из рисунка видно, что чем легче газ, тем больше его удельная эксергия. Аккумуляторами потенциальной энергии являются также упругие твердые тела (металлические пружины, струны, эластичные жгуты). Однако удельная энергия, запасенная в них, относительно невелика, и для энергетики они не представляют интереса. Например, для стальных пружин эта энергия не превышает 200 Дж/кг. В транспортных энергетических установках могут использоваться аккумуляторы кинетической энергии вращающихся маховиков. У них есть ряд преимуществ: - высокий (80-90%) КПД, бесшумность, быстрота зарядки и экологическая чистота. К недостаткам можно отнести лишь большую стоимость и невысокую удельную энергию. Маховик запасает кинетическую энергию вращения, которая равна (7-2) В (7-2) J – момент инерции маховика, а  - угловая частота его вращения. Поскольку момент инерции при вращении любого тела вокруг своей оси то, чем больше масса m, чем на большем расстоянии r от оси она будет расположена и чем выше частота  , тем большее количество энергии можно запасти. Однако эти параметры нельзя увеличивать беспредельно, т.к. напряжения из-за центробежных сил могут привести к разрушению маховика. В этой связи особый интерес для изготовления маховиков представляют композитные материалы на основе углеродных и стеклянных волокон, обладающих анизотропными свойствами. Их дополнительное преимущество состоит в том, что при разрушении маховики превращаются в массу спутанных волокон, а не разлетаются на куски, травмируя окружающих. По плотности запасаемой энергии (до 104 КДж/кг) современные маховики могут конкурировать с химическим топливом. Для маховиков важен вопрос о потерях энергии за время её хранения, т.к. от этого зависит длительность хранения энергии. Основные источники этих потерь – трение в подшипниках и об окружающий воздух. Их можно снизить, если поместить маховик в вакуумную оболочку, а вместо обычных подшипников использовать магнитную подвеску ротора. Есть публикации об уникальных роторах, раскрученных до скоростей 200 тыс. об/мин и более, с потерями энергии, не превышающими 20% в год. Но такие установки очень сложны и вряд ли пригодны для энергетики. В настоящее время созданы опытные образцы городских автобусов, использующих при движении энергию, запасенную маховиками. Они раскручиваются на конечных станциях маршрута стационарными элекродвигателями. Химические системы аккумулирования энергии. Они позволяют запасать и отдавать энергию в результате химических реакций. При этом запасенная энергия может выделяться в виде теплоты, электроэнергии, света или механической энергии. Основной реакцией, выделяющей энергию, является реакция окисления. Все природные органические топлива по существу являются аккумуляторами химической энергии. Удельная энергия лучших видов топлива достигает 45000 КДж/кг (с воздушным окислителем). Однако, если их использовать, например, в космосе, где окислитель тоже надо включать в общую массу топлива, то удельные характеристики значительно ниже. Наряду с природными топливами в качестве аккумуляторов энергии можно использовать и синтетические (искусственные) топлива как органические, так и неорганические. Среди них следует отметить водород, метанол и другие вещества, а также металлы. Действительно, чистый металл (магний, кальций, алюминий и др.) можно рассматривать и как энергоноситель, т.к. при его реакции с кислородом (или водой) выделяется энергия. Особый класс химических аккумуляторов энергии представляют электрохимические аккумуляторы. В них химические реакции обеспечивают производство электроэнергии и некоторого количества теплоты; для этого достаточно замкнуть внешнюю цепь. Известно, что такие аккумуляторы могут быть обратимыми и необратимыми. Если к обратимому аккумулятору подводить электроэнергию извне, то химическая реакция в нем идет в обратном направлении, и он заряжается. Эти аккумуляторы широко распространены и используются, например, для запуска двигателей внутреннего сгорания. Запасенная в них энергия характеризуются ёмкостью, выраженной в ампер-часах. Наиболее известным устройством этого типа является свинцово-кислотный аккумулятор, в котором идут следующие реакции Свинцово-кислотные аккумуляторы недороги, имеют приемлемый срок службы, но отличаются низкой удельной энергией – не более 100 КДж/кг; у более дорогих серебряно-кадмиевых она доходит до 400 КДж/кг. Необратимые электрохимические аккумуляторы имеют лучшие удельные характеристики, но могут быть использованы только однократно. Поэтому их применяют лишь как маломощные источники питания. Электростатические и электромагнитные аккумуляторы энергии. Для аккумулирования электрической энергии можно использовать конденсаторы, в которых она хранится в виде энергии электрического поля в изоляторе между обкладками. Если конденсатор имеет емкость С (Ф) и заряжен до напряжения U (в), то в нем запасена энергия Е (Дж) (7-3) Емкость простейших плоских конденсаторов где F – площадь обкладки конденсатора (м2),  - толщина слоя изолятора, разделяющего обкладки (м),  - относительная диэлектрическая проницаемость изолятора, Ф/м. Таким образом, запасенная в конденсаторе энергия существенно зависит от толщины изолятора. Однако уменьшать  можно только до определенного предела, за которым происходит электрический пробой. Для реальных конденсаторов максимальная удельная энергия невелика и находится в пределах 90-400 Дж/кг. Низкой является и длительность хранения этой энергии, т.к. полностью устранить ток утечки невозможно. Поэтому электрические конденсаторы можно использовать лишь в качестве краткосрочных аккумуляторов энергии, например, в импульсной технике. Кроме конденсаторов, электроэнергию можно аккумулировать и с помощью электромагнитных накопителей, простейшим примером которых являются соленоиды. В этих устройствах энергия хранится в виде энергии электромагнитного поля Е, связанного с протекающим в обмотке электрическим током J (7-4) где L – индуктивность соленоида. Уравнения (7-4) и (7-3) по форме аналогичны, однако между емкостным и индуктивным накопителями существует большое различие. В конденсаторе после отключения внешнего источника заряд на обкладках сохраняется некоторое время, зависящее от состояния изоляции. У катушки индуктивности после отключения тока магнитное поле исчезает, а накопленная энергия поступает обратно в электрическую цепь. Согласно (7-4) энергия, запасаемая соленоидом, пропорциональна квадрату протекающего в обмотке тока. Но увеличение тока повышает джоулевы потери, что ведет к разогреву катушки. Обмотку можно охлаждать, но кардинально решает эту проблему только использование сверхпроводящих катушек индуктивности, что сложно и дорого. Однако более серьезное ограничение на ток накладывает не температура, а механическая прочность катушки. Дело в том, что сильные магнитные поля воздействуют на проводники соленоида и могут привести к их разрушению. Оценки показывают, что удельная энергия для индуктивных накопителей может достигать 100 КДж/кг, что существенно выше, чем в конденсаторах. Основной недостаток электромагнитных накопителей связан с тем, что энергия в них запасена, только когда в катушке протекает ток. Для этого соленоид нужно все время подпитывать от внешнего источника. Отбор энергии осуществляется переключением катушки на сопротивление нагрузки. Ток в катушке убывает, уменьшается и магнитное поле, которое индуцирует в витках ЭДС, поддерживающую ток в обмотке. В итоге за некоторое время (обычно за несколько миллисекунд) вся энергия, запасённая в магнитном поле соленоида, может быть выделена во внешнюю цепь. Системы аккумулирования теплоты. Аккумулирование энергии непосредственно в форме теплоты и получение её от аккумулятора в той же самой форме имеет большое значение для энергетики. Прежде всего, оно необходимо для выравнивания графика теплопотребления с тем, чтобы теплогенерирующее оборудование работало в стабильном режиме при расчетных нагрузках. Для этого используются аккумуляторы горячей воды и паровые аккумуляторы переменного давления. Кроме того, в главах 1 и 2 было показано, что без аккумуляторов теплоты невозможна и эффективная работа систем солнечного и геотермального теплоснабжения. Конструкция тепловых аккумуляторов и их стоимость существенно зависят от необходимой длительности хранения теплоты. Известно, что эксергия или энергетическая ценность теплоты зависит от температуры, при которой она может быть отдана потребителю. Поэтому хранить тепло следует при максимально возможной температуре (близкой к температуре источника, от которого аккумулятор заряжается). Для этого нужна эффективная тепловая изоляция, например, на основе волокнистых или вспененных изоляционных материалов. Наиболее совершенной (хотя и очень дорогой) является экранно-вакуумная тепловая изоляция. Говоря о тепловых потерях аккумулятора и возможной длительности хранения тепла, нужно иметь в виду и масштабный фактор. Дело в том, что аккумулятор хранит тепло в своём объёме, а теряет с внешней поверхности. Поэтому при прочих равных условиях удельные тепловые потери будут обратно пропорциональны линейному размеру аккумулятора и для крупных устройств могут быть весьма небольшими. Существуют два типа тепловых аккумуляторов. К первому относятся такие устройства, температура активного вещества которых растет по мере подвода тепла, а ко второму – те, в которых подводимая теплота затрачивается на какой-либо фазовый переход (чаще всего плавление). Поэтому удельная энергия аккумулятора в первом случае определяется теплоемкостью С активного вещества а во втором – скрытой теплотой r фазового перехода Допустимое изменение температуры в аккумуляторе первого типа обычно задано и определяется температурой источника тепла, температурой теплоносителя, поступающего к потребителю, и температурными напорами, определяющими интенсивность теплообмена при зарядке и разрядке. Для температур до 100оС удобным теплоаккумулирующим веществом (ТАВ) является вода, т.к. она имеет высокую теплоемкость и низкую стоимость. Однако её применение при более высоких температурах требует использования сосудов под давлением, что усложняет и удорожает конструкцию. В качестве ТАВ можно использовать и твердые гранулированные материалы (гравий, щебень, галька, отходы строительных материалов). Их можно применять до температур в несколько сотен градусов. Теплоносителями в этих аккумуляторах служит воздух или другие газы. При зарядке горячий теплоноситель продувается через пористый слой ТАВ, а в процессе разрядки в обратном направлении прокачивается холодный теплоноситель, отбирая накопленную теплоту. Достоинством таких аккумуляторов также является их простота и дешевизна. В аккумуляторах второго типа зарядка сопровождается поглощением энергии при плавлении ТАВ, а при отборе теплоты аккумулирующее вещество опять затвердевает. У таких аккумуляторов два преимущества: - во-первых, более высокая удельная энергия и, во-вторых, меньшие значения , определяемые лишь интенсивностью теплопередачи. Недостаток аккумуляторов фазового перехода связан с тем, что для изменения температурного уровня запасаемой теплоты приходится подбирать новое аккумулирующее вещество, ибо температура плавления каждого ТАВ фиксирована. При умеренных температурах в качестве теплоаккумулирующих веществ могут использоваться гидраты некоторых солей. При их плавлении вода коагулируется, соль растворяется в ней, образуя гидратный раствор. Характеристики ряда перспективных гидратов приведены в таблице 7-1. Таблица 7-1 Гидраты Температ. плавления, оС Теплота плавления, КДж/кг Удельная теплоемкость, КДж/кг.град Плотность кг/м3 Твёрд. фаза Жидк. фаза Al2 (SO4) . 12 H2O 88 260 0,46 0,93 1560 NaC2H3O2 . 3 H2O 58 264 0,60 1,00 1300 LiNO3 . 3 H2O 30 306 0,58 0,94 1440 Na2SO4 . 10 H2O 18 186 0,54 1,00 1580 Одно из интересных направлений предполагает использование в аккумуляторах фазовых переходов гранулированных оболочечных ТАВ. При этом плавящиеся вещества находятся в небольших герметичных гранулах, что позволяет интенсифицировать процессы теплообмена, снизить металлоемкость и упростить конструкцию аккумуляторов. При средних температурах в качестве ТАВ можно использовать различные соли; например, поваренная соль NaCl плавится при 800оС и имеет теплоту плавления 517 КДж/кг. Наряду с большой теплотой плавления рабочее вещество аккумулятора должно обладать высокой теплопроводностью в твердой и жидкой фазах, что позволяет ускорить процессы заряда и разряда. Оно должно выдерживать многократные циклы «плавление-затвердевание». Если вещество заметно изменяет свой объем при плавлении, нужно предусмотреть меры, компенсирующие эти изменения. В связи со сравнительно низкими значениями удельной энергии, запасаемой в тепловых аккумуляторах, они применяются, в основном, в стационарных энергоустановках. Для транспортных энергосистем такие устройства являются слишком тяжелыми. §7-2. Транспорт энергии. В силу неравномерного распределения энергоресурсов места их добычи или переработки зачастую не совпадают с местами потребления. Поэтому важнейшими элементами большинства энергетических систем являются подсистемы транспорта энергоносителей. К наиболее распространенным видам транспорта энергии относятся: - транспорт химической энергии, заключенной в природных топливах; - транспорт теплоты, заключенной в потоке теплоносителя; - транспорт электроэнергии по линиям электропередач. Основное требование, предъявляемое к системам транспорта энергии – их экономичность. При этом должны учитываться как капитальные затраты в сооружение транспортной системы, так и текущие затраты, связанные с потерями энергии при её транспортировке. Первоначально, основными видами транспорта энергоносителей были железнодорожный и водный (использовались для перевозки угля и нефти). Затем они были дополнены трубопроводным транспортом и передачей электроэнергии. Сейчас наиболее дешевым видом транспорта энергии является перекачка жидких топлив (нефть и нефтепродукты) по нефтепроводам. Ему почти не уступают и морские перевозки нефти в супертанкерах. Именно из-за низкой транспортной составляющей цена на нефть примерно одинакова в любой точке земного шара. Более дорог трубопроводный транспорт газа. Это обусловлено большими затратами энергии на привод газовых компрессоров, которые приходится размещать на газопроводах через каждые 100-150 км. Были предложены два варианта переработки газа на местах добычи с последующим транспортом жидких продуктов: - сжижение газа за счет снижения его температуры примерно до 110-115К; - переработка газа в искусственное жидкое топливо. В первом случае перевозка сжиженного газа возможна только водным транспортом на специальных танкерах – рефрижераторах, оборудованных криостатами. После доставки в заданную точку жидкий газ испаряется и поступает в трубопроводную систему для подачи потребителю. Во втором случае искусственное жидкое топливо может транспортироваться любым способом. Есть и ещё один способ повышения эффективности транспорта природного газа – повышение давления в трубопроводах. К примеру, двукратное повышение давления с 7,4 до 14,8 МПа приводит к снижению стоимости транспорта газа на 35%. В последнее время определённое развитие получил гидротранспорт угля, когда по трубопроводу перекачивается водоугольная суспензия. Интересны и требуют дальнейших исследований возможности контейнерного трубопроводного транспорта твердых топлив, который по оценкам может оказаться дешевле железнодорожного. В связи с транспортом угля остро стоит проблема его переработки. Особенно это относится к низкокалорийным углям, перевозка которых на большие расстояния нерентабельна. Наибольший интерес для энергетики представляют процессы газификации угля с последующим получением жидких топлив. Другой вариант – получение из угля облагороженного твердого топлива (кокса), перевозка которого экономически целесообразна. Следует отметить, что процессы переработки угля широко применялись в мире с начала и до середины ХХ века. Затем наступил период дешевых нефти и газа, и эти производства повсеместно были закрыты. Сейчас, когда к переработке угля вновь возрос интерес, нужно не просто возродить старые технологии, но и поднять их на современный уровень. Еще один способ транспорта энергоносителя – получение электроэнергии и её передача потребителям по воздушным или кабельным линиям. В отличие от нефте- и газопроводов, линии электропередачи (ЛЭП) обеспечивают не только транспорт энергии из мест производства к местам потребления, но и очень важные связи между энергосистемами. С помощью этих связей можно частично решать проблемы резервирования и сглаживания графиков потребления энергии. Основным средством повышения пропускной способности и экономичности линий электропередачи является рост электрического напряжения. При этом возрастает также устойчивость ЛЭП. В современных ЛЭП используются напряжения до 1150 Кв переменного тока и 750 Кв постоянного тока, и эти величины, по-видимому, являются предельными. Дело в том, что с повышением напряжения усложняется проблема электрической изоляции как самой линии, так и обслуживающих её аппаратов (трансформаторов, выключателей и т.п.). В обычных воздушных ЛЭП изолятором служит воздух, и при определенных условиях его электрическая прочность может оказаться недостаточной. Кроме того, сверхвысоковольтные линии отрицательно влияют на живые организмы и, в частности, на здоровье людей. Необходимо отметить, что потери в высоковольтных линиях постоянного тока гораздо меньше, чем при переменном токе. На постоянном токе имеет значение лишь активное сопротивление линии, а в ЛЭП переменного тока приходится учитывать полное сопротивление линии, дополнительно включающее ёмкость и индуктивность. Кроме того, связанные между собой ЛЭП переменного тока не нужно синхронизировать по частоте. В крупных городах воздушные ЛЭП применяются редко, предпочтение отдается подземным кабельным линиям. Для высоковольтных кабелей пропускную способность ограничивает температурный режим, причем выделение теплоты имеет место как в проводниках, так и в изоляции. В перспективе решить эту проблему можно за счет использования газонаполненных кабелей или же с помощью сверхпроводящих ЛЭП. Говоря о будущих методах передачи энергии, следует выделить транспорт энергии в форме сверхвысокочастотного электромагнитного излучения, которое можно передавать достаточно узким направленным пучком на значительные расстояния. Есть предложения и о передаче больших количеств энергии электронными пучками. Контрольные вопросы к главе 7 1. Дайте классификацию и краткое описание основных способов аккумулирования энергии. 2. Какие аккумуляторы энергии перспективны для транспортных энергетических установок? Назовите их удельные характеристики. 3. Что представляют собой аккумуляторы тепловой энергии? Где они находят применение? 4. Какие характеристики тепловых аккумуляторов определяют эффективность и длительность хранения теплоты? 5. Назовите известные Вам теплоаккумулирующие вещества. Чем определяется их выбор? 6. Назовите основные способы транспорта энергии и сопоставьте их эффективность. Какие требования предъявляются к системам транспорта энергии? ЛИТЕРАТУРА 1. М.А.Стырикович, Э.Э.Шпильрайн, Энергетика. Проблемы и перспективы, М., Энергия, 1981. 2. Энергетика XXI века. Условия развития, технологии, прогнозы // Отв. ред. Н.И.Воропай, Новосибирск, 2004. 3. Химические вещества из угля // Под ред. Ю.Фальбе, М., Химия, 1980. 4. Энергетическое оборудование для использования нетрадиционных и возобновляемых источников энергии // Под ред. В.И.Виссарионова, М., Изд. ООО фирма «ВИЭН»,2004. 5. Термоэмиссионные преобразователи и низкотемпературная плазма // Под ред. Б.Я.Мойжеса и Г.Е.Пикуса, М., Наука, 1973. 6. В.Е.Фортов, Э.Э.Шпильрайн, Энергия и энергетика, М., Изд. Букос, 2004. 7. Э.Э.Шпильрайн, С.П.Малышенко, Г.Г.Кулешов, Введение в водородную энергетику, М., Энергоиздат, 1984. 8. Д.Дэвинс, Энергия, М., Энергоатомиздат, 1985. 9. А.Е.Шейндлин, Новая энергетика, М., Наука, 1987. 10. В.А.Кириллин, В.В.Сычев, А.Е.Шейндлин, Техническая термодинамика, М., Энергия, 1968. 11. В.А.Грилихес, Солнечные космические энергостанции, Л., Наука, 1986. 12. Теоретические основы теплотехники. Теплотехнический эксперимент. Справочник, Книга вторая // Под ред. А.В.Клименко и В.М.Зорина, М., Изд. МЭИ, 2001. 13. Дж.Твайделл, А.Уэйр, Возобновляемые источники энергии, М., Энергоатомиздат, 1990. 14. Д.Мак-Вейг, Применение солнечной энергии, М., Энергоиздат, 1981. 15. Системы солнечного тепло- и хладоснабжения //Под ред. Э.В.Сарнацкого и С.А.Чистовича, М., Стройиздат, 1990. 16. Н.А.Харченко, Индивидуальные солнечные установки, М., Энергоатомиз­дат, 1991. 17. Н.С.Лидоренко, Г.Ф.Мучник, Электрохимические генераторы, М., Энергоиздат, 1982. 18. А.М.Васильев, А.П.Ландсман, Полупроводниковые фотопреобразователи, М., Сов. Радио, 1971. 19. Л.С.Кокорев, В.В.Харитонов, Прямое преобразование энергии и термоядерные энергетические установки, М., Атомиздат, 1980. 20. И.М.Дворов, Геотермальная энергетика, М., Наука, 1976. 21. У.Бекман, С.Клейн, Дж.Даффи, Расчет систем солнечного теплоснабжения, М., Энергоиздат, 1982. 22. Р.В.Ковальский, Инженерные методы расчета термоэлектрических генераторов, М., Наука, 1990. 23. Е.Хоффман, Энерготехнологическое использование угля, М., Энергоатомиздат, 1983. 24. М.М.Караваев, В.Е.Леонов, И.Г.Попов и др., Технология синтетического метанола, М., Химия, 1984.